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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

IInnffoorrmmee FFiinnaall AAuuddiittaaddoo AAññoo 22000088

AAll 3311 ddee DDiicciieemmbbrree 22000088

EEllaabboorraaddoo ppoorr:: UUnniivveerrssiiddaadd EESSAANN –– GGeessttiióónn && EEnneerrggííaa

2

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria OSINERGMIN

“PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN

ECONÓMICA Y FINANCIERA 2008” Informe Auditado 2008

INDICE

1. CONTENIDO DEL INFORME Y CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA 8

1.1. CONTENIDO DEL INFORME 9 1.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA 9

1.2. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO 10

2. ANÁLISIS ECONÓMICO 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 16 2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS 20

2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO 25 2.3.1. ANÁLISIS VERTICAL 25 2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN 30 2.3.3. ANÁLISIS DE TENDENCIAS 34

2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS 44 2.4.1. COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL 44

2.5. ANÁLISIS DEL ACTIVO FIJO 51

2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO 55 2.6.1. CÁLCULO DEL ROA 55 2.6.2. CÁLCULO DEL ROE 56 2.6.3. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA 57 2.6.4. CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TIR. 59 2.6.5 TIR base VNR ¡Error! Marcador no definido. 2.6.6. Estimación del VNR 60 2.6.7. Estimación de la GIR 61 2.6.8. Estimación de “n” 62 2.6.9. Estimación de la TIR base VNR 62 2.6.10. TIR Base VNR Sector Eléctrico 62 2.6.11. TIR Base VNR Empresas Privadas 64 2.6.12. TIR Base VNR Empresas Estatales 66 2.6.13. Resultados GIR / VNR para Empresas Sector Eléctrico 67

3

2.6.14. GIR / VNR Empresas Privadas 68 2.6.15. GIR / VNR Empresas Estatales 69

2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS 69 2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL 69 2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS 73

2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO 76

2.9. RANKING EMPRESARIAL 79

2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO 81 2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO 81 2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS 85 2.10.3. TIPO DE CAMBIO 86 2.10.4. SECTOR EXTERNO 86 2.10.5. SECTOR FISCAL 87 2.10.6. NOTICIAS SECTOR ELÉCTRICO: AÑO 2008 89

4

INDICE DE GRAFICOS Gráfico 1 Estructura de Activos por Tipo de Empresa ................................................................................. 13 Gráfico 2 Estructura de Activos por Sistema ................................................................................................. 14 Gráfico 3 Total de Activos ................................................................................................................................ 14 Gráfico 4 Total Pasivo y Patrimonio ............................................................................................................... 16 Gráfico 5 Estructura del Pasivo por Tipo de Empresa ................................................................................. 16 Gráfico 6 Estructura del Pasivo por Sistema. ................................................................................................ 17 Gráfico 7 Componentes del Pasivo .................................................................................................................. 17 Gráfico 8 Estructura del Patrimonio Neto ...................................................................................................... 18 Gráfico 9 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa .......................................................................................... 18 Gráfico 10 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico ........................................................ 20 Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema ............................................. 24 Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras.......................................................................... 26 Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisora .......................................................................... 26 Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras ....................................................................... 27 Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras.......................................................................... 27 Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras ........................................................................ 28 Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras ....................................................................... 28 Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras ...................................................................... 31 Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras ..................................................................... 31 Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras.................................................................... 32 Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras .................................................................. 35 Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras .......................................... 35 Gráfico 23 Estructura del Estado de resultados en las Empresas Generadoras ........................................ 36 Gráfico 24 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras ................................................................ 36 Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras ............................................... 37 Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras ..................................... 37 Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras ............................................................... 38 Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras .............................. 38 Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras .................................... 39 Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN .................................................................................................... 40 Gráfico 31 Evolución del Pasivo y Patrimonio en el SEIN ......................................................................... 40 Gráfico 32 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN ....................................................................... 41 Gráfico 33 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados ............................................................................ 41 Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio en los Sistemas Aislados .................................................... 42 Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados ................................................. 42 Gráfico 36 Producto Bruto Interno-Evolución Trimestral ........................................................................... 82 Gráfico 37 Balanza Comercial Trimestral del 2006-I al 2008-IV ................................................................ 87

5

INDICE DE TABLAS Tabla 1 Inventario de la Información Recibida 10 Tabla 2 Activos por Empresa 15 Tabla 3 Activos y Participación por Empresa 15 Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa 45 Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras 45 Tabla 6 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisoras 46 Tabla 7 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras 47 Tabla 8 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema 47 Tabla 9 Análisis Vertical de Costos Combinados por Tipo de Empresa 48 Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Generadoras 49 Tabla 11 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresa Transmisoras 50 Tabla 12 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras 50 Tabla 13 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema 51 Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.) 52 Tabla 15 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.) 53 Tabla 16 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Equipo 54 Tabla 17 TIR base VNR Sector Eléctrico. 63 Tabla 18 TIR base VNR por tipo de empresa 64 Tabla 19 TIR base VNR de Empresas Privadas 65 Tabla 20 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas) 66 Tabla 21 TIR base VNR de Empresas Estatales 66 Tabla 22 GIR / VNR de Empresas Eléctricas 67 Tabla 23 GIR / VNR por Tipo de Empresa Total Sector 68 Tabla 24 GIR / VNR de Empresas Privadas 68 Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada 68 Tabla 26 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal 69 Tabla 27 GIR / VNR de Empresas Estatales 69 Tabla 28 Balance General 2000 – 2008 (S/. miles) 71 Tabla 29 Proyección del Balance General a Diciembre de 2009 (S/. miles) 72 Tabla 30 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (S/. miles) 73 Tabla 31 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa 73 Tabla 32 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2009 75 Tabla 33 Ranking General 79 Tabla 34 Ranking Total 80 Tabla 35 Producto Bruto Interno 82 Tabla 36 Variaciones % del PBI - Diciembre 2008 83 Tabla 37 VAB Trimestral de la Actividad Eléctrica y Agua 84 Tabla 38 Evolución del Índice Mensual de la Producción Nacional Diciembre 2008 84 Tabla 39 Producción de Energía del Mercado Eléctrico (MWh) 85 Tabla 40 Variación Porcentual de la Tasa de Inflación 85 Tabla 41 Balanza Comercial 87 Tabla 42 Operaciones del Gobierno Central (Millones Nuevos Soles) 88

INDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1 Evolución Total de Activos 19 Ilustración 2 Evolución del Patrimonio 19 Ilustración 3 Evolución Pasivo/Patrimonio 19 Ilustración 4 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa 20

6

INDICE DE CUADROS

Cuadro N°1.0: Resumen del Balance General por sistemas ................................. 184

Cuadro N°2.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Sistema ........ 185

Cuadro N°3.0: Resumen del Balance General por Actividad ................................. 186

Cuadro N°4.0: Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Actividad ....... 187

Cuadro N°5.0: Balance General Resumido de las empresas de servicio eléctrico188

Cuadro N°5.1: Balance General de las Empresas Generadoras .......................... 189

Cuadro N°5.2: Balance General de las Empresas Transmisoras ......................... 190

Cuadro N°5.3: Balance General de las Empresas Distribuidoras .......................... 191

Cuadro N°6.0: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas de servicio

eléctrico ......................................................................................... 192

Cuadro N°6.1: Ganancias y Pérdidas por destino de las empresas

generadoras …………………………………………………………193


transmisoras ………………………………………………………. .194


distribuidoras ........................................................................................ 195

Cuadro N°7.0: Ganancias y Pérdidas por naturaleza de las empresas

de servicio eléctrico. ...................................................................... 196

Cuadro N°7.1: Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de las empresas

Generadoras .................................................................................. 197


transmisoras ................................................................................. 198


distribuidoras .................................................................................. 199

Cuadro N°8.0: Ratios de las Empresas Eléctricas. ................................................ 200

Cuadro N°8.1: Ratios de las empresas Generadoras ............................................ 201

Cuadro N°8.2: Ratios de las empresas Transmisoras ........................................... 202

Cuadro N°8.3: Ratios de las empresas Distribuidoras. .......................................... 203

Cuadro N°9.0: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General por tipo

de empresa y sistemas. .................................................................. 204

7

Cuadro N°9.1: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General. ................... 205

Cuadro N°9.2: Costo Combinado por Naturaleza y Destino Genera

de las empresas generadoras ........................................................ 206

Cuadro N°9.3: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General

de las empresas transmisoras ........................................................ 207

Cuadro N°9.4: Costo Combinado por Naturaleza y Destino General

de las empresas distribuidoras ..................................................... 208

Cuadro N°10.0: Flujo de efectivo por tipo de empresa .......................................... 209

Cuadro N°10.1: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Generadoras ........ 210

Cuadro N°10.2: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Transmisoras. ....... 211

Cuadro N°10.3: Estado de Flujo de efectivo de las empresas Distribuidoras ....... 212

Cuadro N°11.0: Consolidado General de Activos Fijos .......................................... 213

Cuadro N°11.1: Activo Fijo por Tipo de Empresa y Sistemas ................................ 214

Cuadro N°12.0: Resumen de los Ratios financieros (Formulario) ......................... 215

Cuadro N°13.0: Glosario de Términos de las empresas eléctricas ....................... 216

8

1. CONTENIDO DEL INFORME Y CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA

9

1.1. CONTENIDO DEL INFORME

El presente documento constituye el informe anual del “Procesamiento y Análisis

de la Información Económica Financiera a Diciembre 2008” encargada por la

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de la OSINERGMIN (OSINERGMIN-

GART) al consorcio Universidad ESAN – Gestión & Energía. La información

contenida corresponde al Informe Auditado del Año 2008 que incluye información

de 41 empresas del servicio de electricidad.

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 año 2008 fue

proporcionada por el OSINERGMIN-GART en medios magnéticos y/o impresos y

a través de correo electrónico; y pertenecen a un total de 42 empresas. También

adjuntaron archivos en Excel con información procesada, correspondiente a los

periodos 2007 y 2008, con la finalidad de poder efectuar el análisis comparativo

respectivo.

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

10

Tabla 1 Inventario de la Información Recibida

N° Tipo Sistema Código Nombre de la empresa

Flujo deEfectivo

H A H A H A H A H A H H A

1 G SEIN ATOC Atocongo n n n n n n n n n n n n n n n2 G SEIN CAHU Cahua1 s n s n s n s n s n s s n s s3 G SA CHAV Chavimochic s s s s s s s s s s s s s s s4 D SEIN COEL Coelvisac s n s n s n s n s n s s n s s5 T SEIN CONE Conenhua n n n n n n n n n n n n n n n6 D SEIN EDCA Edecañete s n s n s n s n s n s s n s s7 D SA EDEL Edelsa n n n n n n n n n n n n n n n8 G SEIN EDGL Edegel2 s n s n s n s n s n s s n s s9 D SEIN EDLN Edelnor s n s s s n s n s n s s n s s

10 G SEIN EEPS Eepsa s n s n s n s n s n s s n s s11 G SEIN EGAS Egasa s n s n s n s n s n s s n s s12 G SEIN EGEM Egemsa s n s n s n s n s n s s n s s13 G SEIN EGEN Egenor s n s n s n s n s n s s n s s14 G SA EGEP Egepsa s n s n s n s n s n s s n s s15 G SEIN EGES Egesur s n s n s n s n s n s s n s s16 G SEIN ELAN Electro Andes s n s n s n s n s n s s n s s17 D SEIN ELC Electrocentro s n s n s n s n s n s s n s s18 D SEIN ELN Electronorte s n s n s n s n s n s s n s s19 D SEIN ELNM Hidrandina s n s n s n s n s n s s n s s20 D SEIN ELNO Electronoroeste s s s s s s s s s s s s s s s21 D SA ELOR Electro Oriente s n s n s n s n s n s s n s s22 G SEIN ELP Electroperú s n s n s n s n s n s s n s s23 D SEIN ELPU Electro Puno s s s s s s s s s s s s s s s24 D SEIN ELS Electrosur s n s n s n s n s n s s n s s25 D SEIN ELSE Electro Sur Este s n s n s n s n s n s s n s s26 D SEIN ELSM Electro Sur Medio s n s n s n s n s n s s n s s27 D SEIN ELTO Electro Tocache s n s n s n s n s n s s n s s28 D SEIN ELUC Electro Ucayali s n s n s n s n s n s s n s s29 D SEIN EMSE Emsemsa s n s n s n s n s n n s n s s30 D SA EMSU Emseusa s n s n s n s n s n s s n s s31 G SEIN ENER Enersur s n s n s n s n s n s s n s s32 D SA EPAN Electro Pangoa n n n n n n n n n n n n n n n33 T SEIN ESEL Eteselva s n s n s n s n s n s s n s s34 G SEIN GABA San Gabán s n s n s n s n s n s s n s s35 T SEIN ISA Isa-Perú s s s s s s s s s s s s s s s36 G SEIN KALP Kallpa s n s n s n s n s n s s n s s37 D SEIN LDS Luz del Sur s n s n s n s n s n s s n s s38 T SEIN REP Rep s s s s s s s s s s s s s s s39 T SEIN RSUR Redesur s s s s s s s s s s s s s s s40 G SEIN SARO Santa Rosa n n n n n n n n n n n n n n n41 D SEIN SEAL Seal s s s s s s s s s s s s s s s42 D SA SERS Sersa s n s n s n s n s n s s n s s43 G SEIN SHOU Shougesa s s s s s s s n s n s s n s s44 G SEIN SINE Sinersa s n s n s n s n s n s s n s s45 G SEIN SMC Minera Corona s n s n s n n n n n s n n s s46 T SEIN TRAN Transmantaro s s s s s s s s s s s s s s s47 G SEIN TSEL Termoselva s n s n s n s n s n s s n s s

1 Cahua se fusionó con Energia Pacasmayo 5 52 Etevensa se fusionó con Edegel3 Se considera tanto la información en dbf y excel

INVENTARIO DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA AL 12 de Mayo de 2009

FormatoImpreso

FormatoMagnét. 3

BalanceGeneral

Estado deGanancia y

Pérdidas porNaturaleza

Estado deGanancia y

Pérdidas porDestino

Costo Combinadopor Naturaleza

Costo Combinadopor Destino Activo Fijo

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 diciembre del 2008, los valores del ROA y ROE en promedio a nivel del

sector eléctrico son 10,3% y 14,9% respectivamente.

11

2. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO

12

2.1. MARCO DE ESTUDIO

El presente informe contiene

el análisis Económico

Financiero de 42 empresas

del sector eléctrico, 18

empresas generadoras, 5 empresas transmisoras y 19 empresas distribuidoras.

El análisis se ha efectuado sobre la base de los Estados Financieros, 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 2007 y 2008, los que han sido reexpresados a soles

de diciembre del 2008, utilizando para ello los índices IPM1 publicados por el INEI

con índice base 1994 = 100,0.

1

IPM Diciembre 2006 173.426072IPM Diciembre 2007 182.505674IPM Diciembre 2008 198.540960

Tipo/Sistemas SEIN SA Universo Marco de Estudio

Generadoras 19(a) 2 21 18Transmisoras 5 0 5 5Distribuidoras 16 5 21 19

Total 40 7 47 42

Marco de Estudio 36 4 40No presentarón información: (a) Atocongo

13

2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL

2.2.1. ANÁLISIS DE ACTIVOS

El total de activos a diciembre

del 2008 fue de S/. 27 925,3

millones mientras que los

pasivos ascendieron a

S/. 12 662,4 millones (45,3%

del total activos); y el

patrimonio fue de S/. 15 262,9

millones (54,7% del total

activos).

En el caso de activos totales S/. 27 925,3 millones (100%); el 60,4% corresponden

a la actividad de Generación; el 31,8% a la actividad de Distribución y el 7,8% a la

actividad de Transmisión.

Gráfico 1 Estructura de Activos por Tipo de Empresa

27 925.3

16 870.5

2 171.2

8 883.5

3,000

9,000

15,000

21,000

27,000

Mill

. S/.

Total Activos Tipo Empresa

Total Activos Generadoras Transmisoras Distribuidoras

27 925.3

15 262.9

12 662.4

-4,0008,000

12,00016,00020,00024,00028,000

Mill

. S/.

Total Activos Pasivo y Patrimonio Neto

Activos, Pasivos y Patrimonio Neto

Total Activo Patrimonio Neto Total Pasivo

14

Reagrupando la información por sistema, se tiene que el 98,2% (S/. 27 414,3

millones) de los activos totales corresponde al Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional y el 1,8% (S/. 511,0 millones) al Sistema Aislado.

Gráfico 2 Estructura de Activos por Sistema

27 925.3 27 414.3

511.0

-5,000

10,00015,00020,00025,00030,000

Mill

. S/.

Total Activos SistemaTotal Activos SEIN SA

Los activos están conformados sustancialmente por activos fijos, los cuales a

diciembre del 2008 ascienden a S/. 21 295,1 millones representando el 76,3% del

total de activos.

Gráfico 3 Total de Activos

27 925.321 295.1

6 630.2

-5,000

10,00015,00020,00025,00030,000

Mill

. S/.

Total Activos Activo Fijo y OtrosActivos

Total Activos Activo Fijo Otros Activos

Del total de activos fijos, el 61,3% corresponden a la actividad de Generación, el

34,5% a la actividad de Distribución y el 4,2% a la actividad de Transmisión.

15

Del total de activos fijos netos, (S/. 21 295,1 millones); se concentra en las

generadoras Edegel (20,3% del total de activos fijos) y Electroperú (13,4% del

total de activos fijos).

Tabla 2 Activos por Empresa

Tipo Empresa ACTIVO FIJO NETO PARTICIPACIÓN POR

Dic-08 TIPO G/T/DG Edegel 4,313.6 20.3%G Electroperú 2,863.3 13.4%D Edelnor 2,020.2 9.5%D Luz del Sur 1,799.2 8.4%G Egenor 1,162.0 5.5%G Enersur 1,075.8 5.1%D Hidrandina 899.3 4.2%G Egasa 741.5 3.5%

TOTAL (MILES S/.) 21,295.1 100.0%

Tabla 3 Activos y Participación por Empresa

En Miles S/. ACTIFO FIJO NETO PARTICIPACIÓN PARTICIPACIÓN ACTIVO FIJO BRUTO PARTICIPACIÓN PARTICIPACIÓN

Dic-08 POR TIPO POR TOTAL Dic-08 POR TIPO POR TOTAL Cahua 223,339 1.7% 1.0% 368,560 1.7% 1.1%Chavimochic 34,924 0.3% 0.2% 58,715 0.3% 0.2%Edegel 4,313,571 33.0% 20.3% 6,134,586 28.6% 17.6%Eepsa 144,718 1.1% 0.7% 266,508 1.2% 0.8%Egasa 741,525 5.7% 3.5% 1,532,088 7.1% 4.4%Egemsa 414,857 3.2% 1.9% 620,371 2.9% 1.8%Egenor 1,161,972 8.9% 5.5% 1,984,062 9.3% 5.7%Egepsa 3,905 0.0% 0.0% 5,727 0.0% 0.0%Egesur 170,243 1.3% 0.8% 337,606 1.6% 1.0%Electro Andes 484,432 3.7% 2.3% 587,722 2.7% 1.7%Electroperú 2,863,315 21.9% 13.4% 6,298,657 29.4% 18.1%Enersur 1,075,772 8.2% 5.1% 1,458,485 6.8% 4.2%Kallpa 516,856 4.0% 2.4% 532,040 2.5% 1.5%Minera Corona 92,158 0.7% 0.4% 92,158 0.4% 0.3%San Gabán 430,432 3.3% 2.0% 540,672 2.5% 1.6%Shougesa 49,661 0.4% 0.2% 152,122 0.7% 0.4%Sinersa 100,905 0.8% 0.5% 129,808 0.7% 0.4%Termoselva 230,134 1.8% 1.1% 349,191 1.6% 1.0%Total Generadoras 13,052,719 100.0% 61.3% 21,449,078 100.0% 61.7%Eteselva 207,116 23.3% 1.1% 289,047 23.7% 0.8%Isa-Perú 134,017 15.1% 0.6% 169,683 13.8% 0.5%Redesur 153,494 17.3% 0.7% 214,359 17.6% 0.6%Rep 29,541 3.3% 0.1% 55,791 4.6% 0.2%Transmantaro 364,666 41.0% 1.7% 492,519 40.3% 1.4%Total Transmisoras 888,833 100.0% 4.2% 1,221,399 100.0% 3.5%Coelvisac 22,724 0.3% 0.1% 27,201 0.2% 0.1%Edecañete 42,817 0.6% 0.2% 75,006 0.5% 0.2%Edelnor 2,020,246 27.5% 9.5% 3,224,002 26.7% 9.3%Electro Oriente 377,751 5.1% 1.8% 458,661 3.8% 1.3%Electro Puno 191,469 2.6% 0.9% 333,673 2.8% 1.0%Electro Sur Este 419,145 5.7% 2.0% 698,561 5.8% 2.0%Electro Sur Medio 218,829 3.0% 1.0% 383,555 3.2% 1.1%Electro Tocache 823 0.0% 0.0% 1,901 0.0% 0.0%Electro Ucayali 100,783 1.4% 0.5% 152,947 1.3% 0.4%Electrocentro 478,586 6.5% 2.2% 977,713 8.1% 2.8%Electronoroeste 249,722 3.4% 1.2% 446,427 3.7% 1.3%Electronorte 194,240 2.6% 0.9% 366,803 3.0% 1.1%Electrosur 121,321 1.6% 0.6% 236,846 2.0% 0.7%Emsemsa 558 0.0% 0.0% 832 0.0% 0.0%Emseusa 5,423 0.1% 0.0% 10,171 0.1% 0.0%Hidrandina 899,280 12.2% 4.2% 1,499,825 12.4% 4.3%Luz del Sur 1,799,186 24.5% 8.4% 2,673,019 22.1% 7.7%Seal 210,508 2.9% 1.0% 522,435 4.3% 1.5%Sersa 171 0.0% 0.0% 232 0.0% 0.0%Total Distribuidoras 7,353,582 100.0% 34.5% 12,089,811 100.0% 34.8%TOTAL 21,295,134 100.0% 100.0% 34,760,288 100.0% 100.0%SEIN 20,872,960 98.0% 98.0% 34,226,782 98.5% 98.5%SA 422,174 2.0% 2.0% 533,506 1.5% 1.5%TOTAL 21,295,134 100.0% 100.0% 34,760,288 100.0% 100.0%

16

2.2.2. ANÁLISIS DE PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO

Al cierre de diciembre del presente año, el pasivo total ascendería a S/. 12 662,4

millones lo cual representa el 45,3% de los activos totales, mientras el patrimonio

neto a diciembre del 2008 ascendería a S/. 15 262,9; el cual representaría el

54,7% de los activos totales.

Gráfico 4 Total Pasivo y Patrimonio

12,662.415,262.9

-

2,500.0

5,000.0

7,500.0

10,000.0

12,500.0

15,000.0

17,500.0

Pasivos Patrimonio Neto

Mill

ones

S/.

En relación a la estructura del pasivo por subsector, el 62,2% de pasivos

corresponderían al conjunto de empresas generadoras; el 9,1% a las empresas

transmisoras y el 28,7% a las empresas de distribución.

Gráfico 5 Estructura del Pasivo por Tipo de Empresa

12 662.4

7 872.2

1 145.4

3 644.8

-

2,0004,000

6,0008,000

10,00012,000

Mill

. S/.

Total Pasivos Tipo Empresa

Total Pasivos Generadoras Transmisoras Distribuidoras

17

Con relación al tipo de sistema se observa una concentración del pasivo en

empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, alcanzando a diciembre

del 2008; 99,6% y con sólo 0,4% para las empresas del Sistema Aislado.

Gráfico 6 Estructura del Pasivo por Sistema.

12 662.4 12 613.8

48.6

-3,0006,0009,000

12,00015,000

Mill

. S/.

Total Pasivos Sistema

Total Pasivos SEIN SA

|

A diciembre del 2008 el pasivo corriente ascendió a S/. 3 443,6 millones (27,2%

del pasivo) y el pasivo no corriente fue de S/. 9 218,8 millones (72,8% del pasivo).

Gráfico 7 Componentes del Pasivo

12 662.49 218.8

3 443.6

-

5,000

10,000

15,000

Mill

. S/.

Total Pasivos Pasivo Corriente y NoCorriente

Total Pasivos Pasino No Corriente Pasivo Corriente

El patrimonio neto a diciembre del 2008 ascendería a S/. 15 262,9 el cual

representaría el 54,6% de los activos totales.

18

Gráfico 8 Estructura del Patrimonio Neto

100,0%

54,6%

(5,000)

5,000

15,000

25,000

Millo

nes

de

Nue

vos

Sol

esTotal Pasivo yPatrimonio

27,925.3

Patrimonio Neto 15,262.9 Deuda/Patrimonio 0.8296

Dic. 2008

El Sector Eléctrico presentaría en general un nivel de apalancamiento del 0,8296.

Por Subsector, las Generadoras requerirían endeudarse en 0,875 para operar, y

las Distribuidoras y Transmisoras el 0,696 y 1,117 respectivamente.

Cabe destacar que el 58,9% del total del patrimonio neto correspondería a las

empresas generadoras, mientas que 34,3% a las empresas distribuidoras y el

6,8% a las de transmisión.

Gráfico 9 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa

15 262.9

8 998.4

1 025.8

5 238.8

-

3,000

6,000

9,000

12,000

15,000

Mill

. S/.

Patrimonio Neto Tipo Empresa

Patrimonio Neto Generadoras Transmisoras Distribuidoras

19

Ilustración 1 Evolución Total de Activos

29 828.3

28 561.327 925.3

0.0%

-4.2% -2.2%

20,000

22,500

25,000

27,500

30,000

32,500

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Mill

. S/.

-20.0%

-15.0%

-10.0%

-5.0%

0.0%

5.0%

10.0%

%

Total Activos Δ Activos

Ilustración 2 Evolución del Patrimonio

29 828.328 561.3 27 925.3

16 773.6 16 166.7 15 262.9

56.6%56.2% 54.7%

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Mill

. S/.

25.0%

40.0%

55.0%

70.0%

%

Total Activo Patrimonio Neto % Patrimonio Neto

Ilustración 3 Evolución Pasivo/Patrimonio

16,773.6 16,166.7 15,262.9

13,054.6 12,394.6 12,662.4

0.778 0.7670.830

1,500

6,000

10,500

15,000

19,500

24,000

28,500

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Mill

. S/.

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

Patrimonio Neto Pasivo Deuda/Patrimonio

20

Ilustración 4 Ratio Deuda/Capital según Tipo de Empresa

12 662.415 262.9

7 872.2 8 998.4

1 145.4 1 025.8

3 644.85 238.8

0

3,000

6,000

9,000

12,000

15,000

18,000

Mill

. S/.

Pasivos 12,662.4 7,872.2 1,145.4 3,644.8

Patrimonio Neto 15,262.9 8,998.4 1,025.8 5,238.8

Pasivo/Patrimonio 0.830 0.875 1.117 0.696

Total Generadoras Transmisoras Distribuidoras

2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS

2.2.3.1 INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD OPERATIVA Al 31 de diciembre del 2008, el sector eléctrico registró ingresos por S/. 11 040,5

millones. Los gastos operativos fueron de S/. 8 290,8 millones (75,1% de los

ingresos), resultando en una utilidad operativa de S/. 2 749,7 millones (24,9% de

los ingresos). La utilidad neta del periodo fue de S/. 1 408,0 millones;

representando el 12,8% de los ingresos totales.

Gráfico 10 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico

1 408.0 2 749.7

8 290.8

11 040.5

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

IngresosOperativos

CostosOperativos

UtilidadOperativa

Utilidad Neta

Mill

. S/.

21

a) Por Tipo de Empresa Las empresas generadoras

lograron el 52,1% de los ingresos

totales del sector, registrando

S/. 5 752,0 millones. En tanto, las

empresas distribuidoras

participaron del 44,3%

(S/. 4 892,2 millones) del total de

ingresos y las transmisoras con

el 3,6% (S/. 396,3 millones).

Respecto a los costos, las

empresas generadoras

registraron gastos por

S/. 4 075,6 millones (70,9% del

total de ingresos de las

generadoras), las distribuidoras

alcanzaron S/. 4 012,7 millones

(82,0% del total de ingresos de

las distribuidoras). Los gastos de

las empresas transmisoras

S/. 202,5 millones (51,1% del total de ingresos de las transmisoras).

Del total de la Utilidad

Operativa el 61,0%

corresponde a las empresas

generadoras (S/. 1 676,5

millones), el 32,0% a empresas

distribuidoras (S/. 879,5

millones) y el 7,0% proviene de

las empresas transmisoras

(S/. 193,8 millones).

Total (Mill. S/.) %8,290.8 100.0%4,075.6 49.2%

202.5 2.4%4,012.7 48.4%

GastosGeneraciónTransmisiónDistribución

% Gastos por Tipo Empresa

Distribución48.4%

Generación49.2%

Transmisión2.4%

Total (Mill. S/.) %11,040.5 100.0%

5,752.0 52.1%396.3 3.6%

4,892.2 44.3%

IngresosGeneraciónTransmisiónDistribución

% Ingresos por Tipo Empresa

Distribución44.3%

Generación52.1%

Transmisión3.6%

Total (Mill. S/.) %2,749.7 100.0%1,676.5 61.0%

193.8 7.0%879.5 32.0%

GeneraciónTransmisiónDistribución

Utilidad Operativa

% Utilidad Operativa por Tipo Empresa

Transmisión7.0%

Distribución32.0%

Generación61.0%

22

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/. 2 263,0

millones; superior en

S/. 586,5 millones a su

utilidad operativa

(S/. 1 676,5 millones) por

concepto provisión por

depreciación.

• Las empresas transmisoras

presentan utilidad operativa

de S/. 193,8 millones y

EBITDA de S/. 238,8

millones superior en S/ 45,0

millones que corresponde a

la depreciación.

• La actividad distribución presenta una utilidad operativa de S/. 879,5

millones y un EBITDA de S/. 1 245,0 millones, superior en S/. 365,5

millones correspondiente a la provisión por depreciación.

2 EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación

EBITDA por Tipo de Empresa

1,244.3

238.8

2,263.0

-

500.0

1,000.0

1,500.0

2,000.0

2,500.0

Generación Transmisión Distribución

Mill

. S/.

GeneraciónTransmisiónDistribución

Estructura del Resultado Operativo por Tipo de Empresa

4,892.2

5,752.0

396.3

4075.6

202.5

4012.7879.5

1,676.5

193.8

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

Generadoras

Transmisoras

Distribuidoras

Mill S/.

Ingresos Costos Operativos Utilidad Operativa

23

b) Por Sistema

El SEIN presentó ingresos por

S/. 10 799,0 millones;

representando el 97,8% del

total de ingresos del sector

eléctrico. Los Sistemas

Aislados representan por su

parte el 2,2% restante con

ingresos por S/. 241,5 millones.

Respecto a los costos

operativos, el Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional

representa el 97,2%

(S/. 8 061,1 millones), y el

Sistema Aislado el 2,8%


La utilidad operativa muestra

que la participación del SEIN

representa el 99,6%

(S/. 2 738,0 millones), y el

Sistema Aislado el 0,4%


Total (Mill. S/.) %Ingresos 11,040.5 100.0%

SEIN 10,799.0 97.8%SA 241.5 2.2%

%Ingresos por Sistema

SA2.2%

SEIN97.8%

Total (Mill. S/.) %Costos 8,290.8 100.0%SEIN 8,061.1 97.2%

SA 229.7 2.8%

% Costos por Sistema

SA2.8%

SEIN97.2%

Total (Mill. S/.) %Utilidad Operativa 2,749.7 100.0%

SEIN 2,738.0 99.6%SA 11.8 0.4%

% Utilidad Operativa por SistemaSA

0.4%

SEIN99.6%

24

Gráfico 11 Estructura de Estado de Resultados y E.B.I.T.D.A. por Sistema

3,718.1

28.7

-

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

6,000.0

Mill

ones

de

S/.

SEIN SA

EBITDA por Sistema

• El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional presenta una utilidad

operativa (UO) de S/. 2 738,0 millones y un EBITDA de S/. 3 718,1

millones superior a la UO en S/. 980,1 millones por concepto de provisión

por depreciación.

• El Sistema Aislado presenta una utilidad operativa de S/. 11,8 millones y

un EBITDA de S/. 28,7 millones superior a la UO en S/. 16,9 millones

correspondiente al concepto de la provisión por depreciación.

2.2.3.2 UTILIDAD NETA A nivel del Sector Eléctrico, la Utilidad Neta a diciembre del 2008 es de

S/. 1408,0 millones que corresponden al 12,8% del Total Ingresos.

Por Tipo de Empresa

• Las empresas Generadoras presentan una Utilidad Neta de S/. 837,5.

• Las Transmisoras presentan Utilidad Neta de S/. 99,5 millones; al 31 de

diciembre del 2008.

25

• La empresas Distribuidoras presentan una Utilidad Neta de S/. 471,0 millones;

mayor en 2,3% a su Utilidad Neta correspondiente a diciembre del 2007


Por Sistema

• El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) representa una Utilidad

Neta de S/. 1 400,6 millones.

• El Sistema Aislado presenta una Utilidad Neta de S/. 7,4 millones, superior en

33,6% a su Utilidad Neta correspondiente a diciembre del 2007 (S/. 5,5 millones

a soles de diciembre 2008).

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 a diciembre del 2008.

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 77,4%

corresponde al Activo fijo (S/. 13 052,7 millones), mientras que el 15,1%

corresponde al Activo corriente (S/. 2 545,5 millones) y el 7,5% a Otros activos no

corrientes (S/. 1 272,4 millones).

26

Gráfico 12 Estructura de Activos: Empresas Generadoras

Activo fijo77.4%

Activo Corriente

15.1%

Otros activos no corrientes

7.5%

Para las empresas transmisoras, se puede apreciar que el Activo fijo (S/. 888,8

millones) representa el 40,9% de sus Activos totales. Por su parte el Activo

corriente (S/. 240,2 millones) constituye el 11,1%, mientras que los Otros activos

no corrientes (S/. 1 042,2 millones) representan el 48,0%.

Gráfico 13 Estructura de Activos: Empresas Transmisora

Activo Corriente

11.1% Otros activos no corrientes

48.0% Activo fijo

40.9%

Para las empresas distribuidoras, el 82,8% de sus Activos totales corresponde a

los Activos fijos (S/. 7 353,6 millones), mientras que el Activo corriente ocupa el

14,8% (S/. 1 312,6 millones) y los Otros activos no corrientes el 2,4% (S/. 217,3

millones).

27

Gráfico 14 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras

Otros activos no corrientes

2.4%

Activo Corriente

14.8%

Activo fijo82.8%

Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de generación, el

46,7% proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 7 872,2 millones) y el

53,3% de fuentes propias (S/. 8 998,4 millones).

Gráfico 15 Estructura de Pasivos: Empresas Generadoras

Patrimonio Neto53.3%

Pasivo No Corriente

36.3%

Pasivo Corriente

10.4%

Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas transmisoras, el

52,8% proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 1 145,4 millones) y el


28

Gráfico 16 Estructura de Pasivos: Empresas Transmisoras

Pasivo Corriente

13.0%


Pasivo No Corriente

39.8%

Con relación a las fuentes de financiamiento de las empresas de distribución, el

41,0 % proviene de fuentes de financiamiento externas (S/. 3 644,8 millones) y el


Gráfico 17 Estructura de Pasivos: Empresas Distribuidoras

Pasivo Corriente

15.9%

Pasivo No Corriente

25.1%


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

29

Los Ingresos Totales de las

empresas generadoras

ascendieron a S/. 5 752,0

millones, siendo su principal

ingreso la Venta de energía a

precios en barra (45,9% de sus

Ingresos).

De otro lado, los Costos Operacionales ascienden a S/. 4 075,6 millones y

representan el 70,9% del Total Ingresos. Dentro de los Costos Operacionales más

representativos se tienen: la Compra de energía con 23,3%, y las Provisiones con

11,1% del Total Ingresos respectivamente.

Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 1 676,5 millones; lo cual representa el

29,1% del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 837,5 millones; 14,6%

de los Ingresos totales de las generadoras.

El total de Ingresos de las empresas transmisoras a diciembre del 2008,

ascendió a S/. 396,3 millones;

siendo el principal ingreso de estas

empresas el pago por Peaje de

transmisión que pagan las empresas

generadoras y representan el 92,6%

de sus Ingresos.

Los Costos operativos ascendieron a S/. 202,5 millones y representan el 51,1%

de sus Ingresos. Dentro de los Costos Operacionales, los más representativos

son: las Provisiones S/. 85,5 millones; los Servicios Prestados por Terceros

S/. 52,5 millones y las Cargas del Personal S/. 39,3 millones; los cuales

representan el 21,6%; 13,2 y 9,9% de sus Ingresos respectivamente.

Análisis Vertical: Subsector TransmisiónIngresos

Peajes y uso Instal.

transmisión92.6%

Otros ingresos7.4%

Análisis Vertical: Subsector GeneraciónIngresos

Venta energía precios en barra

45.9%

Venta energía eléctrica al

público38.2%

Otros15.9%

30

Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 193,8 millones; lo cual representa el 48,9%

del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 99,5 millones; 25,1% de los

Ingresos totales.

El Total de Ingresos de las empresas de distribución a diciembre del 2008

asciende a S/. 4 892,2 millones siendo

el principal ingreso la venta de energía

eléctrica al público con S/. 4 572,9

millones que representa el 93,5% de

participación del Total Ingresos.

Los Costos Operativos ascendieron a S/. 4 012,7 millones representando el 82,0%

de los Ingresos. Los más representativos son la Compra de energía (51,2%),

Servicios Prestados por Terceros que representan el 8,7% y Provisiones con 8,2%

de los Ingresos.

Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 879,5 millones; lo cual representa el 18,0%

del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 471,0 millones; 9,6% 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/. 16 870,5 millones que representa el 60,4% del Total de Activos del Sistema

Eléctrico. Asimismo, el nivel de los pasivos de las empresas generadoras alcanzó

S/. 7 872,2 millones; mientras que el patrimonio neto S/. 8 998,4. El 29,1% de

Activos totales es propiedad de Edegel; el 20,4% de Electroperú y el 9,9% de

Enersur concentrándose en estas 3 empresas el 59,4% de los activos totales.

Análisis Vertical: Subsector DistribuciónIngresos

Otros6.5%

Venta energía

eléctrica al público93.5%

31

Gráfico 18 Estructura del Activo en Empresas Generadoras

Electroperú20.4%

Edegel29.1%

Enersur9.9%

Otras40.6%

Las empresas transmisoras muestran un total de activos de S/. 2 171,2. El 53,6%

de Activos Totales es propiedad de REP; el 20,7% de Transmantaro

concentrándose en estas 2 empresas el 74,3 % de los activos totales. Asimismo,

el nivel de los pasivos de las empresas transmisoras alcanzó S/. 1 145,4 millones;

mientras que el patrimonio neto S/. 1 025,8.

Gráfico 19 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras

Transmantaro20.7% REP

53.6%

Otras25.7%

Las empresas distribuidoras presentan niveles de activo de S/. 8 883,5 millones.

Las empresas que concentran el 51,3 % de los Activos Totales en esta actividad

son: Edelnor (26,9%) y Luz del Sur (24,4%). Con relación a los pasivos se registra

un nivel de S/. 3 644,8 millones; mientras que el nivel de patrimonio se encuentra

en S/. 5 238,8.

32

Gráfico 20 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras

Luz del Sur24.4%

Otras48,7%

Edelnor26.9%

Del total de ingresos

correspondiente a las empresas

generadoras sólo dos empresas

concentran el 43,9%, siendo éstas:

Electroperú con el 21,2% y Enersur

con el 22,7%. Edegel tiene una

participación del 20,0% sobre el total

y Egenor participa con 6,9% de los

Ingresos del Subsector Generación.

Del total de ingresos de las

empresas transmisoras Red de

Energía del Perú (REP) concentra

57% y Transmantaro el 20,6% de los

Ingresos del Subsector.

Para las empresas distribuidoras

sólo dos empresas concentran el

59,0%, siendo éstas: Luz del Sur

con el 29,6% y Edelnor con el 29,4%

de participación del Total Subsector

Distribución. Mientras que

Hidrandina tiene el 7,5% de

participación en el total de ingresos.

Ingresos por Generadoras

Enersur22.7%

Otras29.2%

Edegel20.0%

Egenor6.9%

Electroperú21.2%

Ingresos por Transmisoras

REP56.9%

Otras22.5%

Transmantaro20.6%

Ingresos por Distribuidoras

Edelnor29.4%

Luz del Sur29.6%

Hidrandina7.5%

Otras33.5%

33

Por Sistema

En el Estado de Ganancias y

Pérdidas por sistema se observa

que el 97,8% de los Ingresos

corresponde al Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional y el 2,2% al

Sistema Aislado.

Los Costos de Operación ascienden

a S/. 8 061,1 millones; para el SEIN

se tiene la participación del 97,2%;

mientras que para el SA se tiene

participación de 2,8%.

Las Utilidades Operativas en el

Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional y Sistema Aislado,

ascienden a S/. 2 738 millones y

S/. 11,8 millones (99,6% y 0,4%

respectivamente).

En el análisis de las empresas que conforman el Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional se observa que en el nivel de Ingresos la representatividad en cuanto al

total de ingresos del sector eléctrico, la mantienen las empresas Luz del Sur,

Edelnor, Enersur, Electroperú y Edegel con 13,4%; 13,3%; 12,1%; 11,3% y 10,6%

respectivamente.

% Ingresos por Sistema

SA, 2.2%

SEIN, 97.8%

% Costos por Sistema

SEIN, 97.2%

SA, 2.8%

% Utilidad Operativa por Sistema

SEIN, 99.6%

SA, 0.4%

SEIN SAIngresos 97.8% 2.2%Costos 97.2% 2.8%Util. Operativa 99.6% 0.4%

34

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 más 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 1,7% en el nivel de

los Activos totales en diciembre del 2008 en comparación con lo registrado a

diciembre del 2007. Mientras que existe disminución de 7,4% comparando

diciembre del 2008 con diciembre del 2006.

Además, existe una disminución de los Activos fijos netos de 3,6% en relación a

su similar diciembre del 2007 y disminución de 9,2% respecto de diciembre 2006.

3 “Análisis financiero para la toma de decisiones”

35

Gráfico 21 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras

100.0% -5.8% -7.4%

100.0%-5.8% -9.2%

5,000

10,000

15,000

20,000

Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

esDic. 2006 18,223.9 14,369.8

Dic. 2007 17,169.1 13,542.9

Dic. 2008 16,870.5 13,052.7

Total Activo Activo Fijo

En lo que respecta a la evolución del Pasivo, éste se encuentra 6,7% por encima a

lo registrado a diciembre de 2007 y -2,1% por debajo de lo registrado en diciembre

2006.

Así también, el Patrimonio neto se redujo en 8,1% con respecto al mismo periodo

del 2007 y 11,6% por debajo de lo registrado en el mismo periodo del 2006.

Gráfico 22 Evolución del Pasivo y Patrimonio en las Empresas Generadoras

100.0%-8.3%

-2.1%

100.0% -3.8%

-11.6%

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

es

Dic. 2006 8,045.0 10,178.9

Dic. 2007 7,379.1 9,789.9

Dic. 2008 7,872.2 8,998.4

Pasivo Patrimonio Neto

Durante diciembre del año 2008, los Ingresos operativos de las empresas

generadoras se incrementaron en 13,3% con respecto a similar periodo del año

2007 y aumentaron 7,2% con respecto al año 2006. Sus costos se incrementaron

13,8% con respecto al año 2007 y aumentaron 8,0% con respecto al año 2006. La

36

Utilidad operativa se incrementó en 12,0% con respecto al año 2007 y aumentó en

5,5% con respecto al año 2006.

Gráfico 23 Estructura del Estado de resultados en las Empresas Generadoras

5,363.9

3,775.1

1,588.8

5,078.8

3,582.2

1,496.6

5,752.0

4,075.6

1,676.5

-

750

1,500

2,250

3,000

3,750

4,500

5,250

6,000

Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

es

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa

Por otro lado, Las Empresas Transmisoras muestran una disminución de -10,3%

con relación al total de Activos a diciembre del 2007. Con respecto al año 2006, el

total de Activos disminuyó en 11,7%.

Además, existe una disminución de los Activos fijos netos de 9,7% en relación a

su similar diciembre del 2007 y disminución de 22,5% respecto de diciembre 2006.

Gráfico 24 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras

100,0% -1.6% -11.7%

-14.2% -22.5%

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

Milo

nes

de N

uevo

s S

oles

Dic. 2006 2,460.3 1,146.8

Dic. 2007 2,419.8 984.4

Dic. 2008 2,171.2 888.8

Total Activo Activo fijo

ºº

100%

37

En lo que se refiere al Pasivo, éste disminuyó en 10,2% y el Patrimonio disminuyó

en 13,4% respecto a diciembre de 2006. Respecto al año 2007, el Pasivo

disminuyó en 15,1% y el Patrimonio disminuyó en 4,1%.

Gráfico 25 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras

100.0% 5.8%

-10.2%100.0%

-9.6% -13.4%

0

500

1,000

1,500

Mill

ones

de

Nue

vos

Sole

s

Dic. 2006 1,276.1 1,184.2

Dic. 2007 1,349.9 1,069.9

Dic. 2008 1,145.4 1,025.8


Durante diciembre del año 2008, los Ingresos Operativos de las empresas

transmisoras disminuyeron en 8,0% en relación al mismo periodo del año 2006, y

disminuyeron en 10,8% en relación al mismo periodo del año 2007. Los costos se

redujeron en 8,1% en relación al mismo periodo de 2006 y se redujeron en 4,4%

en relación al mismo periodo de 2007. Como resultado, la Utilidad Operativa se

redujo en 16,7% respecto del mismo periodo en el 2007.

Gráfico 26 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras

430.9

220.3 210.6

444.4

211.8 232.6

396.3

202.5 193.8

-

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

Mill

ones

de

Nuev

os

Sol

es

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa

38

En relación diciembre del 2007, las Empresas Distribuidoras disminuyeron sus

niveles de Activos totales en 1,0%. Respecto a diciembre del 2006 los Activos

totales disminuyeron en 2,8%.

Existe una disminución en diciembre del 2008 de los Activos fijos netos de 0,7%

en relación a diciembre del 2007 y disminución de 3,0 % respecto de diciembre

2006.

Gráfico 27 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras

-1.9% -2.8%

-2.3%

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

Millo

nes

de N

uevo

sSo

les

Dic. 2006 9,144.1 7,581.0

Dic. 2007 8,972.4 7,406.3

Dic. 2008 8,883.5 7,353.6


-3.0

100%

100%

Con relación a los Pasivos se registra disminución de 2,4% con relación al monto

de diciembre de 2006, y a la vez se muestra disminución del Patrimonio neto en

3,2%. Con respecto a diciembre de 2007, existe disminución del Pasivo de 0,6% y

reducción del Patrimonio neto de 1,3%.

Gráfico 28 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras

100.0% -1.8% -2.4%

100.0% -1.9% -3.2%

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Milo

nes

de N

uevo

s So

les

Dic. 2006 3,733.5 5,410.6

Dic. 2007 3,665.5 5,306.8

Dic. 2008 3,644.8 5,238.8


39

Respecto a diciembre del 2007, los resultados obtenidos por las empresas

distribuidoras durante diciembre del año 2008 muestran incremento ligero de los

ingresos de 0,3% y una disminución de los costos de 1,3%; lo cual originó

aumento de la Utilidad Operativa en 8,6%. Comparando con el año 2006, los

ingresos disminuyeron en 1,2%; mientras que los costos operativos disminuyeron

en 5,7%; logrando un incremento de la Utilidad Operativa en 26,2%.

Gráfico 29 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras

4,951.04,253.9

697.1

4,876.9

4,067.0

809.9

4,892.2

4,012.7

879.5

-

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

Mill

ones

de

Nue

vos

Sole

s

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Ingresos Costos Operativos Utilidad Operativa

Por Sistema Las empresas que conforman el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en forma consolidada presentan una disminución de los activos en 2,3%

en comparación con lo registrado a diciembre de 2007 y también, una reducción

de 6,6% con relación a diciembre del 2006.

40

Gráfico 30 Evolución del activo en el SEIN

100.0% -4.4% -6.6%

100.0% -5.2% -8.1%

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

Mill

lone

s de

Nue

vos

Sol

es

Dic. 2006 29,346.6 22,702.2

Dic. 2007 28,050.2 21,530.9

Dic. 2008 27,414.3 20,873.0


En lo que respecta a los Pasivos, éstos experimentaron incremento del 2,1% con

respecto a lo registrado a diciembre del 2007 y un disminución de 3,2% con

respecto a diciembre 2006. En cuanto al Patrimonio Neto, éste presentó una

disminución de 5,7% con respecto a diciembre 2007 y de 9,3% con respecto a

diciembre 2006.

Gráfico 31 Evolución del Pasivo y Patrimonio en el SEIN

100.0% -5.2%-3.2%

100.0% -3.8% -9.3%

5,000

10,000

15,000

20,000

Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

es

Dic. 2006 13,027.6 16,319.0

Dic. 2007 12,354.4 15,695.8

Dic. 2008 12,613.8 14,800.5


Lo que respecta a los resultados obtenidos al final de diciembre del año 2008, los

Ingresos Operativos presentaron un aumento del 2,2% con respecto al mismo

periodo del 2006 y aumento de 6,0% respecto al 2007. Los Costos Operativos se

incrementaron en 5,3% respecto al mismo periodo del 2007 y aumentaron en

41

0,1% respecto al 2006; mientras que la Utilidad Operativa aumentó 8,1% respecto

al 2007 y 9,0% respecto al 2006.

Gráfico 32 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN

10,563.4

8,052.2

2,511.21,506.5

10,186.7

7,653.8

2,532.9

1,546.0

10,799.0

8,061.1

2,738.0

1,400.6-

2,500.0

5,000.0

7,500.0

10,000.0

12,500.0

15,000.0M

illon

es d

e Nu

evos

Sol

es

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Ingresos Operativos Gastos Operativos Utilidad de Operación Utilidad NetaGastos OperativosUtilidad de OperaciónUtilidad Neta

Las empresas que conforman los Sistemas Aislados (SA) en forma consolidada

no presentan variación de los activos en comparación con lo registrado a

diciembre del 2007, pero si presentan un incremento de 6,1% con relación a

diciembre del 2006.

Gráfico 33 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados

100.0% 6.1%6.1%

100.0%1.8% 6.8%

0

150

300

450

600

Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

es

Dic. 2006 481.6 395.5

Dic. 2007 511.1 402.7

Dic. 2008 511.0 422.2


En lo que respecta a los Pasivos de los Sistemas Aislados, éstos experimentaron

un incremento de 79,6 % con respecto a lo registrado a diciembre del 2006 y de

20,8% con respecto a diciembre 2007. En cuanto al Patrimonio neto, éste

42

presentó un incremento de 1,7% con respecto a diciembre 2006 y una disminución

de 1,8% con respecto a diciembre 2007.

Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio en los Sistemas Aislados

100.0% 48.7% 79.6%

100.0% 3.6% 1.7%

0

150

300

450

600

Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

es

Dic. 2006 27.0 454.6

Dic. 2007 40.2 470.9

Dic. 2008 48.6 462.4


Los ingresos consolidados de las empresas que conforman este sistema se

incrementaron en 32,4% respecto a diciembre 2006 y aumentaron en 13,2%

respecto al similar periodo 2007. Los Costos Operativos también aumentaron en

16,5% respecto diciembre del 2006 y se incrementaron en 10,9% respecto a

diciembre del 2007. La Utilidad Operativa a diciembre del 2008 ascendió a S/. 11,8

millones; mientras que a diciembre del 2007 se obtuvo S/. 6,2 millones.

Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados

182.4197.1

-14.7-14.5

213.4 207.2

6.2 5.5

241.5229.7

11.8 7.4

-30.0

20.0

70.0

120.0

170.0

220.0

270.0

Dic. 2006 Dic. 2007 Dic. 2008

Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa Utilidad Neta

43

El año 2008, las empresas del sector reportaron utilidades operativas superiores a

las del 2007 en 8,3%. Sin embargo, para el 2008, en el rubro “otros ingresos

(egresos)” las empresas reportaron egresos por S/. 503,5 millones; siendo este

monto 3,3 veces mayor al del año 2007. Esto generó que las utilidades netas del

año 2008 sean menores en 9,3% comparativamente con las del 2007.

Los otros egresos de S/. 503,5 millones se dividieron: S/. 343,5 millones en

empresas generadoras; S/. 48,9 millones en empresas transmisoras y S/. 111,1

millones en empresas distribuidoras.

En el lado de las generadoras, las principales empresas que presentaron otros

egresos son: Edegel (S/. 82,7 millones); Egenor (S/. 54,5 millones); Electroperú

(S/. 47,8 millones); Enersur (S/. 45,2 millones); Electro Andes (S/. 27,7 millones);

entre otras que presentaron egresos o ingresos en este rubro. Edegel presentó

egresos financieros ascendentes a S/. 82,8 millones por pagos de intereses sobre

compromisos financieros. Asimismo, presentó una pérdida por diferencia de

cambio ascendente S/. 61,2 millones. Egenor, presentó, a diferencia del año 2007

una pérdida por diferencia de tipo de cambio ascendente a S/. 32,6 millones. En

Electroperú, al igual que en las dos empresas anteriores, la diferencia de tipo de

cambio originó un egreso significativo respecto al año 2007. Este egreso ascendió

a S/. 20,6 millones. Por el lado de Enersur, ocurre algo similar, presentando una

pérdida por diferencia de tipo de cambio de S/. 13,0 millones; adicionalmente

presenta un gasto adicional, respecto al 2007, de S/. 7,0 millones en pago de

intereses por préstamos. Finalmente, la empresa Electro Andes presentó gastos

financieros ascendentes a S/. 28,3 millones.

Por el lado de las transmisoras, las cinco empresas presentaron egresos: Rep

(S/. 22,2 millones); Transmantaro (S/. 14,9 millones); Redesur (S/. 5,6 millones)

Isa-Perú (S/. 5,0 millones) y Eteselva (S/. 1,2 millones). Las dos principales

empresas transmisoras que presentan mayor egreso son la empresa Rep que

para el año 2008 tuvo una pérdida por diferencia de tipo de cambio de S/. 3,7

millones y un pago por intereses por préstamos de S/. 24,3 millones y la empresa

44

Transmantaro que principalmente tuvo una pérdida de S/. 3,5 millones por

diferencias de cambio

Para las distribuidoras, las principales empresas que presentaron egresos en este

rubro son: Edelnor (S/. 48,6 millones); Electro Sur Medio (S/. 47,7 millones); Luz

del Sur (S/. 23,4 millones); entre otras. En el año 2008, la empresa Edelnor tuvo

gastos financieros mayores, respecto al 2007, en S/. 20 millones. Asimismo, la

participación a trabajadores se incrementó en S/. 2,7 millones respecto al año

2007. Cabe resaltar que la empresa obtuvo una mayor base imponible durante el

2008 comparada con el 2007. La empresa Electro Sur Medio obtuvo gastos

financieros por S/. 14,6 millones durante el año 2008; pero, principalmente, tuvo

un gasto por una deuda avalada de Hica Inversiones S.A. y que la empresa avaló

que asciende a S/. 45,3. Finalmente, la empresa Luz del Sur tuvo S/. 35,0 millones

de gastos financieros netos para el año 2008. En el 2008, respecto al 2007, se

incrementó la participación a trabajadores en S/. 1,8 millones y el impuesto a la

renta en S/. 10,2 millones. Es importante mencionar que la base imponible para

las empresas Edelnor y Luz del Sur es mayor en el 2008 respecto al 2007 porque

generaron mayor margen en el año 2008.

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

2.4.1.1 ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN Por Tipo de Empresa

Las empresas generadoras concentran el mayor porcentaje de Costos Totales

incluyendo los Costos del Servicio y las Cargas Financieras, con 50,2% del total.

Las empresas distribuidoras presentan una participación del 46,5% en los Costos

Totales (incluidas las Cargas Financieras), y en menor porcentaje las empresas

transmisoras que apenas representan el 3,3% de dichos costos.

45

Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa TIPO DE EMPRESA Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total

602. Combustibles y Lubricantes 87.1% 0.0% 12.9% 100.0%606. Suministros Diversos 22.9% 2.2% 74.9% 100.0%607. Compra de Energía 34.9% 0.0% 65.1% 100.0%62. Cargas de Personal 40.2% 7.8% 52.0% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 33.3% 7.3% 59.4% 100.0%64. Tributos 58.8% 3.7% 37.5% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 69.2% 7.8% 23.0% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 56.6% 7.6% 35.8% 100.0%

Total Costo del Servicio 49.2% 2.4% 48.4% 100.0%670. Cargas Financieras 70.2% 11.4% 18.4% 100.0%

Costo servicio+Cargas Financieras 50.2% 3.3% 46.5% 100.0%

Empresas Generadoras La empresa Edegel concentra la mayor cantidad de costos, representando el

21,7% del total de Costos de Servicio (sin incluir cargas financieras) de las

empresas generadoras. Es seguida por Electroperú con el 21,4% y Enersur con el

20,6% del total costos de las empresas generadoras.

La empresa que concentra el mayor Costo en Combustibles y Lubricantes en el

grupo de empresas generadoras es Enersur con 44,1%, luego le sigue Edegel con

22,5%.

En cuanto a las Compras de Energía, Electroperú representa el 47,6% del total de

generadoras, seguida por Edegel con 18,7%.

La mayor parte de Gastos de Personal está concentrado en: Enersur (18,5%),

Electroperú (15,4%) y Edegel (14,5%).

Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son Edegel con el 24,4%

del total del rubro, a continuación está Enersur con el 20,6%.

Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras

EMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor Electro Andes Electroperú Enersur Kallpa Shougesa Total602. Combustibles y Lubricantes 22.5% 9.9% 0.0% 1.0% 44.1% 5.6% 8.3% 100.0%606. Suministros Diversos 32.7% 9.5% 2.5% 7.2% 21.2% 2.6% 1.7% 100.0%607. Compra de Energía 18.7% 7.3% 6.5% 47.6% 6.6% 3.3% 2.0% 100.0%62. Cargas de Personal 14.5% 13.8% 7.0% 15.4% 18.5% 4.9% 1.4% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 24.4% 6.1% 7.4% 5.6% 20.6% 2.5% 0.9% 100.0%64. Tributos 24.7% 9.3% 6.0% 23.7% 16.7% 1.9% 3.4% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 10.9% 4.5% 2.5% 6.0% 9.5% 1.9% 0.8% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 33.3% 7.0% 3.3% 21.9% 12.2% 1.8% 0.9% 100.0%Total Costo del Servicio 21.7% 8.0% 3.7% 21.4% 20.6% 3.6% 3.6% 100.0%670. Cargas Financieras 52.0% 0.0% 0.0% 0.0% 9.3% 13.6% 0.2% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 26.2% 7.3% 3.3% 19.3% 19.8% 4.9% 3.3% 100.0%

46

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 62,0%;

seguida por Transmantaro con 12,5%.

La empresa que concentra el total de Suministros Diversos y Cargas de Personal

es REP, con 97,9% y 93,8% respectivamente.

Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son REP con el 51,4% del

total del rubro, a continuación están Eteselva y Transmantaro con 19,1% y 13,1%

respectivamente. REP también presenta el 51,5% del total de Provisiones.

Tabla 6 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisoras

EMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva Isa-Perú Redesur REP Transmantaro Total602. Combustibles y Lubricantes606. Suministros Diversos 0.0% 0.0% 2.1% 97.9% 0.0% 100.0%607. Compra de Energía62. Cargas de Personal 0.0% 1.3% 4.6% 93.8% 0.3% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 19.1% 6.8% 9.6% 51.4% 13.1% 100.0%64. Tributos 0.6% 7.4% 8.5% 64.5% 18.9% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 4.7% 3.5% 18.6% 64.4% 8.9% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 12.2% 6.7% 10.9% 51.5% 18.6% 100.0%Total Costo del Servicio 10.5% 5.3% 9.7% 62.0% 12.5% 100.0%670. Cargas Financieras 0.0% 5.5% 7.9% 58.2% 28.4% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 7.2% 5.4% 9.1% 60.8% 17.5% 100.0%

Empresas Distribuidoras

De la tabla adjunta, se observa que los costos se encuentran concentrados en

Edelnor (28,6%) y Luz del Sur (27,2%).

La empresa que concentran el mayor Costo en Combustibles y Lubricantes en el

grupo de empresas distribuidoras es Electro Oriente con 75,4%.

En cuanto a las Compras de Energía, Edelnor representa el 32,1% del total de

distribuidoras, seguida por Luz del Sur con 31,8%.

La mayor parte de Gastos de Personal está concentrada en Luz del Sur con

30,1%; seguida por Edelnor con 19,9%.

Las empresas que más contratan Servicios de Terceros son Edelnor con el 25,2%

del total del rubro, a continuación está Luz del Sur con el 20,2%.

47

Tabla 7 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Edelnor Electronoroeste Electro Oriente Hidrandina Luz del Sur Seal Total

602. Combustibles y Lubricantes 0.0% 0.1% 75.4% 0.2% 0.0% 0.9% 100.0%606. Suministros Diversos 32.8% 5.8% 7.1% 8.2% 7.6% 7.0% 100.0%607. Compra de Energía 32.1% 4.8% 0.0% 7.3% 31.8% 4.5% 100.0%62. Cargas de Personal 19.9% 4.0% 6.2% 7.4% 30.1% 4.6% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 25.2% 6.2% 6.5% 13.6% 20.2% 4.3% 100.0%64. Tributos 25.4% 4.6% 5.7% 8.4% 30.6% 4.1% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 23.6% 2.7% 10.5% 9.5% 23.4% 2.6% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 31.5% 3.9% 4.1% 9.6% 22.0% 4.6% 100.0%Total Costo del Servicio 28.6% 4.6% 5.4% 8.0% 27.2% 4.4% 100.0%670. Cargas Financieras 61.8% 0.0% 0.8% 0.0% 33.3% 2.3% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 29.8% 4.5% 5.2% 7.7% 27.4% 4.3% 100.0%

Por Sistema

Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional representan el 97,2%

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 2,8% del costo total del servicio.

Tabla 8 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema

TIPO DE SISTEMA SEIN SA Total602. Combustibles y Lubricantes 90.3% 9.7% 100.0%606. Suministros Diversos 94.0% 6.0% 100.0%607. Compra de Energía 99.9% 0.1% 100.0%62. Cargas de Personal 96.5% 3.5% 100.0%63. Servicios Prestados por Terceros 95.9% 4.1% 100.0%64. Tributos 97.8% 2.2% 100.0%65. Cargas Diversas de Gestión 97.4% 2.6% 100.0%68. Provisiones del ejercicio 98.3% 1.7% 100.0%Total Costo del Servicio 97.2% 2.8% 100.0%670. Cargas Financieras 99.8% 0.2% 100.0%Costo servicio+Cargas Financieras 97.4% 2.6% 100.0%

2.4.1.2 ANÁLISIS VERTICAL

Por Tipo de Empresa

Podemos observar que el 91,0% constituyen los costos del servicio sin incluir

cargas financieras. Las empresas generadoras muestran un porcentaje del total

de costo de servicio de 87,4%; las empresas distribuidoras un 96,4% y las

empresas transmisoras un 68,9%.

48

En la estructura de costos de las empresas Generadoras, el 29,8% de sus costos

totales (incluyendo cargas financieras) corresponde a Compra de energía; el

27,5% a Combustibles y Lubricantes; y el 14,1% pertenece a Provisiones del

Ejercicio.

Las empresas transmisoras dirigen el 29,1% a Provisiones del Ejercicio; 17,9% a

Servicios Prestados por Terceros y 13,4% a Cargas de Personal.

Las empresas de distribución gastan un 60,2% en la Compra de Energía, 10,2%

en Servicios Prestados por Terceros y 9,3% 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 27.5% 0.0% 4.4% 15.9%606. Suministros Diversos 1.0% 1.4% 3.4% 2.1%607. Compra de Energía 29.8% 0.0% 60.2% 43.0%62. Cargas de Personal 4.5% 13.4% 6.3% 5.6%63. Servicios Prestados por Terceros 5.3% 17.9% 10.2% 8.0%64. Tributos 2.3% 2.2% 1.6% 1.9%65. Cargas Diversas de Gestión 2.9% 4.9% 1.0% 2.1%68. Provisiones del ejercicio 14.1% 29.1% 9.3% 12.4%Total Costo del Servicio 87.4% 68.9% 96.4% 91.0%670. Cargas Financieras 12.6% 31.1% 3.6% 9.0%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 a diciembre

del 2008 fueron Electroperú con S/. 639,6 millones (73,5% de sus costos totales),

Electro Andes registra S/. 87,2 millones (58,0% de sus costos totales), mientras

que Egenor destinó S/. 98,5 millones (30,1%) y Edegel S/. 251,7 millones (21,4%)

en Compra de Energía respectivamente.

Edegel destina el 23,7% de sus costos a Combustibles y Lubricantes (S/. 278,8

millones); el 18,0% a Provisiones del Ejercicio (S/. 212,0 millones) y presenta

Cargas Financieras por un valor del 25,0% de sus costos (S/. 294,2 millones).

Enersur gastó en Combustibles y Lubricantes S/. 547,0 millones (61,4%), presenta

Cargas Diversas de Gestión por S/. 12,2 millones (1,4%); sus Provisiones del

49

Ejercicio tienen un valor de S/. 77,3 millones (8,7%); mientras que en el rubro

Servicios de Terceros tiene S/. 49,1 millones (5,5% de su costo total).

Además, podemos mencionar que Shougesa y Kallpa que gastan el 70,2%

(S/. 102,9 millones) y 31,1% (S/. 69,2 millones) en Combustibles y Lubricantes

respectivamente.

Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Generadoras EMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor Electro Andes ElectroPerú Enersur Kallpa Shougesa Total

602. Combustibles y Lubricantes 23.7% 37.4% 0.0% 1.4% 61.4% 31.1% 70.2% 27.5%606. Suministros Diversos 1.2% 1.3% 0.7% 0.4% 1.0% 0.5% 0.5% 1.0%607. Compra de Energía 21.4% 30.1% 58.0% 73.5% 10.0% 19.6% 17.9% 29.8%62. Cargas de Personal 2.5% 8.5% 9.4% 3.6% 4.2% 4.4% 2.0% 4.5%63. Servicios Prestados por Terceros 4.9% 4.4% 11.7% 1.5% 5.5% 2.7% 1.5% 5.3%64. Tributos 2.2% 2.9% 4.1% 2.8% 1.9% 0.9% 2.3% 2.3%65. Cargas Diversas de Gestión 1.1% 1.8% 2.2% 0.8% 1.4% 1.1% 0.7% 2.9%68. Provisiones del ejercicio 18.0% 13.6% 13.9% 16.0% 8.7% 5.1% 4.0% 14.1%Total Costo del Servicio 75.0% 100.0% 100.0% 100.0% 94.1% 65.4% 99.1% 87.4%670. Cargas Financieras 25.0% 0.0% 0.0% 0.0% 5.9% 34.6% 0.9% 12.6%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 99.9% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Empresas Transmisoras El total de costos de las empresas transmisoras asciende a S/. 294,1 millones

(incluyendo cargas financieras). La empresa que presenta el mayor costo en este

grupo es REP (S/. 178,8 millones); para Rep las Provisiones del Ejercicio tienen

un valor de S/. 44,0 millones (24,6%) y sus Cargas de Personal presentan un

valor de S/. 36,9 millones (20,6%).

Transmantaro es la segunda empresa transmisora de energía eléctrica con

mayores niveles de costos incluyendo cargas financieras (S/. 51,4 millones), de

los cuales el 50,6% corresponde a Cargas Financieras (S/. 26,0 millones) y el

30,9% a Provisiones del Ejercicio (S/. 15,9 millones).

Por su parte Redesur tiene Costos y Cargas financieras de S/. 26,9 millones; de

los cuales el 35,1% corresponde a Provisiones del Ejercicio (S/. 9,4 millones) y el

27,1% a Cargas Financieras (S/. 7,3 millones).

50

Tabla 11 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresa Transmisoras

EMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva Isa-Perú Redesur REP Transmantaro Total602. Combustibles y Lubricantes 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%606. Suministros Diversos 0.0% 0.0% 0.3% 2.4% 0.0% 1.4%607. Compra de Energía 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%62. Cargas de Personal 0.0% 3.3% 6.7% 20.6% 0.2% 13.4%63. Servicios Prestados por Terceros 47.4% 22.6% 18.7% 15.1% 13.4% 17.9%64. Tributos 0.2% 3.0% 2.0% 2.3% 2.3% 2.2%65. Cargas Diversas de Gestión 3.1% 3.2% 10.1% 5.2% 2.6% 4.9%68. Provisiones del ejercicio 49.3% 36.3% 35.1% 24.6% 30.9% 29.1%Total Costo del Servicio 100.0% 68.4% 72.9% 70.2% 49.4% 68.9%670. Cargas Financieras 0.0% 31.6% 27.1% 29.8% 50.6% 31.1%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 (3,6%). La partida que concentra la mayor parte de los costos

es la Compra de energía (60,2%); siendo así los costos que representan mayor

proporción entre los costos totales de las empresas distribuidoras, seguidos por

las los servicios prestados por terceros (10,2%) y provisiones del ejercicio con

(9,3%).

Hidrandina es la empresa que más representatividad presenta en Servicios

Prestados por Terceros y en Provisiones del Ejercicios con 18,1% y 12,1% de sus

costos respectivamente.

Tabla 12 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Edelnor Electronoroeste Electro Oriente Hidrandina Luz del Sur Seal Total

602. Combustibles y Lubricantes 0.0% 0.1% 63.3% 0.1% 0.0% 0.9% 4.4%606. Suministros Diversos 3.8% 4.5% 4.6% 3.7% 0.9% 5.5% 3.4%607. Compra de Energía 64.7% 64.8% 0.0% 57.0% 69.9% 62.3% 60.2%62. Cargas de Personal 4.2% 5.6% 7.4% 6.1% 6.9% 6.7% 6.3%63. Servicios Prestados por Terceros 8.7% 14.3% 12.7% 18.1% 7.5% 10.2% 10.2%64. Tributos 1.3% 1.6% 1.7% 1.7% 1.8% 1.5% 1.6%65. Cargas Diversas de Gestión 0.8% 0.6% 2.1% 1.3% 0.9% 0.7% 1.0%68. Provisiones del ejercicio 9.1% 8.5% 7.7% 12.0% 7.8% 10.3% 9.3%Total Costo del Servicio 92.6% 100.0% 99.5% 100.0% 95.7% 98.1% 96.4%670. Cargas Financieras 7.4% 0.0% 0.5% 0.0% 4.3% 1.9% 3.6%Costo servicio+Cargas Financieras 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

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/. 3 846,7 millones; es

decir 43,0% del costo del servicio y cargas financieras. El 15,9%

51

(S/. 1 422,4 millones) va destinado a Combustibles y lubricantes; el 12,4%

(S/. 1 109,9 millones) va destinado a Provisiones del ejercicio y el 8,0% (S/. 716,8

millones) a Servicios prestados por terceros. A su vez, las Cargas financieras

ascienden a S/. 806,0 millones; que representa el 9,0%.

En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, la Compra de Energía realizada

fue de S/. 3 842,0 millones (44,0% del total de sus costos incluido cargas

financieras), las Provisiones del ejercicio alcanzan S/. 1 090,5 millones (12,5%).

Los Servicios Prestados por Terceros y Combustibles y Lubricantes ascienden a

S/. 687,2 millones (7,9%) y S/. 1 284,3 millones (14,7% respectivamente).

El total de costos de los Sistemas Aislados ascienden a S/. 231,0 millones

(incluido cargas financieras); de los cuales se destina S/. 138,2 millones (59,8%) a

Compra de Combustibles y Lubricantes; S/. 29,7 millones a Servicios Prestados

por Terceros (12,8%); S/. 19,5 millones a Provisiones del Ejercicio (8,4%); S/. 17,7

millones (7,6%) a Cargas del Personal, y S/. 11,3 millones a Suministros Diversos

(4,9%).

Tabla 13 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema

Análisis Vertical por Sistemas SEIN SA Total602. Combustibles y Lubricantes 14.7% 59.8% 15.9%606. Suministros Diversos 2.0% 4.9% 2.1%607. Compra de Energía 44.0% 2.0% 43.0%62. Cargas de Personal 5.6% 7.6% 5.6%63. Servicios Prestados por Terceros 7.9% 12.8% 8.0%64. Tributos 2.0% 1.7% 1.7%65. Cargas Diversas de Gestión 2.1% 2.3% 2.3%68. Provisiones del ejercicio 12.5% 8.4% 12.4%Total Costo del Servicio 90.8% 99.5% 91.0%670. Cargas Financieras 9.2% 0.5% 9.0%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/. 21 295,1

millones; de los cuales el 51,9% pertenece a Maquinarias y Equipos y el 36,1% a

52

Inmuebles; la Depreciación Acumulada de las empresas de energía eléctrica

alcanza los S/. 13 465,2 millones que representa 38,7% del Activo Fijo Bruto.

Las empresas generadoras poseen un total de Activos Fijos Netos de S/. 13 052,7

millones, de los cuales el 55,1% pertenece a Inmuebles y el 33,5% a Maquinarias

y Equipos; la Depreciación acumulada de las empresas generadoras alcanza los

S/. 8 396,4 millones que representa el 39,1% del Activo fijo bruto.

Las empresas transmisoras poseen un total de Activos Fijos Netos de S/. 888,8

millones; de los cuales el 83,7% pertenece a Maquinarias y equipos, la

Depreciación Acumulada de las empresas transmisoras alcanza los S/. 332,6

millones que representa el 27,2% del Activo fijo bruto.

Las empresas distribuidoras poseen un total de Activos fijos netos de S/. 7 353,6

millones, de los cuales el 80,6% corresponde a Maquinarias y equipos y el 6,8% a

Inmuebles, su Depreciación acumulada alcanza los S/. 4 736,2 millones que

representa 39,2% del Activo fijo bruto.

Se puede decir que las empresas de generación poseen el 93,7% del total de

inmuebles del sector eléctrico, mientras que por el lado de maquinarias y equipos

el 39,6% pertenecen a las empresas generadoras y el 53,7% a las distribuidoras.

Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.)

SISTEMAS GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TotalActivo Fijo Bruto Inmuebles 10,474.4 7.0 695.7 11,177.1Inmuebles % 48.8% 0.6% 5.8% 32.2%Maquinaria y Equipos 9,203.3 1,025.7 10,278.5 20,507.6Maquinaria y Equipos % 42.9% 84.0% 85.0% 59.0%Total 21,449.1 1,221.4 12,089.8 34,760.3Total % 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Depreciación AcumuladaInmuebles 3,276.8 21.9 197.7 3,496.4Inmuebles % 39.0% 6.6% 4.2% 26.0%Maquinaria y Equipos 4,831.0 282.0 4,349.7 9,462.7Maquinaria y Equipos % 57.5% 84.8% 91.8% 70.3%Total 8,396.4 332.6 4,736.2 13,465.2Total % 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Activo Fijo NetoInmuebles 7,197.6 -15.0 498.0 7,680.7Inmuebles % 55.1% -1.7% 6.8% 36.1%Maquinaria y Equipos 4,372.4 743.8 5,928.8 11,044.9Maquinaria y Equipos % 33.5% 83.7% 80.6% 51.9%Total 13,052.7 888.8 7,353.6 21,295.1Total % 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

53

Por Sistema

El Sistema Interconectado Nacional, cuenta con un total de Activos Fijos Netos de

S/. 20 873,0 millones; de los cuales el 51,9% son de Maquinarias y Equipos y el

36,4% de Inmuebles; su Depreciación acumulada alcanza los S/. 13 353,8

millones y corresponden el 39,0% del Activo fijo bruto.

Tabla 15 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema (Miles de S/.)

SISTEMAS SEIN SA Total Activo Fijo Bruto Inmuebles 11,056.8 120.3 11,177.1Inmuebles % 32.3% 22.5% 32.2%Maquinaria y Equipos 20,215.3 292.3 20,507.6Maquinaria y Equipos % 59.1% 54.8% 59.0%Total 34,226.8 533.5 34,760.3Total % 100.0% 100.0% 100.0%

Depreciación AcumuladaInmuebles 3,462.7 33.7 3,496.4Inmuebles % 25.9% 30.3% 26.0%Maquinaria y Equipos 9,391.9 70.8 9,462.7Maquinaria y Equipos % 70.3% 63.6% 70.3%Total 13,353.8 111.3 13,465.2Total % 100.0% 100.0% 100.0%

Activo Fijo NetoInmuebles 7,594.1 86.6 7,680.7Inmuebles % 36.4% 20.5% 36.1%Maquinaria y Equipos 10,823.4 221.5 11,044.9Maquinaria y Equipos % 51.9% 52.5% 51.9%Total 20,873.0 422.2 21,295.1Total % 100.0% 100.0% 100.0% El Sistema Aislado posee un total de Activos Fijos Netos de S/. 422,2 millones; de

los cuales el 52,5% corresponde a Maquinarias y Equipo y el 20,5% a Inmuebles;

la Depreciación acumulada de los Sistemas Aislados alcanza los S/. 111,3

millones que representan el 20,9% del Activo Fijo Bruto.

54

Tabla 16 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Equipo

55

2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO

2.6.1. CÁLCULO DEL ROA4

Por Tipo de Empresa

La Utilidad Operativa Total anual al 31 de diciembre de 2008 fue de S/. 2 749,7

millones, de los cuales las empresas generadoras obtuvieron S/. 1 676,5 millones

(61,0% del Total Utilidad Operativa); mientras que las empresas distribuidoras

obtuvieron S/. 879,5 millones (32,0% del Total) y la Utilidad Operativa para las

empresas transmisoras fue de S/. 193,8 millones (7,0%).

Por Sistema

La Utilidad Operativa anual a diciembre de 2008 producida por el Sistema

Eléctrico Interconectado Nacional fue de S/. 2 737,9 millones, 99,6% de la Utilidad

Total. El Sistema Aislado tuvo una Utilidad Operativa de S/. 11,7 millones (0,4%).

• El sector eléctrico presenta un ROA promedio de 10,3% a diciembre del

año 2008.

• Para el caso de las empresas de Generación el nivel de activos al inicio

del periodo de análisis es de S/. 16 353,1 millones que comparado con

su Utilidad Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA de

10,3%.

• Para el caso las empresas Transmisoras, el nivel de activos al inicio del

periodo de análisis es de S/. 2 224,4 millones que comparado con su

Utilidad Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA del 8,7%.

• Para el caso las Distribuidoras, el nivel de activos al inicio del periodo de

análisis es de S/. 8 247,7 millones que comparado con su Utilidad

Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA del 10,7%.

• Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional el nivel de

activos al inicio del periodo de análisis es de S/. 26 355,4 millones que

4 ROA = Utilidad Operativa / Nivel de Activos. En términos anuales

56

comparado con su Utilidad Operativa genera un retorno sobre sus

activos, ROA del 10,4%.

• Para el caso del Sistema Aislado el nivel de activos al inicio del periodo

de análisis es de S/. 469,9 millones que comparado con su Utilidad

Operativa genera un retorno sobre sus activos, ROA del 2,5%.

2.6.2. CÁLCULO DEL ROE5

Por Tipo de Empresa

La Utilidad antes de Impuestos Total es de S/. 2 246,3 millones, de los cuales las

empresas generadoras tuvieron una Utilidad antes de Impuestos de S/. 1 332,9

millones (59,3% del Total); mientras que las empresas distribuidoras obtuvieron

una Utilidad Financiera antes de Impuestos de S/. 768,4 millones (34,2% de

dichas Utilidades). Para el caso de las empresas transmisoras la Utilidad

Financiera antes de Impuestos fue de S/. 144,9 millones, 6,5% del Total de la

Utilidad Financiera antes de Impuestos.

• El sector eléctrico a diciembre del año 2008 presenta en promedio una

Rentabilidad sobre el Patrimonio (ROE) de 14,9%.

• Para las empresas Generadoras el Patrimonio Neto del periodo de

análisis es de S/. 9 214,2 millones que comparado con su Utilidad antes

de Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del 14,5%.

• Para el caso de las empresas Transmisoras el Patrimonio Neto al inicio

del periodo de análisis es de S/. 983,5 millones que comparado con su

Utilidad antes de Impuestos genera un retorno para los accionistas,

ROE del 14,7%.

• Para las empresas Distribuidoras, el Patrimonio Neto al inicio del

periodo de análisis es de S/. 4 878,8 millones que comparado con su

Utilidad antes de Impuestos genera un retorno para los accionistas,

ROE del 15,8%.

5 ROE = Utilidad Financiera t antes de Impuestos/ Patrimonio Neto

57

• Para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional el

Patrimonio Neto al inicio del periodo de análisis es de S/. 14 643,6

millones que comparado con su Utilidad antes de Impuestos genera un

retorno para los accionistas, ROE de 15,2%.

• Para el caso del Sistema Aislado el Patrimonio Neto al inicio del periodo

de análisis es de S/. 432,9 millones que comparado con su Utilidad

antes de Impuestos genera un retorno para los accionistas, ROE del

3,3%.

2.6.3. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA

EMPRESAS GENERADORAS Rentabilidad

En lo que respecta a la Rentabilidad Económica (ROA), a diciembre del año 2008

se encuentra en 10,3%. Para el cálculo de este indicador se ha anualizado el

resultante de considerar 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 Enersur (27,4%), Shougesa (16,2%), y Eepsa

(20,1%).

La Rentabilidad Financiera (ROE) alcanzó

14,5% para este periodo de análisis. Para el

cálculo de este indicador se ha anualizado el

resultante de considerar como numerador la

Utilidad antes de impuestos y como

denominador el Patrimonio neto registrado al

inicio del periodo de análisis. Los mejores

niveles de ROE los encontramos en Eepsa

con 46,9%, Enersur con 58,2%, Shougesa

con 20,9%, y Electro Perú con 14,3%.

EMPRESAROA Anual S/. (YTY)

ROE Anual S/. (YTY)

Cahua 15.3% 20.3%Chavimochic ‐2.9% ‐2.4%Edegel 5.6% 8.1%Eepsa 20.1% 46.9%Egasa 3.4% 5.2%Egemsa 7.7% 10.4%Egenor 4.7% 2.1%Egepsa 1.3% 1.5%Egesur 0.4% 0.4%Electro Andes 9.9% 12.0%ElectroPerú 10.2% 14.3%Enersur 27.4% 58.2%Kallpa 6.1% ‐7.4%San Gabán 10.8% 2.6%Shougesa 16.2% 20.9%Sinersa 11.8% 7.1%Termoselva 1.8% ‐5.7%

Total Generadoras 10.3% 14.5%

58

Cabe señalar que los resultados de Enersur presentan un importante crecimiento

respecto del año 2007 debido, principalmente, a mayores ventas a clientes

regulados, y la incorporación de nuevos clientes a su portafolio. Este crecimiento

en las ventas trajo consigo mayores costos de ventas principalmente por el uso de

combustible (petróleo R500 y Diesel 2). A pesar de ello, el resultado propio del

negocio se vio favorecido representando un importante retorno sobre las

inversiones de la empresa.

Por el lado de Eepsa, sus resultados reflejan mayores provisiones respecto del

año anterior, lo cual no significa una salida efectiva de dinero, con lo que se puede

inferir que la empresa ha sido capaz de generar mayores recursos propios.

Asimismo, sus activos se han visto afectados por la variación cambiaria, la baja de

activos entre los años 2007 – 2008, y su declaración de poseer maquinarias y

equipos totalmente depreciados pero que se encuentran actualmente en uso.

EMPRESAS TRANSMISORAS Rentabilidad La Rentabilidad económica (ROA) de las empresas transmisoras en este periodo

es 8,7%. Por empresas Transmantaro alcanzó 12,6%, Isa-Perú obtuvo 11,2%,

REP 8,5%, y Redesur 7,4%. Eteselva en este periodo de análisis es la que obtuvo

el menor rendimiento sobre los activos (1,1%).

La Rentabilidad financiera (ROE) alcanzó

14,7% a diciembre del año 2008. Las

empresas que alcanzaron los mayores

retornos fueron Transmantaro (28,3%) e

Isa-Perú (17,7%). La empresa de menor

ROE promedio en este periodo fue

Eteselva con 0,7%.


ROE Anual S/. (YTY)

Eteselva 1.1% 0.7%ISA‐Perú 11.2% 17.7%Redesur 7.4% 14.1%Transmantaro 12.6% 28.3%REP 8.5% 15.5%Total Transmisoras 8.7% 14.7%

59

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Rentabilidad

La Rentabilidad Económica (ROA) anualizada

de las empresas distribuidoras para este

periodo de análisis alcanzó 10,7%. Siendo la

empresa de mayor rentabilidad Luz del Sur con

17,0%. Por otro lado, Electro Ucayali y

Emsemsa son es la empresa que presenta un

retorno negativo sobre los activos con un ROA

anualizado con -1,8% y -2,9 respectivamente.

La Rentabilidad Financiera (ROE) alcanzó

15,7% a diciembre del año 2008. Las empresas

distribuidoras más representativas con mayor

rentabilidad financiera son Luz del Sur con

37,2% y Edelnor con 29,8%; además las

empresas con menor rentabilidad financiera

son Emsemsa con –19,4% y Electro Sur Medio con -20,7%.

2.6.4. CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TIR.

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


ROE Anual S/. (YTY)

Coelvisac 3.9% 6.8%EdeCañete 1.0% 2.0%Edelnor 13.0% 29.8%ElectroCentro 7.8% 9.5%ElectroNoroeste 9.6% 12.7%ElectroNorte 12.0% 15.2%Electro Oriente 2.9% 3.8%Electro Puno 3.7% 4.4%ElectroSur 5.7% 6.1%Electro Sur este 4.3% 4.9%Electro Sur medio 4.4% ‐20.7%Electro Tocache 39.4% 48.0%Electro Ucayali ‐1.8% 0.4%Emsemsa ‐2.9% ‐19.4%Emseusa 4.8% 5.4%Hidrandina 5.6% 7.7%Luz del Sur 17.0% 37.2%Seal 9.1% 13.2%Sersa 56.7% 80.2%Total Distribuidoras 10.7% 15.7%

60

El Horizonte Temporal o “n”

A continuación se propondrá el método para la estimación de la TIR.

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.

2.6.4.1. 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.

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 considerarán los montos de los activos registrados

por las empresas eléctricas a diciembre de 2008. Del mismo modo, se tendrá en

cuenta los resultados entregados por OSINERGMIN por considerarlos referentes

en la estimación.

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$ 120 millones. El VNR estimado puede variar periodo a periodo en

la medida que así lo haga la potencia instalada de sus centrales.

61

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).

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.

2.6.4.2. 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”.

6 Utilidad económica + provisiones de los últimos cuatro trimestres.

62

2.6.4.3. Estimación de “n”

Para la estimación del “n” se utilizan diferentes procedimientos dependiendo de

que si las empresas son generadoras, transmisoras o distribuidoras.

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 fórmula:

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.

2.6.4.4. 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.

2.6.4.5. TIR Base VNR Sector Eléctrico

El resultado de la TIR base VNR, para las empresas generadoras alcanza en

promedio, el valor de 11,6%. Mientras que el mismo indicador para las

transmisoras es 14,3% y de 15,3% para las distribuidoras.

63

Tabla 17 TIR base VNR Sector Eléctrico.

Empresas VNR (S/. Miles)

TIR base VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR

S/. Empresas3 VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.

Edegel1 4,958,932 9.3% Transmantaro 714,777 9.4% Luz del Sur 2,552,881 17.1%Electroperu 4,734,819 10.1% REP 475,841 30.3% Edelnor 2,403,060 17.1%Egenor 1,942,172 4.7% Redesur 277,391 8.4% Hidrandina 554,424 14.7%Enersur 1,286,324 42.3% ISA 224,062 10.3% Electro Centro 452,434 13.8%Egasa 1,184,410 4.6% Eteselva 188,707 5.5% Seal 324,531 13.6%Electroandes 936,541 13.3% Electro Sur Este 305,746 12.4%San Gaban 552,170 13.5% Electro Nor Oeste 279,273 15.5%Egemsa 463,776 12.4% Electro Oriente 252,337 10.4%Termoselva 371,417 4.9% Electro Norte 223,981 17.6%Kallpa 363,832 8.8% Electro Sur Medio 217,189 11.4%Egesur 257,776 * Electro Puno 181,802 8.5%Shougesa 250,512 5.9% Electro Ucayali 139,631 *Eepsa 237,195 30.2% Electro Sur 119,644 12.5%Cahua2 229,210 23.3% Edecañete 45,422 9.7%Sinersa 128,653 11.0% Electro Tocache 15,992 5.7%Chavimochic 36,060 0.2% Coelvisac 14,634 11.8%Egepsa3 5,682 7.8% Emsemsa 10,358 *

Sersa 3,154 12.7%TOTAL 17,939,482 11.6% TOTAL 1,880,777 14.3% TOTAL 8,096,493 15.3%

1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 3 El VNR asumido corresponde a los Activos Fijos Brutos de la empresa2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS

Respecto a las empresas generadoras, se observa que la más representativa,

Edegel, alcanza una TIR de 9,3%; mientras Electro Perú alcanza una TIR de

10,1%.

Las empresas generadoras que muestran mayor TIR base VNR son: Enersur con

el máximo indicador de 42,3%; y Eepsa con una TIR de 30,2%.

Al respecto, Enersur presenta un importante crecimiento respecto del año 2007

debido a mayores ventas a clientes regulados7, y la incorporación de nuevos

clientes a su portafolio. Este crecimiento en las ventas trajo consigo mayores

costos de ventas principalmente por el uso de combustible (petróleo R500 y

Diesel 2). A pesar de ello, el resultado propio del negocio se vio favorecido

representando un importante retorno sobre las inversiones de la empresa.

Respecto de Eepsa, sus resultados reflejan mayores provisiones respecto del año

anterior, lo cual no significa una salida efectiva de dinero, con lo que se puede

inferir que la empresa ha sido capaz de generar mayores recursos propios.

Asimismo, la estimación de su VNR se ve afectada por la variación cambiaria, la

baja de activos entre los años 2007 – 2008, y su declaración de poseer

64

maquinarias y equipos totalmente depreciados pero que se encuentran

actualmente en uso. Ello reduce la base VNR por lo que con mejores resultados

operativos representa un mayor rendimiento.

En cuanto a las empresas transmisoras, en promedio alcanzaron una TIR base

VNR de 14,3%.

Las empresas más representativas Transmantaro y Rep obtuvieron una TIR base

VNR de 9,4% y 30,3% respectivamente. ISA, una de las empresas más pequeñas

de las transmisoras obtuvo una TIR base VNR de 10,3%.

Los resultados de Luz del Sur y Edelnor con una TIR base VNR de 17,1%; la

primera con mayor VNR dentro de este grupo, son una muestra de la buena

performance de las distribuidoras durante los últimos doce meses.

Tabla 18 TIR base VNR por tipo de empresa

Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.

Generadoras 17,939,482 11.6%Transmisoras 1,880,777 14.3%Distribuidoras 8,096,493 15.3%TOTAL 27,916,752 12.9%

El resultado de la TIR base VNR consolidado para las empresas del Sector

Eléctrico es 12,9%. 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 12,9%.

2.6.4.6. 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.

7 Fuente: Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A. “Clasificación de riesgo ENERSUR 2008”.

65

Tabla 19 TIR base VNR de Empresas Privadas

Empresas VNR (S/. Miles)

TIR base VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR

S/. Empresas3 VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.

Edegel1 4,958,932 9.3% Transmantaro 714,777 9.4% Luz del Sur 2,552,881 17.1%Egenor 1,942,172 4.7% REP 475,841 30.3% Edelnor 2,403,060 17.1%Enersur 1,286,324 42.3% Redesur 277,391 8.4% Electro Sur Medio 217,189 11.4%Electroandes 936,541 13.3% ISA 224,062 10.3% Edecañete 45,422 9.7%Termoselva 371,417 4.9% Eteselva 188,707 5.5% Coelvisac 14,634 11.8%Kallpa 363,832 8.8% Sersa 3,154 12.7%Shougesa 250,512 5.9%Eepsa 237,195 30.2%Cahua2 229,210 23.3%Sinersa 128,653 11.0%TOTAL 10,704,789 13.3% TOTAL 1,880,777 14.3% TOTAL 5,236,341 16.7%1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 3 El VNR asumido corresponde a los Activos Fijos Brutos de la empresa2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS

El promedio de la TIR base VNR de las generadoras privadas es de 13,3% a

pesar del resultado destacado de Enersur con 42,3%; y de Eepsa del grupo

Endesa con un indicador de 30,2%.

La empresa que mostró un menor rendimiento fue Egenor con 4,7% de TIR base

VNR, seguida por Termoselva con 4,9%.

La TIR base VNR de las transmisoras es de 14,3%. Las empresas REP e Isa

muestran las TIR más altas del sector con 30,3% y 10,3% 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.

Luz de Sur y Edelnor, las que mayor nivel de activos poseen, obtuvieron ambas

17,1% de TIR base VNR, respectivamente. Electro Sur Medio presenta una TIR

base VNR de 11,4% mientras que Edecañete obtuvo una TIR base VNR de 9,7%,

niveles de rentabilidad bajos considerando el promedio de este grupo (16,7%).

66

Tabla 20 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas)

Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/.


El resultado TIR base VNR consolidado para las empresas privadas del Sector

Eléctrico es 14,4%. Eso quiere decir que, dado los resultados operativos de las

empresas a diciembre de 2008 y sus 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 14,4%.

2.6.4.7. TIR Base VNR Empresas Estatales

De los resultados obtenidos 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 21 TIR base VNR de Empresas Estatales

Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) TIR base VNR

S/.

Electroperu 4,734,819 10.1% Hidrandina 554,424 14.7%Egasa 1,184,410 4.6% Electro Centro 452,434 13.8%San Gaban 552,170 13.5% Seal 324,531 13.6%Egemsa 463,776 12.4% Electro Sur Este 305,746 12.4%Egesur 257,776 * Electro Nor Oeste 279,273 15.5%Chavimochic 36,060 0.2% Electro Oriente 252,337 10.4%Egepsa3 5,682 7.8% Electro Norte 223,981 17.6%

Electro Puno 181,802 8.5%Electro Ucayali 139,631 *Electro Sur 119,644 12.5%Electro Tocache 15,992 5.7%Emsemsa 10,358 *

TOTAL 7,234,692 9.2% TOTAL 2,860,152 12.8%* No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS ESTATALES DISTRIBUIDORAS ESTATALES

67

El promedio de la TIR base VNR de las empresas generadoras estatales resulta

en 9,2%; destacando el indicador obtenido por Electro Perú (10,1%). En las

empresas de distribución destaca Electro Norte con 17,6%.

2.6.5. 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 12,2% destacando la

empresa Enersur con 42,3%.

Las empresas transmisoras obtuvieron un GIR / VNR de 14,9%, siendo Eteselva

la de menor valor con 6,8%. Por el contrario la empresa REP muestra un ratio de

30,3%.

Las empresas distribuidoras muestran en promedio un ratio GIR / VNR de 15,8%;

destacando Luz del Sur y Edelnor ambas con 17,4% respectivamente.

Se muestra el resumen de las empresas con sus respectivos ratios.

Tabla 22 GIR / VNR de Empresas Eléctricas

Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas3 VNR (S/.

Miles) GIR / VNR S/.

Edegel1 4,958,932 9.6% Transmantaro 714,777 10.11% Luz del Sur 2,552,881 17.4%Electroperu 4,734,819 10.3% REP 475,841 30.29% Edelnor 2,403,060 17.4%Egenor 1,942,172 5.9% Redesur 277,391 9.25% Hidrandina 554,424 15.2%Enersur 1,286,324 42.3% ISA 224,062 10.84% Electro Centro 452,434 14.4%Egasa 1,184,410 6.0% Eteselva 188,707 6.84% Seal 324,531 14.2%Electroandes 936,541 13.4% Electro Sur Este 305,746 13.1%San Gaban 552,170 13.6% Electro Nor Oeste 279,273 15.9%Egemsa 463,776 12.6% Electro Oriente 252,337 11.4%Kallpa 363,832 10.0% Electro Norte 223,981 17.9%Termoselva 371,417 7.0% Electro Sur Medio 217,189 12.2%Egesur 257,776 2.7% Electro Puno 181,802 9.7%Shougesa 250,512 7.8% Electro Ucayali 139,631 2.0%Eepsa 237,195 30.4% Electro Sur 119,644 13.2%Cahua2 229,210 23.3% Edecañete 45,422 10.8%Sinersa 128,653 11.2% Electro Tocache 15,992 6.2%Chavimochic 36,060 2.6% Coelvisac 14,634 12.6%Egepsa3 5,682 8.2% Emsemsa 10,358 0.2%

Sersa 3,154 13.3%TOTAL 17,939,482 12.2% TOTAL 1,880,777 14.85% TOTAL 8,096,493 15.8%

1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 3 El VNR asumido corresponde a los Activos Fijos Brutos de la empresa2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

DISTRIBUIDORASGENERADORAS TRANSMISORAS

El resultado consolidado de las empresas del sector es de 13,4%.

68

Tabla 23 GIR / VNR por Tipo de Empresa Total Sector

Tipo de Empresa VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.


2.6.5.1. 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 13,9%.

Las empresas privadas transmisoras obtienen un promedio de 14,9% y las

distribuidoras de 17,1%.

Tabla 24 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 4,958,932 9.6% Transmantaro 714,777 10.1% Luz del Sur 2,552,881 17.4%Egenor 1,942,172 5.9% REP 475,841 30.3% Edelnor 2,403,060 17.4%Enersur 1,286,324 42.3% Redesur 277,391 9.2% Electro Sur Medio 217,189 12.2%Electroandes 936,541 13.4% ISA 224,062 10.8% Edecañete 45,422 10.8%Termoselva 371,417 7.0% Eteselva 188,707 6.8% Coelvisac 14,634 12.6%Kallpa 363,832 10.0% Sersa 3,154 13.3%Shougesa 250,512 7.8%Eepsa 237,195 30.4%Cahua2 229,210 23.3%Sinersa 128,653 11.2%TOTAL 10,704,789 13.9% TOTAL 1,880,777 14.9% TOTAL 5,236,341 17.1%1 Fusión de Edegel y Etevensa a fines de 2005 3 El VNR asumido corresponde a los Activos Fijos Brutos de la empresa2 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004 * No considera empresas que presentan valores negativos de GIR

GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS

Las empresas privadas tienen un promedio de GIR / VNR de 14,9%.

Tabla 25 GIR / VNR por Tipo de Empresa Privada



69

2.6.5.2. GIR / VNR Empresas Estatales

Para el caso de las empresas generadoras estatales, éstas obtuvieron un

GIR / VNR promedio de 9,7%. Las empresas distribuidoras mostraron un

promedio de 13,5%.

Las empresas estatales tienen un promedio de GIR / VNR de 10,8%.

Tabla 26 GIR / VNR por Tipo de Empresa Estatal


Generadoras 7,234,692 9.7%Distribuidoras 2,860,152 13.5%TOTAL 10,094,844 10.8%

Tabla 27 GIR / VNR de Empresas Estatales

Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/. Empresas VNR (S/. Miles) GIR / VNR S/.

Electroperu 4,734,819 10.3% Hidrandina 554,424 15.2%Egasa 1,184,410 6.0% Electro Centro 452,434 14.4%San Gaban 552,170 13.6% Seal 324,531 14.2%Egemsa 463,776 12.6% Electro Sur Este 305,746 13.1%Egesur 257,776 2.7% Electro Nor Oeste 279,273 15.9%Chavimochic 36,060 2.6% Electro Oriente 252,337 11.4%Egepsa3 5,682 8.2% Electro Norte 223,981 17.9%

Electro Puno 181,802 9.7%Electro Ucayali 139,631 2.0%Electro Sur 119,644 13.2%Electro Tocache 15,992 6.2%Emsemsa 10,358 0.2%

TOTAL 7,234,692 9.7% TOTAL 2,860,152 13.5%* 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 68,20% e intervalo de

confianza de +- S/. 333,5 millones.

70

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 83,9%.

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

conservadoras de 0,5% y 0,3% 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.

Tabla 28 Balance General 2000 – 2008 (S/. miles) BALANCE GENERAL (en miles de soles)

Año 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008GENERACIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 1,723,522 1,646,192 2,109,747 1,794,017 1,947,040 1,971,446 2,171,980 2,058,980 2,545,469ACTIVO NO CORRIENTE 13,968,656 13,331,590 13,634,610 13,417,993 13,829,747 13,757,548 13,746,639 13,723,402 14,325,069 Activo fijo 13,119,756 12,626,630 12,584,569 12,472,252 12,887,019 12,717,726 12,551,952 12,449,142 13,052,719 Otros activos no corrientes 848,901 704,960 1,050,041 945,741 942,728 1,039,822 1,194,687 1,274,259 1,272,350TOTAL ACTIVO 15,692,178 14,977,782 15,744,356 15,212,009 15,776,786 15,728,994 15,918,619 15,782,382 16,870,538PASIVO 6,199,024 5,704,323 6,215,169 5,897,572 6,245,251 6,991,581 7,027,367 6,783,137 7,872,160 PASIVO CORRIENTE 1,831,746 1,509,075 2,110,850 1,167,498 1,779,837 1,497,928 1,567,005 1,591,653 1,746,167 PASIVO NO CORRIENTE 4,367,278 4,195,248 4,104,319 4,730,073 4,465,415 5,493,652 5,460,362 5,191,484 6,125,993PATRIMONIO NETO 9,493,154 9,273,461 9,529,188 9,314,438 9,531,535 8,737,414 8,891,253 8,999,245 8,998,379TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15,692,178 14,977,783 15,744,356 15,212,009 15,776,786 15,728,994 15,918,619 15,782,382 16,870,538TRANSMISIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 200,786 258,699 227,397 273,579 291,061 106,829 204,036 236,851 240,221ACTIVO NO CORRIENTE 2,299,162 2,538,737 2,107,580 2,091,335 2,122,542 1,163,921 1,945,026 1,987,555 1,931,017 Activo fijo 2,211,759 2,435,106 1,211,127 1,184,774 1,178,048 857,158 1,018,158 904,865 888,833 Otros activos no corrientes 87,404 103,631 896,454 906,562 944,494 306,763 926,869 1,082,690 1,042,184TOTAL ACTIVO 2,499,948 2,797,436 2,334,978 2,364,914 2,413,602 1,270,750 2,149,062 2,224,406 2,171,238PASIVO 893,344 985,219 1,394,601 1,356,171 1,251,507 641,541 1,114,683 1,240,905 1,145,443 PASIVO CORRIENTE 649,115 357,340 162,196 166,953 133,710 55,794 128,709 163,211 282,257 PASIVO NO CORRIENTE 244,229 627,879 1,232,405 1,189,219 1,117,797 585,746 985,974 1,077,693 863,186PATRIMONIO NETO 1,606,604 1,812,217 940,377 1,008,743 1,162,095 629,209 1,034,379 983,501 1,025,795TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2,499,948 2,797,436 2,334,978 2,364,914 2,413,602 1,270,750 2,149,062 2,224,406 2,171,238DISTRIBUCIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 875,871 819,227 987,529 842,160 931,345 973,970 1,135,974 1,210,663 1,312,639ACTIVO NO CORRIENTE 6,306,856 6,276,907 6,263,935 6,488,817 7,037,287 6,950,174 6,851,421 7,034,978 7,570,877 Activo fijo 6,052,336 5,984,243 6,050,479 6,246,349 6,877,320 6,783,051 6,622,024 6,807,329 7,353,582 Otros activos no corrientes 254,521 292,665 213,456 242,468 159,967 167,122 229,397 227,650 217,295TOTAL ACTIVO 7,182,727 7,096,134 7,251,464 7,330,977 7,968,631 7,924,144 7,987,395 8,245,641 8,883,516PASIVO 2,158,792 2,253,225 2,278,179 2,464,690 2,801,268 3,230,710 3,261,209 3,367,972 3,644,754 PASIVO CORRIENTE 1,139,755 899,203 844,380 868,478 812,794 1,287,573 1,299,745 1,333,379 1,415,173 PASIVO NO CORRIENTE 1,019,037 1,354,022 1,433,799 1,596,212 1,988,474 1,943,137 1,961,463 2,034,593 2,229,582PATRIMONIO NETO 5,023,935 4,842,909 4,973,284 4,866,287 5,167,364 4,693,434 4,726,186 4,877,669 5,238,762TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 7,182,727 7,096,134 7,251,463 7,330,977 7,968,631 7,924,144 7,987,395 8,245,641 8,883,516SISTEMA TOTALACTIVOACTIVO CORRIENTE 2,800,178 2,724,118 3,324,673 2,909,756 3,169,445 3,052,245 3,511,990 3,506,494 4,098,329ACTIVO NO CORRIENTE 22,574,675 22,147,234 22,006,125 21,998,145 22,989,575 21,871,643 22,543,087 22,745,935 23,826,964 Activo fijo 21,383,850 21,045,978 19,846,174 19,903,374 20,942,387 20,357,935 20,192,134 20,161,336 21,295,134 Otros activos no corrientes 1,190,825 1,101,256 2,159,951 2,094,770 2,047,188 1,513,708 2,350,953 2,584,599 2,531,829TOTAL ACTIVO 25,374,853 24,871,352 25,330,798 24,907,900 26,159,020 24,923,889 26,055,076 26,252,429 27,925,293PASIVO 9,251,160 8,942,766 9,887,948 9,718,433 10,298,026 10,863,831 11,403,258 11,392,014 12,662,357 PASIVO CORRIENTE 3,620,615 2,765,618 3,117,426 2,202,929 2,726,340 2,841,295 2,995,459 3,088,244 3,443,597 PASIVO NO CORRIENTE 5,630,545 6,177,149 6,770,522 7,515,504 7,571,686 8,022,536 8,407,799 8,303,770 9,218,761PATRIMONIO NETO 16,123,693 15,928,586 15,442,849 15,189,467 15,860,994 14,060,057 14,651,819 14,860,415 15,262,935TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 25,374,853 24,871,353 25,330,798 24,907,900 26,159,020 24,923,889 26,055,076 26,252,429 27,925,293

Tabla 29 Proyección del Balance General a Diciembre de 2009 (S/. miles) BALANCE GENERAL (en miles de soles)

Año 2,006 2,007 2,008GENERACION minimo normal maximoACTIVOACTIVO CORRIENTE 2,171,980 2,058,980 2,545,469 2,431,262 2,504,319 2,577,377 ACTIVO NO CORRIENTE 13,746,639 13,723,402 14,325,069 14,313,710 14,482,190 14,650,670 Activo fijo 12,551,952 12,449,142 13,052,719 13,417,770 13,452,280 13,486,790 Otros activos no corrientes 1,194,687 1,274,259 1,272,350 895,939 1,029,910 1,163,880 TOTAL ACTIVO 15,918,619 15,782,382 16,870,538 16,744,972 16,986,509 17,228,047 PASIVO 7,027,367 6,783,137 7,872,160 7,912,453 7,958,920 8,005,387 PASIVO CORRIENTE 1,567,005 1,591,653 1,746,167 1,992,217 1,954,367 1,916,516 PASIVO NO CORRIENTE 5,460,362 5,191,484 6,125,993 5,920,236 6,004,553 6,088,871 PATRIMONIO NETO 8,891,253 8,999,245 8,998,379 8,832,519 9,027,589 9,222,660 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15,918,619 15,782,382 16,870,538 16,744,972 16,986,509 17,228,047 TRANSMISIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 204,036 236,851 240,221 243,638 249,605 255,571 ACTIVO NO CORRIENTE 1,945,026 1,987,555 1,931,017 1,959,831 1,966,535 1,973,239 Activo fijo 1,018,158 904,865 888,833 873,085 878,436 883,787 Otros activos no corrientes 926,869 1,082,690 1,042,184 1,086,746 1,088,099 1,089,452 TOTAL ACTIVO 2,149,062 2,224,406 2,171,238 2,203,470 2,216,140 2,228,810 PASIVO 1,114,683 1,240,905 1,145,443 1,057,325 1,085,602 1,113,879 PASIVO CORRIENTE 128,709 163,211 282,257 113,842 123,227 132,613 PASIVO NO CORRIENTE 985,974 1,077,693 863,186 943,483 962,375 981,266 PATRIMONIO NETO 1,034,379 983,501 1,025,795 1,146,145 1,130,538 1,114,931 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2,149,062 2,224,406 2,171,238 2,203,470 2,216,140 2,228,810 DISTRIBUCIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 1,135,974 1,210,663 1,312,639 1,305,624 1,307,411 1,309,198 ACTIVO NO CORRIENTE 6,851,421 7,034,978 7,570,877 7,534,926 7,545,078 7,555,231 Activo fijo 6,622,024 6,807,329 7,353,582 7,252,786 7,261,818 7,270,850 Otros activos no corrientes 229,397 227,650 217,295 282,140 283,261 284,381 TOTAL ACTIVO 7,987,395 8,245,641 8,883,516 8,840,549 8,852,489 8,864,429 PASIVO 3,261,209 3,367,972 3,644,754 3,679,161 3,682,141 3,685,120 PASIVO CORRIENTE 1,299,745 1,333,379 1,415,173 1,428,552 1,400,482 1,372,413 PASIVO NO CORRIENTE 1,961,463 2,034,593 2,229,582 2,250,609 2,281,658 2,312,707 PATRIMONIO NETO 4,726,186 4,877,669 5,238,762 5,161,388 5,170,349 5,179,309 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 7,987,395 8,245,641 8,883,516 8,840,549 8,852,489 8,864,429 SISTEMA TOTALACTIVOACTIVO CORRIENTE 3,511,990 3,506,494 4,098,329 3,980,524 4,061,335 4,142,146 ACTIVO NO CORRIENTE 22,543,087 22,745,935 23,826,964 23,808,467 23,993,803 24,179,140 Activo fijo 20,192,134 20,161,336 21,295,134 21,543,641 21,592,534 21,641,427 Otros activos no corrientes 2,350,953 2,584,599 2,531,829 2,264,826 2,401,269 2,537,713 TOTAL ACTIVO 26,055,076 26,252,429 27,925,293 27,788,991 28,055,138 28,321,286 PASIVO 11,403,258 11,392,014 12,662,357 12,648,939 12,726,663 12,804,386 PASIVO CORRIENTE 2,995,459 3,088,244 3,443,597 3,534,611 3,478,077 3,421,542 PASIVO NO CORRIENTE 8,407,799 8,303,770 9,218,761 9,114,328 9,248,586 9,382,844 PATRIMONIO NETO 14,651,819 14,860,415 15,262,935 15,140,052 15,328,476 15,516,900 TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 26,055,076 26,252,429 27,925,293 27,788,991 28,055,138 28,321,286

Proyecciones Dic 2009 S/. Miles

73

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 2008, en la cual observamos un crecimiento

máximo de generadoras de 18,6% en el año 2004 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 el año 2006 y una

reducción de sus ingresos en 51,2% durante el año 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 años

2005 y 2006 el crecimiento promedio de los ingresos de las empresas

distribuidoras fue de aproximadamente 9,0% en promedio.

Tabla 30 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (S/. miles)

INGRESOS (S/. Miles) 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Generadoras 3,038,677 2,942,798 3,216,151 3,556,922 4,217,186 4,470,164 4,685,463 4,668,584 5,752,024Transmisoras 287,840 373,649 240,334 399,028 395,265 193,003 376,361 408,492 396,313Distribuidoras 3,271,692 3,146,729 3,283,608 3,401,794 3,637,295 3,970,188 4,324,721 4,475,523 4,892,189Total Sistema 6,598,209 6,463,175 6,740,093 7,357,745 8,249,747 8,633,356 9,386,544 9,552,600 11,040,527

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 2006

con 27,9% anual.

Tabla 31 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa

INGRESOS 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008Generadoras 21.7% -4.0% 6.5% 16.0% 35.1% -9.4% 23.3% 10.7% 23.6%Transmisoras 29.1% 28.7% -37.3% 74.2% 12.9% -58.3% 129.4% 20.6% -2.7%Distribuidoras 22.9% -4.7% 1.6% 8.7% 21.8% -6.7% 28.1% 15.0% 9.6%Total Sistema 22.6% -2.9% 1.6% 14.5% 27.8% -10.6% 27.9% 13.1% 15.9%

74

Grafico 1 Comportamiento de la Variable Ingreso 1996-2008

Generadoras

0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

6,000,000

7,000,000

1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Transmisoras

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Distribuidoras

0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000

5,000,000

6,000,000

1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Sistema Total

0

2,000,000

4,000,000

6,000,000

8,000,000

10,000,000

12,000,000

1,996 1,997 1,998 1,999 2,000 2,001 2,002 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008

Los valores presentados en el año 2006 corresponden a cifras del cuarto trimestre presentadas por las empresas a través de OSINERGMIN.

75

Tabla 32 Proyección de Estado de Resultados a Diciembre 2009 ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS (S/. Miles)

AÑO 2,006 2,007 2,008 minimo normal maximoGENERADORAS

INGRESOS 4,685,463 4,668,584 5,752,024 5,801,809 5,887,635 5,924,417 Venta Energía Eléctrica al Público 1,524,871 1,817,752 2,198,798 2,217,829 2,250,637 2,264,698 Venta Energía Precios en Barra 2,364,320 2,316,545 2,641,600 2,664,464 2,703,879 2,720,771 Transferencia COES 644,452 438,700 402,288 405,770 411,772 414,345 Peajes y Uso Instal. Transmisión 47,914 76,705 87,804 88,564 89,874 90,436 Otros Ingresos 103,905 18,883 421,534 425,182 431,472 434,167COSTOS 3,297,573 3,292,886 4,075,565 4,110,840 4,171,651 4,197,713 Gastos de Generación 3,008,957 2,834,403 3,607,294 3,638,516 3,692,340 3,715,408 Costos de Transmisión 22,227 95,843 40,338 40,688 41,289 41,547 Gastos de Distribución 599 1,064 1,197 1,207 1,225 1,233 Gastos de Comercialización 44,347 157,052 47,252 47,661 48,366 48,668 Gastos Generales y Administrativos 221,443 204,524 379,484 382,768 388,430 390,857Uti. Operación 1,387,890 1,375,698 1,676,459 1,690,969 1,715,984 1,726,704OTROS INGRESOS 10,079 8,490 -343,462 -346,434 -351,559 -353,755 Ingresos Financieros 200,781 170,619 138,997 140,200 142,274 143,163 Gastos Financieros -343,534 -304,972 -391,195 -394,580 -400,417 -402,919 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 156,418 95,283 -95,354 -96,179 -97,602 -98,212 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -3,586 14,186 4,090 4,125 4,186 4,213UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1,397,969 1,384,188 1,332,998 1,344,535 1,364,424 1,372,949REIUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 1,397,969 1,384,188 1,332,998 1,344,535 1,364,424 1,372,949PARTICIPACIONES 68,115 87,255 78,900 79,583 80,760 81,265RENTA 446,829 403,740 416,604 420,210 426,426 429,090UTILIDAD (PERDIDA) NETA 883,025 893,194 837,493 844,742 857,238 862,594

TRANSMISORASINGRESOS 376,361 408,492 396,313 201,349 326,477 330,659 Venta Energía Eléctrica al Público 31,789 Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 365,418 337,524 367,101 186,508 302,412 306,286 Otros Ingresos 10,943 39,179 29,213 14,842 24,065 24,373COSTOS 192,443 194,657 202,482 102,872 166,801 168,938 Gastos de Generación Costos de Transmisión 154,289 156,304 164,871 83,764 135,818 137,558 Gastos de Distribución Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 38,154 38,353 37,611 19,108 30,983 31,380UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 183,917 213,835 193,831 98,477 159,675 161,721OTROS INGRESOS (EGRESOS) -78,863 -63,266 -48,924 -24,856 -40,303 -40,819 Ingresos Financieros 11,648 9,187 11,414 5,799 9,403 9,523 Gastos Financieros -79,454 -68,354 -54,578 -27,729 -44,961 -45,537 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 3,097 -49 -5,760 -2,926 -4,745 -4,806 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -14,154UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 105,054 150,569 144,907 73,621 119,372 120,901 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 105,054 150,569 144,907 73,621 119,372 120,901 Particip. Utilidad Trabajadores 2,673 4,061 4,018 2,041 3,310 3,352 Impuesto a la Renta 30,220 36,639 41,413 21,040 34,115 34,552UTILIDAD (PERDIDA) NETA 72,161 109,869 99,476 50,540 81,947 82,997

DISTRIBUIDORASINGRESOS 4,324,721 4,475,523 4,892,189 4,888,017 4,902,353 4,974,033 Venta Energía Eléctrica al Público 4,074,817 4,200,122 4,572,892 4,568,992 4,582,392 4,649,394 Venta Energía Precios en Barra 36,114 18,621 21,085 21,067 21,128 21,437 Transferencia COES 25,368 25,346 25,420 25,792 Peajes y Uso Instal. Transmisión 17,710 17,695 21,277 21,259 21,321 21,633 Otros Ingresos 196,079 239,085 251,568 251,353 252,090 255,776COSTOS 3,715,788 3,732,019 4,012,735 4,009,313 4,021,072 4,079,866 Gastos de Generación 283,069 200,170 254,492 254,275 255,020 258,749 Costos de Transmisión 63,648 158,799 197,723 197,554 198,134 201,031 Gastos de Distribución 2,892,416 2,905,203 3,064,369 3,061,756 3,070,735 3,115,634 Gastos de Comercialización 245,025 240,037 251,954 251,739 252,478 256,169 Gastos Generales y Administrativos 231,630 227,810 244,197 243,989 244,705 248,283UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 608,933 743,504 879,454 878,704 881,281 894,167OTROS INGRESOS (EGRESOS) -47,723 -82,106 -111,072 -110,977 -111,303 -112,930 Ingresos Financieros 61,255 43,038 45,953 45,914 46,048 46,722 Gastos Financieros -143,535 -152,756 -159,682 -159,546 -160,014 -162,354 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 7 7 7 7 Otros Ingresos (Egresos) 36,238 37,897 -729 -728 -730 -741 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -1,681 -13,507 3,379 3,376 3,386 3,436UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 561,210 661,398 768,382 767,727 769,978 781,236 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 561,210 661,398 768,382 767,727 769,978 781,236 Particip. Utilidad Trabajadores 34,890 38,621 46,687 46,647 46,784 47,468 Impuesto a la Renta 178,276 199,968 250,696 250,482 251,217 254,890UTILIDAD (PERDIDA) NETA 348,044 422,809 470,999 470,598 471,978 478,879

SISTEMA TOTALINGRESOS 9,386,544 9,552,600 11,040,527 10,891,175 11,116,464 11,229,109 Venta Energía Eléctrica al Público 5,599,688 6,049,664 6,771,691 6,786,821 6,818,267 6,914,092 Venta Energía Precios en Barra 2,400,435 2,335,166 2,662,685 2,685,530 2,680,999 2,742,209 Transferencia COES 644,452 438,700 427,656 431,116 430,597 440,137 Peajes y Uso Instal. Transmisión 431,042 431,924 476,182 296,331 479,457 418,354 Otros Ingresos 310,927 297,147 702,314 691,377 707,145 714,317COSTOS 7,205,804 7,219,563 8,290,783 8,223,025 8,347,807 8,446,518 Gastos de Generación 3,292,026 3,034,573 3,861,786 3,892,790 3,888,347 3,974,157 Costos de Transmisión 240,164 410,946 402,933 322,006 405,704 380,136 Gastos de Distribución 2,893,015 2,906,267 3,065,566 3,062,963 3,086,651 3,116,867 Gastos de Comercialización 289,372 397,089 299,206 299,400 301,264 304,838 Gastos Generales y Administrativos 491,227 470,688 661,292 645,865 665,840 670,520UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 2,180,740 2,333,037 2,749,745 2,668,150 2,768,657 2,782,591OTROS INGRESOS (EGRESOS) -116,506 -136,883 -503,458 -482,268 -506,921 -507,505 Ingresos Financieros 273,684 222,844 196,364 191,912 197,714 199,407 Gastos Financieros -566,523 -526,082 -605,455 -581,855 -609,620 -610,810 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 7 7 7 7 Otros Ingresos (Egresos) 195,753 133,131 -101,842 -99,834 -102,543 -103,758 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores -19,420 680 7,469 7,502 7,521 7,648UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 2,064,234 2,196,155 2,246,286 2,185,882 2,261,736 2,275,086 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 2,064,234 2,196,155 2,246,286 2,185,882 2,261,736 2,275,086 Particip. Utilidad Trabajadores 105,678 129,937 129,604 128,271 130,496 132,084 Impuesto a la Renta 655,326 640,347 708,714 691,733 713,588 718,533UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1,303,230 1,425,871 1,407,969 1,365,879 1,417,653 1,424,469

Proyecciones Dic 2009 S/. Miles

76

2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO

Al 31 de diciembre del 2008 el saldo de efectivo de las empresas del Sector

Eléctrico ascendió a S/. 1 391,2 millones; producto de un saldo inicial de caja de

S/. 1 533,1 millones y una variación de efectivo de - S/. 142,1 millones.

El flujo de efectivo de las actividades de operación asciende a S/. 2 231,9

millones, el cual es resultante básicamente del efecto positivo de la utilidad neta

(S/. 1 408,0 millones).

Las actividades de inversión muestran una salida de efectivo neto cuyo monto

asciende a S/. 1 449,9 millones; destacando sustancialmente las inversiones en

activo fijo por S/. 1 166,8 millones; inversiones de intangible por S/. 101,6

millones y desembolso para estudios y proyectos por S/. 121,1 millones.

Además se muestra una salida de efectivo relacionada con las actividades de

financiamiento, cuyo valor es S/. 924,1 millones sobresaliendo el pago de

dividendos por S/. 1 139,6 millones; presenta egresos por préstamos bancarios

por S/. 162,3 millones e ingresos por emisión de valores por S/. 214,6 millones.

Por Tipo de Empresa

Las empresas generadoras con S/. 1 101,0 millones concentran los mayores

niveles de saldo de efectivo a fin del periodo. Su saldo en la actividad de

operación es S/. 1 198,0 millones. La actividad de inversión implicó un desembolso de efectivo por S/. 581,6

millones, básicamente por el rubro de activo fijo en S/. 511,2 millones. Mientras que en su actividad de financiamiento han realizado desembolsos por

S/. 663,9 millones; resultado principalmente del pago de dividendos por S/. 776,8

millones; además presenta entrada de efectivo dada la emisión de valores y

egresos debido a préstamos bancarios por S/. 116,9 millones y S/. 155,0 millones

respectivamente.

77

Las empresas transmisoras alcanzan un saldo de efectivo de S/. 88,3 millones. La

variación de efectivo proveniente de las actividades de operación es de S/. 226,8

millones; por efecto de REP (S/. 128,0 millones) y Transmantaro, (S/. 49,5

millones) principalmente. La actividad de inversión implicó una salida de efectivo de S/. 180,7 millones;

explicada principalmente por las inversiones realizadas por REP (S/. 148,9

millones).

En cuanto a las fuentes de financiamiento se tiene salida por S/. 103,2 millones;

se observa desembolso por pago de préstamos bancarios por S/. 52,1 millones y

pago de dividendos por S/. 26,6.

Las empresas distribuidoras muestran un saldo de S/. 201,7 millones al 31 de

diciembre del 2008. Los ingresos de efectivo obtenidos de sus actividades de

operación ascienden a los S/. 807,1 millones; derivados de la utilidad neta de

S/. 471,1 millones. Las inversiones tuvieron salida de S/. 687,5 millones; de las cuales se tuvo salida

de inversiones en activo fijo de S/. 615,9 millones; siendo Edelnor y Luz del Sur

las que muestran mayores niveles de inversión en activo fijo con S/. 201,3

millones y S/. 144,2 millones respectivamente. Hidrandina es la tercera empresa

en cuanto a inversiones en activo fijo con S/. 84,4 millones.

En cuanto a las fuentes de financiamiento se tiene salida por S/. 156,9 millones;

se observa el financiamiento a través de pago por dividendos de S/. 336,2

millones; la cual fue realizada en su mayor parte por Edelnor y Luz del Sur con

S/. 134,6 millones y S/. 161,7 millones respectivamente.

Por Sistema

Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional muestran un saldo de

efectivo al 31 de diciembre del 2008 de S/. 1 381,3 millones; lo cual se debe en

78

gran parte al saldo de efectivo al inicio (S/. 1 524,0 millones). El flujo resultante de

las actividades de operación ascendió a S/. 2 243,0 millones; debido a la utilidad

neta (S/. 1 400,7 millones). El egreso de efectivo por las inversiones realizadas

asciende a S/. 1 433,9 millones que se han orientado a la adquisición de activos

fijos por S/. 1 163,9 millones. Se observan salidas de efectivo derivadas de las

actividades de financiamiento por S/. 951,8 millones de los cuales se tiene el pago

de dividendos por S/. 1 139,5 millones; además se presentan egreso de efectivo a

través de préstamos bancarios por S/. 165,1 millones e ingreso de efectivo por

emisión de valores por S/. 214,6 millones.

Las empresas de los Sistemas Aislados, muestran un saldo de efectivo neto al 31

de diciembre del 2008 de S/. 9,7 millones; mayor en S/. 0,6 millones al saldo

inicial. En este periodo se presentan egresos en las actividades de operación que

fue de S/. 11,2 millones. Además han efectuado desembolsos de efectivo para

inversiones por S/. 16,0 millones con salidas por activo fijo de S/. 2,9 millones;

mientras que las actividades de financiamiento implicaron ingreso de efectivo de

S/. 27,7 millones.

79

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 33 Ranking General

TIPO DescripciónG Edegel 4910 769 1 2198 921 1 1148 716 5 265 310 5 182 580 5 5.6% 25 8.1% 20G Electroperú 3438 824 2 2129 463 2 1217 492 4 347 209 3 299 448 3 10.2% 14 14.3% 13D Edelnor 2386 020 3 841 325 5 1439 021 2 290 893 4 242 342 4 13.0% 8 29.8% 6D Luz del Sur 2169 478 4 961 323 3 1446 912 1 355 558 2 332 191 2 17.0% 5 37.2% 5G Enersur 1668 380 5 597 161 8 1304 908 3 466 505 1 421 322 1 27.4% 3 58.2% 2G Egenor 1427 931 6 587 819 9 397 234 6 70 206 8 15 697 19 4.7% 26 2.1% 31T Rep 1163 124 7 522 062 11 225 590 10 100 098 7 77 857 6 8.5% 18 15.5% 11G Electro Andes 1095 394 8 688 055 7 254 679 8 104 502 6 76 839 7 9.9% 15 12.0% 17G Egasa 977 374 10 860 774 4 154 892 18 33 291 16 44 862 11 3.4% 31 5.2% 26D Hidrandina 999 359 9 823 853 6 364 847 7 45 505 12 51 171 10 5.6% 24 7.7% 21G Egemsa 606 519 12 581 720 10 96 381 24 44 098 14 57 777 9 7.7% 20 10.4% 18G Kallpa 685 675 11 129 870 28 170 809 14 25 254 20 (10 945) 43 6.1% 22 -7.4% 39G San Gabán 574 084 13 320 834 15 121 443 22 60 645 9 8 485 24 10.8% 13 2.6% 30D Electrocentro 559 525 14 416 442 13 220 714 11 41 353 15 41 183 13 7.8% 19 9.5% 19D Electro Sur Este 471 074 15 425 902 12 154 847 19 19 420 21 19 699 18 4.3% 28 4.9% 27T Transmantaro 448 675 17 165 350 25 81 791 25 56 408 10 41 494 12 12.6% 9 28.3% 7D Electro Oriente 460 713 16 414 352 14 228 811 9 12 122 26 14 483 20 2.9% 32 3.8% 29G Seal 323 217 19 230 344 16 203 599 13 27 644 19 29 347 15 9.1% 17 13.2% 15D Electronoroeste 329 106 18 225 395 17 214 423 12 28 564 17 27 322 16 9.6% 16 12.7% 16G Cahua 315 040 20 175 790 21 103 578 23 45 118 13 33 916 14 15.3% 7 20.3% 9D Electro Sur Medio 310 945 21 196 046 20 153 728 20 12 376 25 (35 280) 44 4.4% 27 -20.7% 41

* ROA calculado en base al activo del inicio del periodo. ROE calculado en base al patrimonio del inicio del periodo.

RANKING GENERALINGRESOS U. OPERATIVA ROA S/. YTYU. a. IMPUESTOSACTIVO PAT.NETO ROE S/. YTY

A nivel empresas generadoras podemos observar a Edegel como la más grande a

nivel de activos, quinta en ingresos, vigésima quinta en rentabilidad sobre activos

y vigésima en retorno sobre el patrimonio. Electroperú aparece como la segunda

en activos, cuarta en ingresos, tercera en niveles de utilidad operativa y de utilidad

antes de impuestos, y décimo cuarto en ROA.

Mientras tanto, Electro Andes muestra un comportamiento más homogéneo como

la octava en activos, séptima en ingresos y en utilidad operativa, y en utilidad

antes de impuestos, y décima quinta en rentabilidad sobre activos (ROA).

80

Tabla 34 Ranking Total

TIPO Descripción

G Edegel 4 910 769 1 2 198 921 1 1 148 716 5 265 310 5 182 580 5 5.6% 25 8.1% 20G Electroperú 3 438 824 2 2 129 463 2 1 217 492 4 347 209 3 299 448 3 10.2% 14 14.3% 13G Enersur 1 668 380 5 597 161 8 1 304 908 3 466 505 1 421 322 1 27.4% 3 58.2% 2G Egenor 1 427 931 6 587 819 9 397 234 6 70 206 8 15 697 19 4.7% 26 2.1% 31G Electro Andes 1 095 394 8 688 055 7 254 679 8 104 502 6 76 839 7 9.9% 15 12.0% 17G Egasa 977 374 10 860 774 4 154 892 18 33 291 16 44 862 11 3.4% 31 5.2% 26G Egemsa 606 519 12 581 720 10 96 381 24 44 098 14 57 777 9 7.7% 20 10.4% 18G San Gabán 574 084 13 320 834 15 121 443 22 60 645 9 8 485 24 10.8% 13 2.6% 30G Termoselva 310 224 22 167 918 24 128 424 21 5 387 30 - 8 550 42 1.8% 33 -5.7% 38G Cahua 315 040 20 175 790 21 103 578 23 45 118 13 33 916 14 15.3% 7 20.3% 9G Kallpa 685 675 11 129 870 28 170 809 14 25 254 20 - 10 945 43 6.1% 22 -7.4% 39G Eepsa 261 197 23 169 824 22 168 630 16 54 811 11 71 570 8 20.1% 4 46.9% 4G Egesur 196 568 27 159 627 26 28 379 32 669 34 628 31 0.4% 37 0.4% 36G Sinersa 112 679 32 50 280 33 20 055 35 10 702 27 3 469 27 11.8% 11 7.1% 22G Shougesa 91 342 33 72 101 30 158 900 17 13 551 24 13 267 22 16.2% 6 20.9% 8G Chavimochic 38 479 35 38 479 35 3 980 38 - 1 137 43 - 929 41 -2.9% 39 -2.4% 37G Egepsa 4 332 38 3 586 38 1 147 41 57 38 56 36 1.27% 34 1.55% 33

T REP 1 163 124 7 522 062 11 225 590 10 100 098 7 77 857 6 8.5% 18 15.5% 11T Transmantaro 448 675 17 165 350 25 81 791 25 56 408 10 41 494 12 12.6% 9 28.3% 7T Eteselva 237 832 26 206 401 19 23 675 33 2 471 31 1 270 28 1.1% 35 0.7% 34T Redesur 170 061 28 61 182 32 35 878 29 16 303 23 10 690 23 7.4% 21 14.1% 14T Isa-Perú 151 546 29 70 801 31 29 380 31 18 552 22 13 596 21 11.2% 12 17.7% 10

D Edelnor 2 386 020 3 841 325 5 1 439 021 2 290 893 4 242 342 4 13.0% 8 29.8% 6D Luz del Sur 2 169 478 4 961 323 3 1 446 912 1 355 558 2 332 191 2 17.0% 5 37.2% 5D Hidrandina 999 359 9 823 853 6 364 847 7 45 505 12 51 171 10 5.6% 24 7.7% 21D Electrocentro 559 525 14 416 442 13 220 714 11 41 353 15 41 183 13 7.8% 19 9.5% 19D Electro Sur Este 471 074 15 425 902 12 154 847 19 19 420 21 19 699 18 4.3% 28 4.9% 27D Electro Oriente 460 713 16 414 352 14 228 811 9 12 122 26 14 483 20 2.9% 32 3.8% 29D Seal 323 217 19 230 344 16 203 599 13 27 644 19 29 347 15 9.1% 17 13.2% 15D Electronoroeste 329 106 18 225 395 17 214 423 12 28 564 17 27 322 16 9.6% 16 12.7% 16D Electro Sur Medio 310 945 21 196 046 20 153 728 20 12 376 25 - 35 280 44 4.4% 27 -20.7% 41D Electronorte 253 003 24 168 266 23 169 062 15 28 483 18 25 838 17 12.0% 10 15.2% 12D Electro Puno 245 155 25 214 909 18 72 008 28 8 369 28 8 474 25 3.7% 30 4.4% 28D Electrosur 148 236 30 131 516 27 76 949 26 8 253 29 7 983 26 5.7% 23 6.1% 24D Electro Ucayali 130 646 31 118 251 29 74 754 27 - 2 228 44 514 32 -1.8% 38 0.4% 35D Edecañete 55 380 34 44 628 34 22 667 34 607 35 866 30 1.0% 36 2.0% 32D Coelvisac 30 272 36 18 782 36 32 881 30 1 063 32 1 182 29 3.9% 29 6.8% 23D Emseusa 6 785 37 5 592 37 4 350 37 333 37 302 35 -15.0% 41 5.4% 25D Emsemsa 1 900 40 354 41 2 867 40 - 43 42 - 85 40 -2.9% 40 -19.4% 40D Sersa 682 41 430 40 3 202 39 387 36 345 34 56.7% 1 80.2% 1

* ROA calculado en base al activo del inicio del periodo. ROE calculado en base al patrimonio del inicio del periodo.

DISTRIBUIDORAS

GENERADORAS

RANKING GENERALACTIVO PAT.NETO INGRESOS U. OPERATIVA U. a. IMPUESTOS ROA S/. YTY ROE S/. YTY

TRANSMISORAS

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 transmisoras, 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 lo contrario en

los cálculos de Patrimonio Neto, Ingresos, Utilidades y Rentabilidades.

81

2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO

Para el tema que estamos analizando, necesitamos realizar un análisis de algunas

variables económicas. Para ello nos vamos a apoyar en algunas cifras divulgadas

por los organismos públicos tales como el Banco Central de Reserva del Perú

(BCRP), el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) y de algunos

ministerios tales como el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO

La evolución del PBI en el se tiene crecimiento anual acumulado de 9,8%; siendo

este crecimiento el mayor en los últimos 14 años.

Los sectores que presentaron mayor dinamismo fueron el sector construcción,

comercio, manufactura, electricidad y agua con crecimientos del 16,5%; 12,8%;

8,5% y 7,7% respectivamente.

También la evolución de la demanda interna dado un mayor consumo e inversión

jugó a favor del crecimiento de este año, es así que se tuvo implementación tanto

de obras públicas como privadas con proyectos mineros, eléctricos, transporte,

comunicaciones, de vivienda y comerciales.

82

Tabla 35 Producto Bruto Interno

Fuente: Notas de estudio del BCRP Nro 09 marzo2009 (Informe Macroeconómico IV trimestre 2008)

Gráfico 36 Producto Bruto Interno-Evolución Trimestral

Producto Bruto Interno Trimestral 2005_I - 2008_IV(Variación % Interanual del Índice de Volumen Físico)

11.710.7

6.7

10,39,88,98,18,58,98,7

5,8

7,77,66,76,8

6,0

I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV

2005 2006 2007 2008 Fuente: BCRP

Elaboración propia

83

Tabla 36 Variaciones % del PBI - Diciembre 2008

Fuente: BCRP – Nota No 8 febrero 2009

En el año 2008, el sector electricidad y agua registró crecimiento de 7,7%, dado el

crecimiento del subsector electricidad en 8,5% y crecimiento ligero del subsector

agua en 0,9%. La generación de electricidad alcanzó en el 2008 30,5 mil GWh.

La mayor producción se debe a los niveles producidos por las plantas térmicas

(11,9 mil GWh) mostrando incremento de 31,9% respecto al 2007. Mientras que la

generación eléctrica de las plantas hidráulicas se situó en 18,60 mil GWh para

este año.

En el 2008 las empresas que incrementaron su producción en mayor proporción

fueron Enersur 25,2% y Egesur con 17,6%.

84

Tabla 37 VAB Trimestral de la Actividad Eléctrica y Agua

Fuente: INEI, Ministerio de Energía y Minas Elaboración propia

Tabla 38 Evolución del Índice Mensual de la Producción Nacional Diciembre 2008

Fuente: Ministerio de Energía y Minas, y EPS

Tabla 39 Producción de Energía del Mercado Eléctrico (MWh)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas / Estadística Eléctrica Diciembre 2008

2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS

La variación acumulada a diciembre del 2008 es de 6,65%.

Entre los grupos de consumo que presentaron un mayor incremento de precios a

diciembre del 2008 se encuentran los alimentos y bebidas con 9,7% y servicios

públicos con 8,68%

Tabla 40 Variación Porcentual de la Tasa de Inflación

Fuente: BCRP – Nota Semanal Enero 2009

86

2.10.3. TIPO DE CAMBIO

En cuanto a la depreciación del Nuevo Sol, éste se depreció en diciembre 0,72%

respecto a noviembre. Ya que el tipo de cambio interbancario promedio de

compra y venta mensual pasó de 3,092 (en noviembre) a 3,114 (en diciembre).

Mientras que en el año se depreció 4,8% respecto al dólar.

2.10.4. SECTOR EXTERNO

En el 2008 las exportaciones fueron de US$ 31,594 millones; mientras que las

importaciones fueron de US$ 28,432 millones; con lo cual se registra un superávit

en la balanza comercial de US$ 3,162 millones.

Las exportaciones tradicionales ascendieron a 10,7%, debido a que se elevaron

los volúmenes exportados de harina de pescado, café, zinc y oro; mientras que las

exportaciones no tradicionales ascendieron en 20,0% debido a las ventas de

productos agropecuarios, pesqueros, textiles y químicos.

En cuanto a las importaciones, se incremento en 45,1% respecto al año anterior

ante las mayores adquisiciones de bienes de capital (57,6%) e insumos (39,5%)2.

2/ BCRP - Memoria Anual 2008

87

Gráfico 37 Balanza Comercial Trimestral del 2006-I al 2008-IV

BALANZA COMERCIAL(2006-2008)

-1000.00.0

1000.02000.03000.04000.05000.06000.07000.08000.0

I II III IV I II III IV I II III IV2006 2007 2008

Mill

US$

Export. totales Importaciones totales Balanza comercial

Fuente: BCRP Elaboración propia

Tabla 41 Balanza Comercial

Fuente: BCRP - Nota Semanal Enero 2008

2.10.5. SECTOR FISCAL

El gobierno central acumuló en el 2008 S/. 8 304 millones de resultado económico

que representa 2,2% del PBI. Esto representa a comparación del 2007 un

incremento de S/. 2 120 millones, y se ve explicado por el incremento de los

ingresos tributarios (S/. 5 791).

88

Ello debido a que se registró un resultado primario de S/. 13 432 millones, los

gastos no financieros fueron de S/.54 946 millones, mientras que los ingresos

corrientes fueron de S/. 67 986 millones y los ingresos de capital fueron de S/. 392

millones.

En cuanto a los intereses ascendieron S/. 5 128 millones.

Tabla 42 Operaciones del Gobierno Central (Millones Nuevos Soles)

89

2.10.6. NOTICIAS SECTOR ELÉCTRICO: AÑO 2008

Poder Ejecutivo asegura suministro de electricidad para uso de servicio público Lima, ene. 03 (ANDINA).- Generadores deberán abastecer a distribuidores que no cuenten con contratos para suministro público de energía Las demandas de potencia y energía de los distribuidores que no cuenten con suministros y que estén destinadas al servicio público de electricidad, serán abastecidas por los generadores a fin de asegurar un eficiente abastecimiento a nivel nacional, señala una norma del Poder Ejecutivo publicada hoy. De esta manera, el gobierno busca asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado y evitar que haya una ruptura de la cadena de pagos.

La norma precisa que si los distribuidores eléctricos no logran obtener contratos de suministro de energía mediante los mecanismos de licitación establecidos, éstos serán asumidos por los generadores.

También determinó que el precio de la energía que se suministre bajo este esquema será el precio de barra del mercado regulado, y se pagará a los generadores en proporción a su Energía Firme Eficiente Anual, menos sus ventas de energía por contrato.

Para ello el Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) tendrá que establecer en los próximos 15 días útiles el procedimiento que deberán seguir los generadores.

Sin embargo, a fin de que los distribuidores realicen todos los esfuerzos posibles para contratar energía mediante las licitaciones, la norma establece que serán penalizados los que no hayan realizado al menos tres convocatorias a proceso de subasta antes de retirar potencia y energía de los generadores bajo ese esquema.

La penalización no podrá superar el cinco por ciento de su facturación por el servicio de distribución, precisa la norma. MEM otorga concesión temporal de generación eléctrica a Petrolera Monterrico por 170 Mw |Lima, ene. 04 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a la Empresa Petrolera Monterrico la concesión temporal de la futura central eólica La Brea, para una capacidad instalada estimada de 170 megavatios (Mw), con el fin de que la empresa desarrolle estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica. Los mencionados estudios se realizarán en el distrito de La Brea, provincia de Talara, en el departamento de Piura.

De acuerdo a una resolución del MEM, esta concesión temporal es por un plazo de dos años contados a partir de hoy.

El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación.

También está obligado al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes.

90

De acuerdo al Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, si el concesionario no cumple con las obligaciones contraídas en su solicitud respecto a la ejecución de los estudios y del cronograma de ejecución de los estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. Egechilca inició construcción de planta termoeléctrica de 538 megavatios Lima, ene. 08 (ANDINA).- La empresa Egechilca, de capitales panameños, informó hoy que inició la construcción de su planta termoeléctrica de 538 megavatios (Mw) en la localidad de Las Salinas (Chilca), al sur de Lima, y que demandará una inversión de 500 millones de dólares. El gerente general de Egechilca, Alfred Sklar, precisó que se empezó la construcción del cerco perimétrico anti tsunami, en cumplimiento del cronograma establecido por el Ministerio de Energía y Minas (MEM).“Hemos iniciado la construcción del cerco perimétrico a 250 metros del mar en Las Salinas mucho antes de lo establecido por el MEM en el cronograma que fijó para que Egechilca cumpla gradualmente con sus obligaciones porque queremos culminar la obra lo más pronto posible”, manifestó.

Precisó que las obras a realizar en los próximos cinco meses supondrán una inversión de 25 millones de dólares.

Ello comprende, aparte de la construcción del cerco perimétrico, la culminación de la cimentación para la central térmica para proseguir con el traslado de las turbinas de generación.

De acuerdo al cronograma aprobado por el MEM, el 10 de agosto del 2008 debe culminar el traslado de turbinas a la central a Chilca y el 17 de agosto debe darse inicio al montaje de turbinas de combustión.

El embajador de Panamá en Perú, Roberto Díaz, dijo que la central termoeléctrica no sólo se tiene que ver como un negocio sino también como una obra social ya que los peruanos en general, especialmente los que viven en el área de la gran Lima, podrán contar con energía eléctrica aprovechando el recurso del gas natural de Camisea.“Perú ganará y demostrará ser un ejemplo de que se pueden hacer negocios buenos con los recursos naturales del país, sin especulaciones desorbitadas, con una electricidad que no aumentará el precio sino, por el contrario, con la posibilidad real de bajar las tarifas eléctricas, algo que es muy remoto en este tipo de negocios a nivel internacional”, precisó. MEM otorga a Holek Energía concesión temporal para evaluar instalación de central térmica en Chilca Lima, ene. 09 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a la empresa Holek Energía para desarrollar estudios relacionados a la generación de energía eléctrica en la futura Central Térmica Holek, a ubicarse en el distrito de Chilca, al sur de Lima. La central térmica tendría una potencia instalada comprendida entre 550 a 620 megavatios (Mw).

Holek Energía solicitó el 7 de noviembre del 2007 que se le otorgue la concesión temporal para realizar estudios relacionados con la actividad de generación de energía eléctrica.

91

La Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM verificó que el peticionario ha cumplido con los requisitos establecidos en el reglamento de las Ley de Concesiones Eléctricas.

El plazo de la concesión temporal es de 15 meses, en los cuales el concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas. MEM ejecutará obras de electrificación rural en zonas no atendidas por distribuidoras estatales Lima, ene. 09 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) ejecutará, por excepción, obras de electrificación rural en forma directa o a través de gobiernos regionales y locales en zonas de concesión de distribuidoras eléctricas estatales siempre que las poblaciones hayan solicitado el servicio y no hayan sido atendidas en el plazo de un año. Ello debido a que las distribuidoras estatales no atienden en el plazo que establece la Ley de Concesiones Eléctricas los reiterados pedidos de poblaciones rurales de escasos recursos para que se les brinde el servicio público eléctrico, señala un proyecto de ley enviado por el Poder Ejecutivo al Congreso de la República. Según el proyecto, esta situación genera inconformidad en la población y reclamos, toda vez que dichas distribuidoras se niegan a prestar el servicio a los solicitantes debido a la baja rentabilidad de las inversiones en zonas rurales.

Por ello el Estado, cumpliendo su rol subsidiario, no puede renunciar a la función social de orientar el desarrollo del país, actuando principalmente en las áreas de promoción de empleo, salud, educación, seguridad, servicios públicos e infraestructura. De esta manera, en los casos en que el Estado invierta en zonas de concesión no atendidas por dichas empresas, se procederá a calificar a la obra a ejecutarse como sistema eléctrico rural, siéndole de aplicación el régimen de la concesión eléctrica rural y las demás disposiciones previstas en la Ley de Electrificación Rural y su reglamento.

Para tal fin se plantea la emisión de una norma con rango de ley que dé una solución a la situación surgida, en forma excepcional y hasta que se den las condiciones para que las empresas de distribución eléctrica de propiedad estatal cumplan con su obligación de dar suministro eléctrico en el plazo previsto en la ley.

El proyecto también señala que existe infraestructura eléctrica ejecutada por los gobiernos regionales y locales en áreas rurales ubicadas fuera de la zona de concesión de las distribuidoras eléctricas que a la fecha se encuentran en condiciones precarias.

Por ello, a fin de mejorar el servicio eléctrico deficiente, el Estado a través del MEM podrá financiar la remodelación, rehabilitación y el mejoramiento de dichas instalaciones existentes siempre y cuando las mismas presten el servicio público de electricidad y hayan sido construidas sin cumplir con las normas técnicas de electrificación ruralLa solución propuesta permitirá que a futuro las poblaciones se vean beneficiadas con un mejor servicio eléctrico prestado en forma continua y sin interrupciones, evitándose que se desperdicie la inversión en instalaciones existentes, ejecutadas por terceros.

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El proyecto no implica costo alguno para el erario nacional sino más bien un beneficio para el Estado, toda vez que se soluciona un problema existente en el sector eléctrico de distribución, explicó el Poder Ejecutivo.

Potencial de generación de electricidad con geotermia en Perú asciende a unos 3,000 Mw

Lima, ene. 16 (ANDINA).- El potencial estimado de Perú para la generación de electricidad con energía geotérmica, proveniente de aguas termales, asciende a unos 3,000 megavatios (Mw), señaló hoy el viceministro de Energía, Pedro Gamio.

Precisó que esta cantidad ha sido estimada por expertos japoneses y anunció que en el sur del país ya se iniciaron los estudios para la generación de electricidad en los campos geotérmicos Borateras y Calientes en el departamento de Tacna.

De acuerdo a los estudios de prefactibilidad presentados, el potencial de generación de electricidad de ambos campos asciende a 150 Mw, Calientes aportaría 100 Mw y Borateros 50 Mw.“Este proyecto es el inicio del desarrollo de una nueva fuente de generación renovable, que es la energía geotérmica que tiene varias ventajas pues es renovable, ayuda al desarrollo local e implica un fortalecimiento de la infraestructura energética del sur de Perú”, dijo a la agencia Andina.

Destacó que estos proyectos de energía geotérmica ayudarían a desarrollar un proyecto ecoturístico de aguas termales en la zona. Asimismo, impulsarían la agricultura al proveerla de agua apropiada al eliminar los metales pesados que contienen las aguas que se utilizarían en el proyecto, y ampliaría la frontera agrícola.

“Lo más importante es que es una fuente de generación de energía eléctrica más barata que una central a Diesel 2 o Residual, y nunca se agota”, subrayó.

El viceministro refirió que Perú necesita anualmente 300 Mw adicionales, que es el crecimiento de la demanda de energía eléctrica.

Asimismo, señaló que de acuerdo al proyecto de prefactibilidad de Borateros y Calientes, se garantiza una tasa de retorno interno de 14 por ciento.

“Si se incluye el componente de desarrollo limpio, es decir el Bono de Carbono, que es una palanca financiera muy importante que tiene el mundo desarrollado para apoyar proyectos de energía renovables y reducir la emisión de gases contaminantes en el planeta Tierra, la tasa interna de retorno podría llegar a 20 por ciento”, explicó.

El proyecto cuenta con financiamiento del Banco de Cooperación Internacional del Japón (JBIC) y la Organización del Comercio Exterior de Japón (Jetro), así como del Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Por su parte, el jefe del proyecto de prefactibilidad, Enrique Lima, de la empresa West Japan Engineering Consultants, indicó que la inversión necesaria para construir las plantas de generación de electricidad con energía geotérmica en Calientes ascendería a 130 millones de dólares y para Borateros a 100 millones.

Indicó que en 30 años de operación de la planta se lograría un ahorro de 60 por ciento respecto a una que utilice gas natural, por lo tanto, en el largo plazo resulta mucho más económica su operación.Sin embargo, la inversión inicial sería muy elevada para la intervención de un inversionista privado, y el gobierno del Japón podría financiar su

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construcción a través de créditos.Asimismo, Lima estimó que conservadoramente el potencial de la energía geotérmica en Perú podría abastecer el 50 por ciento de las necesidades de electricidad en el país que ascienden a 6,000 Mw. Tarifas eléctricas se incrementarían hasta 2% a partir de mayo Lima, ene. 27 (ANDINA).- Las tarifas de energía eléctrica al consumidor se incrementarían hasta en dos por ciento a partir del primero de mayo como parte del proceso de fijación tarifaria, señaló hoy el presidente del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), Alfredo Danmert. “Este incremento responde a la estrategia de promover nuevas inversiones pues con precios altos se genera interés para invertir en el país”, manifestó a la agencia Andina.

También estimó que en el año 2009 el sector electricidad recibiría inversiones por un monto mayor a 200 millones de dólares, los cuales provendrían del incremento del número de generadoras.

“Las empresas han respondido al reto y por eso están interesadas en invertir en la producción de aproximadamente 598 megawatts (Mw), donde cada Mw está valorizado en 400 mil dólares”, dijo.

De estos 598 Mw, unos 230 Ww corresponderán a generación hidroeléctrica y 368 Mw a generación a gas natural, anotó.

Precisó que si bien anualmente el país requiere una producción de 300 Mw, el monto proyectado permite afirmar que Perú se está convirtiendo en una plaza interesante para la captación de capitales extranjeros y nacionales.

“Si el crecimiento del país fuera de cuatro por ciento se necesitaría generación y producción eléctrica adicional de 150 Mw. Por ello, si el actual crecimiento es de ocho por ciento necesitamos inversión por 300 Mw”, afirmó.

Danmert indicó que en el 2008 las reservas de generación eléctrica podrían mostrar una reducción, la cual sería compensada por la producción estimada para el 2009.

“Esto no quiere decir que falte electricidad sino que el nivel de reservas que nosotros estimamos en 20 por ciento se reducirían hasta tres puntos porcentuales, llegando a 17 por ciento”, añadió.

Finalmente, comentó que ante esta eventualidad el gobierno está tomando las medidas necesarias para asegurar el abastecimiento de energía eléctrica y evitar cualquier tipo de problemas. Proyectan instalar central eólica al norte de Lima con capacidad de 240 megavatios Lima, ene. 27 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó una concesión temporal a favor de Energía Eólica para desarrollar estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central Eólica Parque Las Lomas, que tendrá una capacidad estimada de 240 megavatios (MW). Los estudios se realizarán en los distritos de Huacho y Chancay, de las provincias de Huaura y Huaral, del departamento de Lima, durante un plazo de dos años, según una Resolución Ministerial publicada en el diario oficial.

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El concesionario está obligado a respetar las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y demás normas legales vigentes.

La energía eólica se obtiene del viento y en los lugares donde abunda, puede ser utilizada para generar electricidad, con la ventaja de ser una fuente limpia, que reduce el uso intensivo de hidrocarburos con el consiguiente beneficio para el medio ambiente. La costa peruana cuenta con un importante potencial eólico.

El MEM viene promoviendo el uso de energías renovables, entre las cuales está la energía eólica, como parte de su política a favor de un cambio de matriz energética, que también considera la masificación del uso del gas natural. Edelnor registró el 28 de enero nuevo récord en máxima demanda de electricidad con 876 Mw Lima, ene. 29 (ANDINA).- El 28 de enero Edelnor registró un nuevo récord en la máxima demanda de energía al alcanzar 876 megawatios (Mw), cifra superior a los 867 Mw alcanzados el 28 de noviembre del 2007, el anterior récord histórico en la demanda de electricidad, informó hoy esta concesionaria de distribución eléctrica. Dijo que estas cifras se explican principalmente por el mayor consumo de los clientes residenciales, destacando los ubicados en los distritos que se caracterizan por ser pujantes y progresistas, tales como San Juan de Lurigancho, Puente Piedra, Carabaillo y Ancón, entre otros.

También se debe al incremento de diversas actividades económicas como la pesca, elaboración de productos alimenticios y bebidas, fabricación de sustancias y productos químicos, comercio al por mayor y menor, y fabricación de otros productos minerales no metálicos.

Precisó que la anterior máxima demanda registrada por Edelnor el 28 de noviembre del año pasado, de 867 Mw, superó en 4.91 por ciento a la presentada el año 2006, que fue de 826 Mw.

Sin embargo, en los distritos residenciales mencionados el crecimiento fue inclusive por encima de diez por ciento.

Los niveles récord que está alcanzando la demanda de energía eléctrica representa un aumento sostenido en su evolución, lo que a su vez se sustenta en el crecimiento económico, siendo el consumo uno de los primeros indicadores del dinamismo que viene ocurriendo en el país. Este año 1,500 centros poblados serán electrificados, anuncia presidente García Amazonas, feb. 01 (ANDINA).- El presidente de la República, Alan García Pérez, anunció hoy que el 2008 se superará el récord de mil 500 centro poblados del país a los que se dotará de electrificación para mejorar su educación, comunicación y producción. El jefe del Estado recordó que el año pasado el gobierno llevó electrificación a mil 30 poblados, como parte de la inversión social que se realiza en las zonas más pobres y rurales.

Desde el centro poblado de Chocta, en el distrito de Luya (Amazonas), destacó el inicio de la electrificación en 16 poblados con 41 kilómetros de línea de mediana tensión en

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beneficio de cinco mil 800 personas, que requirió una inversión de dos millones 800 mil soles.

“Esta electrificación debe favorecer las tierras productoras de papa, tierras ganaderas a las cuales por primera vez el sistema eléctrico permitirá procesos de enfriamiento y mejorar el precio para la carne y leche. Sin electricidad el campesino es víctima de intermediarios y el mercado”, mencionó.

El mandatario remarcó, en ese sentido, que su gobierno ha invertido más de mil millones de soles en obras de electrificación.

Añadió que este año en Amazonas se invertirá 49 millones de soles para avanzar hasta que el último centro poblado tenga electricidad y derecho al agua potable. “Eso es justicia social”, aseveró. MEM otorga concesión para evaluar instalación de Central Hidroeléctrica El Chorro Lima, feb. 05 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas informó hoy que otorgó una concesión temporal a favor de la empresa V Asociados para desarrollar estudios relacionados con la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica El Chorro (Ancash), que tendrá una potencia instalada de 150 Megavtios (Mw). Dichos estudios se realizarán por un plazo de dos años en los distritos de Macate, Yupán, La Pampa, Huallanca y Yuracmarca, provincias de Corongo, Huaylas y Santa del departamento de Ancash.

La Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas ha verificado que el concesionario ha cumplido con los requisitos establecidos en el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

El concesionario queda obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación.

Asimismo, dará cumplimiento a las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y demás normas legales pertinentes. Otorgan concesión temporal a Conenhua para estudios de transmisión eléctrica en Cajamarca Lima, feb. 15 (ANDINA).- El ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy la concesión temporal a favor del Consorcio Energético de Huancavelica (Conenhua) para desarrollar estudios relacionados con la actividad de transmisión eléctrica en Cajamarca. Los estudios se realizarán por un plazo de doce meses para las futuras instalaciones de la Línea de Transmisión de 22.9kV San Miguel de Pallaquez- La Zanja, ubicada en Cajamarca.

La mencionada línea de transmisión se ubicará en los distritos de San Miguel, Calquis, Llapa Tongod y Pulan, provincias de San Miguel y Santa Cruz, precisa la norma publicada hoy.

El concesionario deberá realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas.

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“De acuerdo al reglamento de la Ley de Concesiones eléctricas, si vencido el plazo, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud respecto a la ejecución de los estudios y cumplimiento del cronograma correspondiente, la Dirección General de Electricidad ejecutará la garantía otorgada”, indica la norma.

Consorcio Energético Huancavelica actualmente es operadora de la línea de transmisión Parashga II-Uchucchacua, la cual provee de electricidad a las minas Buenaventura, Isaycruz y Raura. Jefe del Estado considera necesario impulso de infraestructura eléctrica en el país Lima, feb. 26 (ANDINA).- El presidente de la República, Alan García Pérez, manifestó que se necesita mejorar e impulsar la infraestructura eléctrica y vial en el país, con el objetivo de tener un mayor crecimiento y mejorar la calidad de vida de los peruanos. “Mi interés profundo está en el desarrollo y la puesta en marcha de grandes obras de infraestructura en nuestro país; así como hoy se ha entregado la concesión de la línea de transmisión eléctrica Carhuamayo hasta Cerro Coronas, se harán otras obras de esta envergadura”, dijo

Explico que esta obra es una parte de las grandes inversiones que se ejecutarán en breve para la transmisión de la energía en el país.

“Las carreteras son como las venas que trasportan a las personas y sus productos de nuestra geografía, y las líneas eléctricas son las terminaciones nerviosas que trasportan la energía, entonces necesitamos ir al mismo paso”, subrayó.

El jefe del Estado mencionó que el crecimiento en infraestructura de carreteras, en conjunto con obras de transmisión eléctrica, permitirá aumentar la producción y desarrollo del país.

“Nuestro país sigue manteniendo su velocidad de inversión y por ende de generación de empleo y movilización de recursos, para estos se requiere carreteras y líneas de transmisión”, señaló.

Al respecto, destacó que su gobierno ha logrado un ritmo de 5 kilómetros de carreteras asfaltadas por día, a pesar de la estación de lluvias iniciada.

No obstante, el mandatario resaltó que el desarrollo de infraestructura eléctrica también se debe dar junto a mejoras en la educación en el país.

“Nosotros lo que necesitamos a futuro es educación y electricidad. Estamos cumpliendo con este cometido”, apuntó.

“Todo lo que sea demagogia tiene que se dejado de lado frente a la construcción material del nuevo Perú, esto debe estar acompañada de una reconstrucción espiritual a través de la educación”, sostuvo.

Informó además sobre otras obras como la línea de 500 kilovatios desde el Mantaro hasta Montalvo en Moquegua; asociada a la línea de Macchu Picchu-Cotarusi, y posteriormente otra línea de 500 kilovatios, desde Chilca hasta el Zapallal en el norte de Lima.Indicó que con la nueva línea de transmisión las tarifas del futuro serán más baratas.

El presidente García, asistió hoy a la concesión de la línea de transmisión eléctrica Carhuamayo-Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca-Cerro Corona-Carhuatero.

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El acto, realizado en el auditorio de Petroperú, en San Isidro, contó con la presencia del ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia; el Director Ejecutivo de Proinversión, David Lemor; y representantes de las cinco empresas precalificadas para la licitación internacional. MEM planteará incentivos a la instalación de plantas de gas natural de ciclo combinado Lima, feb. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) anunció hoy que publicará en los próximos días un proyecto de norma para otorgar incentivos económicos a la instalación de plantas de ciclo combinado a fin de premiar el mejor aprovechamiento del gas natural. El viceministro de Energía, Pedro Gamio, indicó que el proyecto de la norma será publicado para recibir comentarios a fin de tomar en consideración las opiniones y sugerencias de los agentes del sector.

Dijo que a diferencia de una planta de ciclo simple, el ciclo combinado permite aprovechar mejor este hidrocarburo.

“Tenemos que cuidar el gas natural y realizar un uso eficiente y máximo para la generación eléctrica, por ello estamos planteando incentivos para las plantas de ciclo combinado”, comentó.

Por su parte, el director general de Electricidad del MEM, Jorge Aguinaga, explicó que las plantas de ciclo combinando utilizan 35 por ciento menos gas natural que las plantas de ciclo simple.

En el mercado sólo opera una planta de ciclo combinado, la central térmica de Etevensa, de propiedad de Edegel, mientras que Enersur, cuya central térmica a carbón está en Ilo (Moquegua), tiene planeado instalar una planta de este tipo una vez que el gas llegue a esa zona del país.

En promedio el costo de generar un kilovatio de una planta de ciclo combinando asciende a 800 dólares, mayor en 50 por ciento al costo de una planta de ciclo simple.

Una planta de ciclo combinado está compuesta por una Turbina de Gas Generador, una caldera de recuperación de calor y un grupo Turbina a Vapor Generador, formando un sistema que permite producir electricidad.

Las plantas de ciclo combinado son las generadoras de energía más adecuadas para cumplir con los objetivos del Protocolo de Kyoto, que obliga a sus firmantes a reducir sus emisiones en dióxido de carbono. MEM amplía plazo para inicio de construcción de central hidroeléctrica Santa Rita hasta abril próximo Lima, mar. 04 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) amplió hoy a la empresa Electricidad Andina el plazo para la entrada en operación comercial de la central hidroeléctrica Santa Rita, que prevé construir en la región Ancash, hasta el 31 de mayo del 2011. Cabe señalar que el Calendario de Ejecución de Obras original establecido en la concesión definitiva fijaba el inicio de ejecución de las obras para el primero de marzo del 2006 y la puesta en operación comercial para el 30 de setiembre del 2008.

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Sin embargo, la empresa solicitó el 11 de setiembre del 2007 la modificación del citado contrato para prorrogar el inicio de la ejecución de obras para el primero de abril del 2008 y la puesta en operación comercial de la central para el 31 de mayo del 2011.

Igualmente, le autorizó a incrementar la capacidad instalada de la central de 173.51 a 255 Megavatios (Mw), a modificar el presupuesto del proyecto y a reducir el área de la poligonal de la Casa de Máquinas – Pique – Chimenea.

Finalmente, el MEM autorizó al director general de Electricidad del ministerio a suscribir, en nombre del Estado, la minuta de modificación al contrato de concesión respectivo.

La central hidroeléctrica Santa Rita estará ubicada en los distritos de Macate, Santa Rosa y Bambas, provincias de Santa, Pallasca y Corongo, respectivamente, en Ancash. Empresas eléctricas invertirán alrededor de US$ 600 millones este año para atender aumento de demanda Iquitos, mar. 04 (ANDINA).- Las empresas de generación, transmisión y distribución eléctrica invertirán este año alrededor de 600 millones de dólares para atender el aumento de la demanda en Perú, estimó hoy el gerente general de Edelnor, Ignacio Blanco. “En el año 2007 se llegó a invertir 500 millones de dólares en el sector eléctrico y lo destacable además es que desde el año 2003 se está creciendo en las inversiones a un ritmo superior a 20 por ciento”, declaró a la agencia Andina.

En ese sentido, manifestó que para este año la inversión en el sector eléctrico también seguirá creciendo en 20 por ciento.

“Luego del éxito en la licitación que hubo de la línea de transmisión hacia Cajamarca (Carhuamayo - Cajamarca - Carhuaquero), esperamos que las inversiones sigan creciendo al mismo ritmo porque la demanda está creciendo mucho”, indicó.

Precisó que la demanda de electricidad aumentó el año pasado en casi 11 por ciento, mientras que entre enero y febrero de este año el crecimiento fue de ocho o nueve por ciento, por lo que se espera que el 2008 sea un año de fuerte aumento de la demanda.

“Seguimos invirtiendo para atender el aumento tan fuerte de la demanda que se está dando, y siguiendo lo bien que está el país así como el crecimiento de su economía pues la electricidad acompaña ese crecimiento. Los agentes estamos muy a gusto en Perú y contentos por la forma como le está yendo las cosas”, comentó.

Manifestó que el aumento en la actividad productiva de Perú ha originado que el incremento de la demanda de electricidad del 2007 sea superior al promedio de los últimos cinco años, de entre cinco y seis por ciento.

“Pero estamos viendo que la inversión está superando a la demanda porque las empresas tienen el compromiso de apoyar el crecimiento del país y darle este servicio a las personas que aún no lo tienen”, subrayó.

Blanco participó en el Foro de Empresas de la Red de Negocios de Energía (EBN) que se realizó en la ciudad de Iquitos (Loreto) en el marco de la XXXV Reunión del Grupo de Trabajo de Energía del Foro de Cooperación Económica Asia Pacífico (APEC).

Las 21 economías miembros del APEC son Australia, Filipinas, Papua Nueva Guinea, Brunei, Hong Kong Chino, Singapur, Canadá, Indonesia, Tailandia, Chile, Japón, Taipei

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Chino, China, Malasia, Perú, Corea, México, Rusia, Estados Unidos, Nueva Zelanda y Vietnam. Perú podría exportar energía eléctrica a zonas fronterizas de Brasil, sostiene ProInversión Lima, mar. 05 (ANDINA).- El director ejecutivo de la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión), David Lemor, informó hoy que Perú podría exportar en el mediano plazo energía eléctrica a las zonas fronterizas de Brasil. “Hemos recibido la visita de un grupo de empresarios brasileños acompañados por su embajador, Jorge Taunay, para analizar cuáles son los lugares donde hay la mejor y mayor capacidad de energía eléctrica cercana a las ciudades fronterizas de Brasil que pudieran tener demanda de electricidad.”

Precisó que con la mencionada reunión, ProInversión ha iniciado una etapa de promoción del potencial hidroeléctrico que tiene Perú en la región amazónica, ya que el potencial eléctrico del país supera largamente la demanda que podría tener la población.

“Esta realidad nos brinda la oportunidad de que no sólo podamos atraer inversionistas para hacer centrales hidroeléctricas, sino que también abre las posibilidades para exportar energía eléctrica.”

En ese sentido, afirmó que los empresarios brasileños se mostraron muy interesados en comprar energía eléctrica a Perú desde las zonas de frontera, lo cual contribuiría definitivamente a un mayor crecimiento del sector eléctrico peruano.

Lemor precisó que de desarrollarse el proyecto de exportación de energía eléctrica al Brasil, éste estará a cargo del sector privado.

“Estamos encauzando este proyecto a través de la iniciativa privada, que no requerirá de un cofinanciamiento del Estado”, declaró a Mesa Central de TV Perú.

Manifestó que la no participación del Estado en este proyecto será ventajosa, pues evitará pasar por el Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP), lo cual aligerará sus procesos.

“Hoy en día podemos percibir el dinamismo que está adquiriendo la generación eléctrica en Perú, por ello incrementamos las líneas de transmisión eléctrica; ya concesionamos una y lo haremos con tres más en los próximos meses.”

Recordó que la semana pasada la empresa española Abengoa Perú se adjudicó la concesión para la construcción y operación durante 30 años de la línea de transmisión eléctrica Carhuamayo - Paragsha - Conococha - Huallanca - Cajamarca - Cerro Corona - Carhuaquero, obra que demandará una inversión de 106 millones 140,662 dólares.

Por otro lado, anunció que la próxima semana viajará a Japón y China para promocionar las oportunidades de negocios que tendrían los empresarios de estos países en Perú.

“El viaje será previo al que hará el Presidente de la República, Alan García, este mes a esos dos países, los que están entre las más importantes economías del Asia Pacífico”, concluyó. Holek Energía recibe concesión temporal para concesión de línea de transmisión eléctrica Chilca – Carabayllo Lima, mar. 07 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a la empresa Holek Energía la concesión temporal por nueve meses para realizar estudios

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sobre transmisión eléctrica de la futura instalación de la línea de transmisión de 500 kilovatios (Kw) ubicada entre Chilca y Carabayllo, ubicadas en las provincias de Cañete y Huarochirí, respectivamente, en Lima. La citada línea de transmisión estará entre la subestación eléctrica Pampa Salinas y la subestación Zapallal, y atravesará los distritos de Chilca, San Bartolo, Punta Negra, Punta Hermosa, Lurín, Pachacámac, Cieneguilla, Ate, Lurigancho, San Antonio, San Juan de Lurigancho y Carabaillo, ubicados en las provincias de Cañete, Lima y Huarochirí.

Según una resolución del MEM publicada hoy, el concesionario está obligado a realizar los estudios preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación.

Si vencido el plazo, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraidas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y cumplimiento del cronograma correspondiente, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada.

Cabe señalar que el pasado 9 de enero el MEM otorgó una concesión temporal a Holek Energía para desarrollar estudios relacionados a la generación de energía eléctrica en la futura Central Térmica Holek, a ubicarse en el distrito de Chilca, al sur de Lima, la cual usaría el gas natural de Camisea que llega a esa zona.

La central térmica tendría una potencia instalada comprendida entre los 550 a 620 megavatios (Mw).

Igualmente, Holek es una de las cinco empresas que precalificaron para participar en el concurso público de la concesión para construir y operar la línea de transmisión eléctrica Chilca – Zapallal.

La construcción de dicha línea demandará una inversión de 175 millones de dólares y será operada por la empresa privada que gane la concesión por 30 años.

En Chilca operan las centrales de generación termoeléctrica Chilca I de Enersur y Kallpa de Kallpa Generación, subsidiaria de Inkia Energy; y Egechilca construye una central térmica de 538 megavatios (Mw). Tarifas eléctricas se reducirán en 3% a partir de mayo de aprobarse propuesta de Osinergmin Lima, mar. 13 (ANDINA).- Las tarifas de energía eléctrica para el consumidor final bajarán en tres por ciento a partir de mayo de aprobarse la propuesta elaborada por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), anunció hoy su gerente de Generación y Transmisión, Daniel Cámac. Sostuvo que el organismo regulador publicó la semana pasada el proyecto de resolución de las nuevas tarifas eléctricas para el período mayo 2008 - abril 2009.

Explicó que la propuesta de reducir en tres por ciento las tarifas eléctricas se basa en que en el último año aumentó sustancialmente el uso del gas natural de Camisea, lo que generó una caída en los pagos que realizan los consumidores de electricidad por concepto de la Garantía de Red Principal (GRP).

Cabe señalar que la GRP es el importe que pagan todos los usuarios, en sus recibos de luz eléctrica, como subsidio al transporte del gas natural desde los yacimientos de

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Camisea (en el Cusco) hasta Lurín (al sur de la ciudad de Lima) por el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP).

“Año a año han habido reducciones en las tarifas, pero como cada vez la tasa de utilización del gas natural es mayor (y por ende se utiliza más el gasoducto), entonces podemos efectuar una reducción de la GRP en mayor proporción”, dijo a la agencia Andina.

También estimó que es muy probable que la GRP se deje de pagar en unos tres años como máximo, lo que implicará mayores rebajas en las tarifas por energía eléctrica para los usuarios en los próximos años.

Explicó que luego de haber publicado esta nueva propuesta de tarifas eléctricas, el Osinergmin esperará las observaciones y sugerencias de todos los agentes interesados en el sector, es decir, de los generadores, distribuidores y usuarios de energía eléctrica.

“Después de ese análisis publicaremos la tarifa final, que estará lista a mediados de abril y entrará en vigencia a partir del primero de mayo.”

Cámac sostuvo que en la nueva propuesta tarifaria, el Osinergmin también tomó en cuenta la influencia de la generación termoeléctrica a gas natural en las tarifas.

Resaltó que en la actualidad hay otros agentes que demandan en mayor proporción el gas natural, como los nuevos generadores eléctricos, por lo que se utilizan menos diésel y otros combustibles más caros que el gas, como el carbón.

“Cada vez que haya más consumo de gas natural ayuda a que el consumidor pague menos por energía eléctrica”, comentó a Andina. Capacidad de generación eléctrica aumentará en 770 Mw en Perú con cuatro proyectos en ejecución Lima, mar. 18 (ANDINA).- La capacidad de generación eléctrica en Perú aumentará en aproximadamente 770 megavatios (Mw) con la culminación de cuatro proyectos entre fines de 2008 y el próximo año, informó hoy la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE). El presidente del Comité Eléctrico de la SNMPE, Ignacio Blanco, precisó que dichos proyectos son la central hidroeléctrica de El Platanal de 220 Mw, la tercera turbina de 193.5 Mw de la central termoeléctrica Chilca I de Enersur, otra turbina de 192 Mw en la central Kallpa y otra turbina que instalará la empresa Edegel.

“Estas tres últimas turbinas funcionarán con gas natural de Camisea y, entre todos estos proyectos se tendrá una capacidad de generación eléctrica por un total de 770 Mw”, dijo a la agencia Andina.

Esa nueva capacidad instalada, continuó, se sumará a los casi 7,000 Mw de potencia que tiene ahora Perú, entre centrales hidráulicas y térmicas.

“En estos cuatro nuevos proyectos de generación estamos hablando de una inversión que estará entre 400 millones y 500 millones de dólares.”

Mencionó que dichos proyectos permitirán atender el aumento de la demanda de electricidad en el país que anualmente crece en alrededor de diez por ciento.

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Cabe señalar que la demanda de electricidad aumentó entre ocho y nueve por ciento durante los dos primeros meses del año.

La Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que en 2007 la inversión en el subsector Electricidad alcanzó los 591.2 millones de dólares, de los cuales 278.6 millones fueron en proyectos de generación, 69.6 millones en transmisión, 155.3 millones en distribución y 87.7 millones en electrificación rural.

Al respecto, el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, indicó que este año, específicamente en abril, debe iniciarse la construcción de las centrales hidroeléctricas de Santa Rita (255 Mw) y Quitaracsa (114 Mw) en Ancash.

“Para este año también esperamos que en Cusco se construya la central hidroeléctrica de Pucará (130 Mw) y están por concluirse los estudios de factibilidad de las centrales San Gabán I (120 Mw) y IV (130 Mw) en Puno”, indicó a la agencia Andina.

Asimismo, manifestó que espera que este año se otorgue la buena pro para las obras de construcción de la segunda fase de la hidroeléctrica Machu Picchu (71 Mw) en Cusco, ya que esa central permitirá la ejecución de otros proyectos de generación hidráulica como son Santa Teresa I (108 Mw).

“Tenemos que fortalecer el desarrollo económico de Perú, robusteciendo la generación eléctrica y su transmisión”, comentó el ministro. MEM inauguró proyecto eólico que beneficiará con suministro de energía a 35,000 familias en Cajamarca Lima, mar. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) inauguró un proyecto eólico en la Región Cajamarca, que permitirá beneficiar con el suministro de energía eléctrica a más de 35,000 familias de un caserío. Se trata del primer sistema colectivo de aerogeneración a pequeña escala para electrificación rural, que utiliza energía eólica (viento) para la generación de energía; para ello se utilizan microaerogeneradores de 100 vatios y uno de 500 vatios para dar servicio a la escuela.

El viceministro de Energía, Pedro Gamio, indicó que ello ha sido implementado por el organismo de cooperación internacional Soluciones Prácticas (ITDG).

Las familias beneficiadas con este proyecto pertenecen al caserío de El Alumbre, distrito de Hualgayoc y provincia de Bambamarca, de la Región Cajamarca, a más de 3,800 metros sobre el nivel del mar.

“Podrán contar con electricidad durante cuatro o cinco horas al día, pudiendo además estar mejor comunicados a través de la radio y televisión, e incluso podrán hacer funcionar pequeños equipos de sonido”, comentó.

Además, otras 150 mil familias de caseríos próximos también se favorecerán, ya que podrán recargar sus baterías.

El viceministro afirmó que la generación eólica es una buena solución para que localidades aisladas, donde existe dificultad para suministrar energía a través de la red eléctrica, accedan a los beneficios de un servicio de electricidad mediante un tipo de energía renovable.

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“La tecnología empleada es la más adecuada a nuestra realidad en las zonas andinas, porque los microgeneradores instalados han sido diseñados para trabajar con vientos leves moderados (de tres a siete metros por segundo), que son los que predominan en esta parte de los Andes peruanos”, explicó. Osinergmin propone opción tarifaria para usuarios provisionales de energía en zonas sin habilitación urbana Lima, mar. 31 (ANDINA).- El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) propuso hoy crear una nueva opción tarifaria de suministro provisional de electricidad, para los usuarios ubicados en zonas sin habilitación urbana, cuya medición se efectúa en forma colectiva. Para ello, publicó el proyecto de norma “Opciones tarifarias y condiciones de aplicación de las tarifas al usuario final”, el cual, de ser aprobado, se aplicaría a partir de noviembre de 2009.

“Esta propuesta busca facilitar el acceso al servicio eléctrico de aquellas personas que viven en zonas que no tienen redes eléctricas y se les hace contratos colectivos.”

De esta manera, planteó la opción tarifaria BT5B para los casos de usuarios con demandas de hasta 20 kilovatios (Kw) en las horas punta y una potencia de hasta 50 Kw en las horas fuera de punta.

Además, hizo especificaciones a la opción tarifaria BT5C para el servicio de alumbrado público.

Propuso que las empresas distribuidoras de energía eléctrica proporcionen una guía práctica que contenga la información necesaria y suficiente para que los usuarios temporales de energía eléctrica en las zonas sin habilitación urbana puedan elegir correctamente su opción tarifaria.

Por último, planteó que las empresas distribuidoras incluyan en facturas o recibos por consumo de energía de las tarifas no sólo el historial de 12 meses del consumo de energía total, sino también el historial de demanda máxima de cada mes. 500 mil nuevas familias se beneficiarán con energía eléctrica Lima, abr. 01 (ANDINA).- La propuesta del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) de crear una nueva opción tarifaria de suministro provisional de electricidad para los usuarios ubicados en zonas sin habilitación urbana, cuya medición se efectuará en forma colectiva, beneficiará a aproximadamente 500 mil familias en todo el país, afirmó el director de la empresa consultora Elemix, Rafael Laca. "Sólo en Lima estamos hablando de alrededor de 100 mil personas, unas 15 mil familias, que se beneficiarían con esta alternativa, que se encuentra enmarcada dentro del objetivo del Gobierno de ampliar la cobertura eléctrica a escala nacional”, precisó. El regulador publicó el proyecto de norma Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas al Usuario Final, el cual, de ser aprobado, se aplicaría a partir de noviembre de 2009. “Es una norma positiva, pues dentro de la Ley de Concesiones Eléctricas se establecieron normas complementarias relativas a que las zonas en estado de precariedad o sin habilitación urbana deben contar con este servicio. Esta iniciativa, denominada energía provisional, les permitirá a las empresas eléctricas expandir sus redes en estas zonas, previa tarifa fijada”, aseveró Laca.

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Asimismo, el especialista en temas sobre electricidad sostuvo que la propuesta también contempla tarifas para los denominados usuarios temporales, es decir, aquellos que consumen energía eléctrica por un determinado período. “Eventos como espectáculos, ferias y similares utilizan energía eléctrica por corto tiempo y en lugar de transportar ruidosos, costosos y contaminantes grupos electrógenos, cuya utilización también implica un tedioso trámite ante las autoridades correspondientes, podrán consumir energía eléctrica de manera directa pagando una tarifa establecida”, dijo. Consumo y desarrollo Para el director de Elemix, la llegada del servicio eléctrico a estas zonas implica necesariamente un mayor consumo y, por ende, el desarrollo de diversas actividades productivas. “En cierta medida, ésta es una oportunidad para que aquellas personas dedicadas a la producción puedan ser participantes más activas del desarrollo económico nacional, pues la energía eléctrica empuja a un mayor consumo en general y eso es realmente bueno”, manifestó. Cifras - S/. 700 millones invertirá este año el Gobierno para realizar obras de electrificación rural y así elevar la cobertura nacional de electrificación a 83%. - 78% es el coeficiente de electricidad registrado en 2007, año en el que se destinaron S/. 700 millones. - 90% es la meta de electrificación que el Gobierno espera alcanzar hacia 2011, lo cual requerirá inversiones anuales de US$ 170 millones. Inversiones 1) Las empresas de generación, transmisión y distribución eléctrica invertirán este año US$ 600 millones para atender el aumento de la demanda en Perú. 2) En 2007, las inversiones sumaron US$ 500 millones. 3) Desde 2003, el incremento de las inversiones en electricidad registraron un crecimiento a un ritmo superior al 20%. Algunas precisiones De acuerdo con la propuesta tarifaria del Osinergmin, se pretende facilitar el acceso al servicio eléctrico de aquellas personas que viven en zonas que no tienen redes eléctricas y se les hace contratos colectivos. Así, el regulador planteó la opción tarifaria BT5B para los casos de usuarios con demandas de hasta 20 kilovatios (Kw) en las horas punta y una potencia de hasta 50 Kw en las horas fuera de punta. Además, hizo especificaciones a la opción tarifaria BT5C para el servicio de alumbrado público. Del mismo modo, propuso que las empresas distribuidoras de energía eléctrica proporcionen una guía práctica que contenga la información necesaria y suficiente para que los usuarios temporales de energía eléctrica en las zonas sin habilitación urbana puedan elegir correctamente su opción tarifaria. Igualmente, las empresas distribuidoras podrán incluir en las facturas o recibos por consumo de energía de las tarifas no solo el historial de 12 meses del consumo de energía total, sino también el historial de demanda máxima de cada mes. Ejecutivo promulga decreto que facilita acceso de pobres a servicio público de electricidad Lima, abr. 03 (ANDINA).- El Presidente de la República, Alan García Pérez, promulgó esta noche un decreto supremo que facilita el acceso de miles de familias de escasos recursos económicos al servicio público de electricidad.

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Este dispositivo beneficiará a 150 mil familias, principalmente de asentamientos humanos, que carecen de títulos de propiedad. La Secretaría de Prensa de Palacio de Gobierno informó que la norma modifica dos artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, estableciendo que los solicitantes de suministros eléctricos no tendrán la obligación de acreditar la propiedad del predio o la autorización del propietario cuando se solicite el servicio. Asimismo, establece que cuando un usuario obtiene un suministro de servicio público de electricidad, tendrá que firmar el contrato con el concesionario. Dicho contrato incluirá el nombre o la razón social del usuario, quien deberá acreditar ser propietario, o la autorización del propietario, o contar con certificado o constancia de posesión del predio en que se instalará el suministro. La norma indica que para la obtención de un suministro de energía eléctrica, el usuario pedirá al concesionario el servicio respectivo y pagará el presupuesto de instalación. Ese presupuesto debe incluir el costo de la acometida del equipo de medición y protección, así como su respectiva caja. La inversión quedará registrada a favor del predio, y el usuario deberá abonar mensualmente al concesionario un monto que cubra su mantenimiento y que permita su reposición en un plazo de 30 años. El decreto indica además que cuando la instalación comprenda un equipo de medición estático monofásico de medición simple, se considerará únicamente para este equipo una vida útil no menor de 15 años. Asimismo, señala que dentro de un plazo de 30 días hábiles desde la publicación de la referida norma, el Ministerio de Energía y Minas, en el nivel que corresponda, emitirá o modificará las normas que sean necesarias para la mejor aplicación del indicado decreto que se publicará mañana en El Peruano. Este decreto lleva la rúbrica del Jefe del Estado, Alan García Pérez; y del ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. ProInversión otorgará buena pro para construcción de dos líneas de transmisión eléctrica el 29 de abril Lima, abr. 09 (ANDINA).- La Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) otorgará la buena pro para la concesión de las obras de dos líneas de transmisión eléctrica el 29 de abril, informó hoy el director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MEM), Jorge Aguinaga. Precisó que los proyectos son la línea de transmisión Machu Picchu - Cotaruse, que tiene un costo de 60 millones de dólares; y la línea Mantaro - Caravelí - Montalvo, que cuesta 332 millones. Mencionó que la demanda de electricidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) crecerá a una tasa promedio de 7.4 por ciento anual hasta 2015. Por ello se requiere instalar centrales de generación eléctrica por un total de 4,098 megavatios (Mw) entre 2008 y 2015, de los cuales 2,446 Mw corresponderían a centrales térmicas a gas natural y 1,652 Mw a hidroeléctricas. Manifestó que se espera desarrollar esta nueva oferta de generación térmica e hidráulica debido al clima favorable para la inversión y la estabilidad del marco normativo vigente en Perú. En ese sentido, mencionó que para este año sólo se tiene previsto el inicio de operaciones de las centrales hidroeléctricas La Joya (diez Mw) y Carhuaquero (seis Mw), y para el próximo año se espera el funcionamiento de centrales más grandes. “Para el próximo año tenemos previsto el ingreso de la central hidroeléctrica El Platanal (220 Mw) y las térmicas Kallpa 2 (170 Mw), la tercera turbina de Chilca 1 de Enersur (170 Mw) y posiblemente la planta de Egechilca (198 Mw)”, dijo Aguinaga. Además, se prevé el inicio de operaciones de la central termoeléctrica Oquendo (50 Mw) y la ampliación de la hidroeléctrica Poechos (diez Mw).

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“Para el próximo año, tenemos prevista la ampliación de la capacidad de generación en 818 Mw y para el siguiente año (2010) incorporaremos otros 952 Mw”, afirmó durante su presentación en la conferencia “Cambio de matriz energética: resultados, marco regulatorio, agenda pendiente”, organizada por el estudio Jorge Avendaño Abogados. Entre las centrales que iniciarían sus operaciones en 2010 figuran la central Santa Rosa (198 Mw), la planta de BPZ Energy (160 Mw), la termoeléctrica de Electroperú (198 Mw) y la segunda etapa de Egechilca (396 Mw). Suez Energy pide concesión para construir gasoducto entre Ica e Ilo por costa sur llo, abr. 10 (ANDINA).- Suez Energy Perú informó hoy que presentó ante la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del Ministerio de Energía y Minas (MEM) una solicitud para obtener una concesión por 34 años con el fin de construir y operar un ducto que transporte gas natural de Camisea entre Humay (Ica) y el puerto de Ilo (Moquegua). El proyecto, denominado Gassur, recorrería 834 kilómetros y la inversión para construir el gasoducto sería de 850 millones de dólares, a lo que se sumaría la inversión en generación térmica que promovería el gas puesto en el sur, sumando un monto superior a 1,050 millones en una primera etapa, aseguró. Dijo que Gassur logrará satisfacer las crecientes y urgentes necesidades energéticas del sur del país bajo la premisa de que el gas de Camisea y sus ahorros energéticos también beneficiarán a esta región del país. Asimismo, ante el proyectado creciente déficit de energía en el sur y complementando el reforzamiento de las líneas de transmisión, se requerirá en los próximos cinco años de por lo menos 800 megavatios (Mw) de nueva generación eléctrica eficiente localizada en el sur (tanto hidráulica como térmica) a fin de dar mayor estabilidad y seguridad al sistema. “Con la posible construcción de este gasoducto se descentraliza el uso del gas natural más allá del corredor Pisco (Ica) – Lima, creando una nueva fuente de desarrollo, mejorando la competitividad y creando puestos de trabajo para el sur de Perú”, señaló el presidente de Suez Energy Perú, Manlio Alessi. Consideró que urge descentralizar la generación eléctrica y, con el gas natural transportado hasta Ilo y transformado en electricidad, también se atendería oportuna y confiablemente la demanda de importantes proyectos mineros del sur, acompañando la viabilidad de más de 5,000 millones de dólares de nueva inversión en este rubro. El proyecto, de acuerdo a estudios preliminares, consiste en la construcción de un sistema de transporte de alta presión (100 bar) con una capacidad superior a 15 millones de metros cúbicos por día mediante un sistema de diversos diámetros el cual se inicia con 28 pulgadas, luego 26 pulgadas y, finalmente, llega a Ilo con 22 pulgadas. Suez Energy calcula que la demanda inicial bordearía los cinco millones de metros cúbicos por día, incrementándose rápidamente el volumen según el ingreso de nuevos consumidores a lo largo del ducto. Asimismo, la empresa aseguró que Gassur será de acceso abierto y no requerirá de subsidios para su concreción. Una vez aprobada la solicitud por la DGH y firmado el respectivo contrato de concesión, se estima que su puesta en operación comercial demandaría un total de 42 meses, empleando unos 10,000 trabajadores en su etapa de construcción y aproximadamente 2,000 en su etapa de operación (directa e indirectamente en ambos casos), indicó. “Se tiene previsto que Gassur inicie sus operaciones comerciales antes de diciembre del 2011, pero si se avanza rápido en la etapa inicial, incluso podría ser en el primer semestre del 2011”, señaló Alessi. Según un estudio de Apoyo que contempla este proyecto, el valor presente de los beneficios de Gassur para Perú, el sur del país y futuros usuarios de gas natural, ascenderían a unos 5,000 millones de dólares, representando anualmente el 0.2 por ciento del Producto Bruto Interno (PBI) en promedio.

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Enersur invertirá US$ 100 millones para instalar turbina en Ilo que genere electricidad con gas natural Ilo, abr. 10 (ANDINA).- La empresa Energía del Sur (Enersur) invertirá 100 millones de dólares para instalar una turbina de generación eléctrica en la ciudad de Ilo, en la región Moquegua, y que opere con gas natural, informó hoy su gerente general, Patrick Eeckelers. Indicó que la turbina funcionará con el gas natural que transporte el gasoducto que planea construir Suez Energy Perú y a fin de año podría iniciarse la ejecución del proyecto. “Tenemos previsto ejecutar el proyecto en paralelo con la construcción del gasoducto y si queremos empezar a abastecer con electricidad en base a gas natural a partir del 2011 tenemos que empezar a trabajar con dos años de anticipación”, dijo. Adelantó que la turbina de generación eléctrica en base a gas natural tendría una capacidad de 200 megavatios (Mw) y estará ubicada al lado de la central térmica Ilo 21, también de Enersur, que opera con carbón. “Pero así como nosotros, también otra empresa generadora de electricidad podrá instalarse en el sur peruano cuando llegue el gas natural y entonces habrá competencia y eso tendrá un impacto en la reducción de las tarifas”, indicó. Señaló que el sur peruano se presenta como zona potencial para la instalación de centrales de generación eléctrica y este tipo de empresas suele descentralizar sus activos en búsqueda de nuevas oportunidades de negocio. Manifestó que la empresa aún no ha definido el volumen de gas natural que consuma la turbina en Ilo pero sería similar al nivel que se consume en la central que tiene la empresa en Chilca, al sur de Lima. Eeckelers adelantó que debido a las posibilidades de aumento en la demanda de electricidad en el sur peruano, Enersur podría instalar una segunda turbina a gas natural para así elevar la capacidad de generación a 400 Mw. Además, indicó que la empresa está evaluando la posibilidad de desarrollar otros proyectos de generación eléctrica en Ilo y que podría ser una central hidroeléctrica, pero no se tiene previsto concretarla en el corto plazo. Tarifas eléctricas bajarán en 2.5% en promedio a partir de mayo, según norma aprobada por Osinergmin Lima, abr. 15 (ANDINA).- A partir del primero de mayo las tarifas de energía eléctrica para el consumidor final bajarán en 2.5 por ciento en promedio a nivel nacional, según una norma aprobada por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). El regulador aprobó el nuevo esquema para las tarifas de generación en barra que regirán para el período mayo 2008-abril 2009. El gerente de Generación y Transmisión del Osinergmin, Daniel Cámac, indicó que una mayor reducción se registrará en Lima, pues las tarifas bajarán en 2.5 por ciento debido a que en esta zona está concentrada la mayor oferta de generación eléctrica. Mientras que en la zona norte del país las tarifas bajarán entre 1.4 y 1.7 por ciento, proporción menor debido a la falta de transmisión eléctrica que se registra en esa zona. En tanto que en la zona sur de Perú, la reducción de las tarifas oscilará entre 1.2 y 1.6 por ciento en promedio. Cámac explicó que cuando Osinergmin publicó el proyecto de resolución de fijación de tarifas en marzo se había calculado que la reducción sería de tres por ciento; sin embargo, se han tenido que actualizar algunos valores en abril, como el tipo de cambio y el precio del petróleo. Sin embargo, las tarifas eléctricas siguen bajando no obstante el gran crecimiento que ha experimentado la demanda eléctrica en el país, declaró a la agencia Andina.

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Indicó que las empresas de generación eléctrica plantearon un incremento de seis por ciento para las tarifas, pero de acuerdo con el análisis de diferentes aspectos que realiza el Osinergmin, determinó que no hay razones para que se apruebe un aumento. Mencionó que esta reducción se sustenta en que el consumo de gas natural por parte de las centrales térmicas se ha incrementado, y ello a su vez ha generado que haya un descenso en los pagos que realizan los consumidores de electricidad por concepto de la Garantía de Red Principal (GRP). La GRP es el importe que pagan todos los usuarios, en sus recibos de luz eléctrica, como subsidio al transporte del gas natural desde los yacimientos de Camisea (en el Cusco) hasta Lurín (al sur de la ciudad de Lima), por el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP). Por último, precisó que el pago de GRP se ha reducido en 42 por ciento para este año gracias a que cada vez la tasa de utilización del gas natural es mayor y, por ende, se usa más el gasoducto. Jefe del Estado anuncia integración eléctrica y gasífera hacia el norte y sur del país Lima, abr. 17 (ANDINA).- La construcción de dos líneas de transmisión de energía eléctrica y dos gasoductos desde el centro hasta el norte y sur del país, a fin de impulsar el desarrollo económico y la generación de empleo, anunció hoy el Jefe del Estado, Alan García Pérez. Adelantó, además, que el 29 de abril se prevé entregar en concesión la construcción, por primera vez, de una línea de transmisión eléctrica de 700 kilómetros y 500 mil voltios desde el centro del país hasta Moquegua, para abastecer de energía eléctrica al sur peruano. Fue durante la ceremonia de inauguración de la línea de transmisión eléctrica Zapallal-Paramonga-Chimbote, que duplicará la capacidad de transmisión de energía entre el norte y centro del país. El Mandatario precisó que la obra está acompañada por un ambicioso proyecto que irá desde Carhuamayo (en el centro) hasta Carhuaquero (en Lambayeque) y Cajamarca, para surtir de energía eléctrica a ese departamento. Por otro lado, en materia gasífera, García Pérez informó que está en proyección un gasoducto desde Pisco (Ica) hasta Ilo (Moquegua), por casi mil kilómetros, para alimentar con energía eléctrica a toda la región sur (Arequipa, Moquegua y Tacna) y, a su vez, cambiar el carbón por electricidad en las minas de esa parte del país. Asimismo, dijo que se construirá otro gasoducto que partirá desde Camisea (Cusco), continuará por Puno y llegará hasta el puerto de Ilo. Precisó que dos empresas ya han mostrado interés para participar en la construcción de estas obras que van a transformar la capacidad energética del sur peruano. El Presidente destacó el buen momento de las inversiones en el sector energía, lo que se aprecia en las inauguraciones de cinco centrales térmicas durante su gobierno y una más próximamente. Señaló que la generación de energía es un buen acompañante del desarrollo del país, porque significa mayor demanda de las empresas y mayor consumo, que se refleja en más puestos de trabajo. "Con estas y otras inversiones, el Gobierno cumplirá su objetivo de lograr que nuestro país sea el primero en atracción de inversiones", recalcó. La línea de transmisión eléctrica Zapallal-Paramonga-Chimbote demandó una inversión aproximada de 34 millones de dólares y comprendió la construcción de una línea de transmisión de 220 mil voltios con una línea paralela de 378 kilómetros de longitud. La ceremonia, realizada en la subestación eléctrica de Zapallal, distrito de Carabayllo, contó con la presencia del ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia Romero; y de los

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directivos de la empresa Red de Energía del Perú, encabezados por el gerente general, Carlos Ariel Naranjo. El proyecto de ampliación forma parte del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión que la Red de Energía del Perú propuso al Ministerio de Energía y Minas en 2004. Dicho plan identificó una serie de proyectos que debían realizarse entre 2005 y 2014, para atender el crecimiento de la demanda eléctrica en el país. Perú Energía Renovable desarrollará estudios de Central Eólica de Talara de 300 Mw Lima, abr. 19 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a la empresa Perú Energía Renovable para desarrollar los estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central Eólica Talara y que tendrá una capacidad instalada estimada de 300 Megavatios (Mw). El proyecto se desarrollará en los distritos de Pariñas y La Brea, en la provincia de Talara en el departamento de Piura. La concesión temporal será por un plazo de dos años contados a partir de hoy en que se publicó la resolución del MEM que otorga la concesión. El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en el Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas pertinentes. Si vencido el plazo de la concesión, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto de la ejecución de los estudios y cumplimiento del Cronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará la garantía otorgada. Asimismo, el MEM otorgó otra concesión temporal de dos años a Perú Energía Renovable para que realice los estudios de la futura Central Eólica Ilo 1 que tendrá una capacidad instalada de 200 Mw. El proyecto se ubicará en los distritos de Ilo, El Algarrobal e Ite, en las provincias de Ilo y Jorge Basadre, en el departamento de Moquegua y Tacna. La misma empresa desarrollará otros estudios para la construcción de la futura Central Eólica Ascope y que tendrá una capacidad instalada de 100 Mw. El proyecto se ubicará en el distrito de Rázuri, provincia de Ascope, en el departamento de La Libertad. Swiss Hydro elaborará estudios de factibilidad de central hidroeléctrica San Gabán IV de 204 Mw Lima, abr. 26 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de la empresa Swiss Hydro para desarrollar los estudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica San Gabán IV que tendrá una potencia instalada estimada de 204 Megavatios (Mw). Según una resolución del MEM publicado hoy, el proyecto hidroeléctrico se desarrollará en los distritos de Ollachea, Macusani y Corani, provincia de Carabaya, departamento de Puno. Los estudios podrán realizarse por un plazo de 10 meses contados a partir de la vigencia a partir de mañana. El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y demás normas legales pertinentes.

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Si vencido el plazo mencionado el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y a cumplimiento del Cronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará la garantía otorgada. Esto de conformidad con el artículo 36° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Swiss Hydro presentó el pasado 29 de febrero del 2008 su solicitud de concesión temporal al MEM para realizar estudios relacionados con la actividad de generación de energía eléctrica de la futura Central Hidroeléctrica San Gabán IV de 204 Mw. La Dirección General de Electricidad se encargó de verificar y evaluar que la empresa que hacía la solicitud cumpla con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y ha emitido un informe favorable. Reducción en tarifas eléctricas será de hasta 7% a partir de mayo, precisa Osinergmin Lima, abr. 28 (ANDINA).- Las tarifas eléctricas para los usuarios residenciales se reducirán entre cinco y siete por ciento a partir de mayo, como resultado de un nuevo cálculo en que se ha considerado el impacto de la caída del dólar en el precio de la energía que contratan las distribuidoras mediante licitaciones, informó hoy el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). “Esta reducción se dará a nivel nacional, tanto para Lima y para el resto de regiones del país”, precisó el gerente de la División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Osinergmin, Luis Espinoza. Recordó que el 15 de abril último Osinergmin publicó una resolución fijando una reducción de 2.5 por ciento para las tarifas eléctricas entre del primero de mayo de 2008 y el 30 de abril de 2009. Pero esta reducción sólo había considerado el componente de la tarifa en barra y no había incorporado el precio promedio de la energía que contratan las empresas distribuidoras a través de las licitaciones, pues la ponderación de ambos factores determina el precio que se traslada a los usuarios finales. “El precio de la energía que contratan las distribuidoras a las generadoras mediante licitaciones se realiza en dólares y, al momento de hacer la conversión a soles, se ha reducido por efectos de la caída del tipo de cambio”, precisó a la agencia Andina. Indicó que un usuario cuyo consumo actual es de 30 kilovatios hora (Kvh) y paga en promedio 15 nuevos soles, experimentará una reducción de cinco por ciento en su facturación mensual. Mientras que un usuario que tiene un consumo de 150 Kvh y paga 60 soles mensuales registrará una reducción de siete por ciento en su recibo de luz. Detalló que actualmente en el mercado eléctrico un 60 por ciento de la energía que se distribuye a los usuarios ha sido contratada mediante licitaciones, donde el precio es fijado por el mercado; mientras que el 40 por ciento restante de la energía es adquirido por el Sistema Interconectado Nacional, a tarifa en barra. “Esos contratos entre generadoras y distribuidoras tienen un horizonte de cinco años y este factor ha redefinido el precio de generación eléctrica para este nuevo esquema tarifario que se inicia en mayo.” Espinoza explicó que otro factor importante en la mayor reducción de la tarifa eléctrica es el Fondo de Compensación de Energía (Fose), que ha registrado un saldo importante para devolver a los consumidores en este año, contribuyendo con uno por ciento en esta reducción. “Esta liquidación no la habíamos realizado al momento en que publicamos la resolución de la tarifa eléctrica, porque generalmente la hacemos a fines de abril, y entonces identificamos que hay un saldo a favor de los consumidores.”

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Asimismo, reiteró que esta reducción de las tarifas eléctricas se sustenta también en que el consumo de gas natural por parte de las centrales térmicas se ha incrementado, y ello a su vez ha generado que haya un descenso en los pagos que efectúan los consumidores de electricidad por concepto de la Garantía de Red Principal (GRP). La GRP es el importe que pagan todos los usuarios, en sus recibos de luz eléctrica, como subsidio al transporte del gas natural desde los yacimientos de Camisea (en el Cusco) hasta Lurín (al sur de la ciudad de Lima), por el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP). “El pago de la GRP se ha reducido en 42 por ciento para este año gracias a que cada vez la tasa de utilización del gas natural es mayor y, por ende, se usa más el gasoducto”, concluyó. Consorcio español Isonor Transmisión se adjudicó concesión de dos líneas de transmisión eléctrica (ampliación) Lima, abr. 29 (ANDINA).- El consorcio Isonor Transmisión, integrado por Elecnor y Grupo Isolux Corsan de España, se adjudicó hoy la buena pro para la concesión de la construcción y operación de las líneas de transmisión eléctrica Mantaro – Caravelí – Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse, proceso realizado por la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión). La propuesta técnica y económica del consorcio ganador recibió una calificación de 110.60 puntos, lo cual superó a la propuesta de Interconexión Eléctrica (ISA) de Colombia (109.49 puntos), Terna Participacoes de Brasil (74.47 puntos) y de Abengoa Perú (90.60 puntos). Desistieron de presentar ofertas el Consorcio Transmisión del Sur (Transur), integrado por Graña y Montero de Perú y Alupar Investimento de Brasil, y el consorcio formado por Red Eléctrica Internacional, Cobra Perú y el Fondo de Inversión en Infraestructura, Servicios Públicos y Recursos Naturales, administrado por AC Capitales Safi. El consorcio Isonor Transmisión ofreció una inversión de 145 millones 574,703 dólares para la línea Mantaro – Caravelí - Montalvo, además de un componente nacional de inversión de 0.45, un costo de operación y mantenimiento anual de seis millones 52,267 dólares y un componente nacional de 0.79. Mientras que para la línea Machu Picchu – Cotaruse ofreció invertir 35 millones 436,902 dólares con un componente nacional de inversión de 0.45, además de un costo de operación y mantenimiento anual de 964,263 dólares con un componente nacional de 0.83. Isonor Transmisión se encargará del diseño, financiación, construcción, operación y mantenimiento de ambas líneas y, según ProInversión, se espera que entren en operación antes que acabe el 2010. La línea de transmisión Mantaro – Caravelí – Montalvo tendrá una extensión de 760 kilómetros y una potencia de 500 kilovatios (Kv); y permitirá reforzar el enlace entre los sistemas eléctricos del centro y sur de Perú, lo que garantizará el suministro confiable de electricidad para la demanda de la región sur en el mediano y largo plazo. ProInversión señaló que el crecimiento de la demanda de energía en el sistema sur responderá al desarrollo de grandes proyectos mineros como la ampliación de la Sociedad Minera Cerro Verde en Arequipa, Quellaveco de Anglo American en Moquegua, Tía María de Southern en Arequipa, Los Chancas de Southern y Las Bambas de Xstrata, ambas en Apurímac. Agregó que esos proyectos harán que la demanda de energía eléctrica crezca a una tasa mayor al diez por ciento para los próximos siete años y que significarán 600 megavatios (Mw) adicionales al año 2015. Mientras que la línea de transmisión Machu Picchu - Cotaruse unirá las subestaciones eléctricas de Machu Picchu (Cusco) y Cotaruse (Apurímac) y tendrá una extensión de 200 kilómetros con una potencia de 220 Kv.

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La importancia de este proyecto radica en que permitirá evacuar la energía proveniente de la segunda fase de la Central Hidroeléctrica Machu Picchu de 85 Mw y de las centrales hidroeléctricas de Santa Teresa (109 Mw) y Pucará (124 Mw). Declaran de interés nacional uso de energías renovables en matriz de generación de electricidad Lima, may. 02 (ANDINA).- El desarrollo de nueva generación eléctrica mediante el uso de los Recursos de Energéticos Renovables (RER) fue declarado de interés nacional hoy por el Poder Ejecutivo. La norma señala que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) establecerá cada cinco años un porcentaje objetivo en que la electricidad generada a partir del RER debe participar en el consumo nacional de electricidad. Asimismo, precisa que no se considerará en el referido porcentaje a las centrales hidroeléctricas, y tal porcentaje objetivo será hasta el cinco por ciento en cada uno de los años del primer quinquenio. La norma, aprobada mediante decreto legislativo en el marco de las facultades legislativas otorgadas por el Congreso de la República para la implementación del Tratado de Libre Comercio (TLC) con Estados Unidos, se llama de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables. Tiene por objetivo mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio ambiente mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad. Precisa que los RER son los recursos energéticos tales como biomasa, eólico, solar, geotérmico y mareomotriz, y tratándose de energía hidráulica cuando la capacidad instalada no sobrepasa los 20 megavatios (Mw). También señala que el MEM es la autoridad nacional competente encargada de promover proyectos que utilicen RER y los gobiernos regionales podrán promover el uso de las RER dentro de sus circunscripciones territoriales en el marco del Plan Nacional de Energías Renovables. La economía peruana viene experimentando un incremento sostenido, que a su vez genera una mayor demanda de energía eléctrica, cuyas tasas han sido de 8.3 por ciento en el 2006 y 10.8 por ciento en el 2007. Se estima que hasta el 2015 la tasa promedio anual de crecimiento será de 7.3 por ciento, por lo que teniendo en cuenta la entrada en vigencia del TLC con Estados Unidos, los requerimientos de nueva oferta de generación para dicho año se estiman en más de 3,600 Mw. “Para ello la opción más limpia y beneficiosa es promover que una parte importante de dicha oferta sea con energías renovables”, resalta el decreto legislativo publicado hoy. MEM dispondrá de S/. 100 millones para electrificación rural en zonas de concesión de distribuidoras estatales Lima, may. 02 (ANDINA).- El Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) transferirá 100 millones de nuevos soles al Ministerio de Energía y Minas (MEM) para que ejecute obras de electrificación rural en forma directa o a través de las empresas de distribución eléctrica del Estado, dentro de las zonas de su concesión, señala una norma del Poder Ejecutivo publicada hoy. Esta electrificación se hará siempre que las poblaciones hayan solicitado el servicio y no hayan sido atendidas en el plazo de un año, indica el decreto legislativo publicado en el marco de las facultades legislativas delegadas por el Congreso de la República al Poder Ejecutivo para implementar el Tratado de Libre Comercio (TLC) con Estados Unidos. Al respecto, el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, indicó que se requieren 500 millones de soles para atender las necesidades de electrificación de diversas zonas rurales ubicadas en áreas de concesión de las distribuidoras de propiedad estatal.

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“Una parte de estos recursos serán aportados por el Osinergmin, otra parte aportarán las mismas distribuidoras y también el MEM destinará recursos para estos proyectos”, precisó a la agencia Andina. Según la norma, el MEM calificará las obras a ejecutarse como Sistemas Eléctricos Rurales (SER) a fin de aplicarles el régimen de la concesión eléctrica rural y demás disposiciones de la Ley General de Electrificación Rural. Valdivia dijo que las empresas no han realizado obras de electrificación en estas zonas por considerar que no son rentables, sin embargo, se requiere impulsar este tipo de proyectos para dotar de servicio eléctrico a estas poblaciones y garantizar que puedan beneficiarse del TLC. “Si estas poblaciones quieren instalar algún negocio o un centro tecnológico para exportar necesitan contar con electricidad de todas maneras”, manifestó. Según la norma, los recursos para electrificación rural también podrán orientarse a la remodelación, rehabilitación y mejoramiento de instalaciones existentes para el suministro de energía a centros poblados que hayan sido construidas por terceros sin cumplir con las normas técnicas de electrificación rural. Ello previo cumplimiento de las normas del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP) por parte del solicitante y la evaluación del MEM. Para que proceda el mencionado financiamiento dichas instalaciones deberán estar ubicadas en zonas rurales fuera de la concesión de empresas de distribución eléctrica del Estado. Perú está en mejor posición que Chile y Argentina en materia energética Lima, may. 03 (ANDINA).- El Perú está en mejor posición que Chile y Argentina en materia energética, pues tiene asegurada la cobertura de energía eléctrica por lo menos hasta el 2010, señaló hoy el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. Aseveró que esta cobertura está garantizada gracias a las nuevas construcciones de plantas térmicas que se han autorizado en el país dado el dinamismo de la demanda energética. El titular de Energía y Minas resaltó que esta cobertura energética se mantendrá pese a que la demanda de energía podría crecer ocho por ciento anualmente hasta el 2011, es decir, unos 400 megavatios al año. Así, destacó el dinamismo de la demanda de electricidad en nuestro país que en algunos meses ha crecido hasta en 12 por ciento. En ese contexto informó que hay tres plantas térmicas en proceso de construcción y ampliación, en Pucallpa y Chilca, mientras que la planta de Santa Rosa va a ampliar su capacidad de generación. Estos proyectos estarán listos en el 2010, agregó en declaraciones a RPP. Recordó que se está ampliando la planta eléctrica de Macchu Pichu, la que se visitará el próximo mes. Asimismo refirió que se está buscando enfrentar el problema de transmisión de energía eléctrica en el sur, esperándose que se solucione en los próximos 30 meses. Valdivia sostuvo que hay energía, pero existen problemas de transmisión en el sur del país. No obstante ya se firmó el contrato respectivo para que en los próximos meses pueda trasladarse una mayor cantidad de volúmenes de energía desde el norte y el centro del país hacia la zona sur. Explicó que la congestión que existe en las horas puntas en el sur, genera un alza en el costo de la energía en dichas horas. Valdivia resaltó además que hay proyectos importantes que se están promoviendo en la zona oriental de nuestro país, con posibilidades de producción desde 1,200, 1,500 y hasta 7,000 megavatios. No obstante, reconoció que la puesta en marcha de estos proyectos requiere de una importante inversión. “Sin embargo si se concretan no sólo lograríamos autoabastecernos, sino que podríamos exportar energía a los países vecinos”, dijo.

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El ministro añadió que adicionalmente ayer se publicó un decreto legislativo para promover la energía renovable en nuestro país, estableciéndose que en cinco años no menos del cinco por ciento de la energía provenga de recursos renovables. Finalmente Valdivia anotó que los nuevos proyectos mineros en construcción obligan a tomar acciones orientadas a aumentar la oferta eléctrica en el país con la finalidad de evitar problemas de desabastecimiento en el futuro, pues este tipo de empresas requieren mucha energía para operar. Ministro Juan Valdivia: Particulares podrán comprar carros convertidos a gas por Sistema de Carga Inteligente: CAMBIO DE MATRIZ ENERGÉTICA HIZO BAJAR TARIFAS ELÉCTRICAS Y PRECIO DEL GAS NATURAL San Borja, 06 de mayo de 2008, (Ministerio de Energía y Minas) El gobierno está trabajando fuertemente por cambiar la matriz energética y ya lo estamos logrando en el sector eléctrico, donde se están cambiando las viejas turbinas por turbinas nuevas que utilizan gas y esto ha permitido inclusive la reducción de la tarifa a partir de mayo; y también ha bajado en cinco centavos el precio del gas natural vehicular por m3. Así lo afirmó hoy el Ministro de Energía y Minas, arquitecto Juan Valdivia Romero, quien también anunció que todo está listo para aplicar el bono del chatarreo. Éste permitirá a los dueños de vehículos petroleros con 10 o más años de antigüedad, obtener un bono por 2,500 dólares, con el que podrán pagar la inicial de un vehículo nuevo gasolinero convertido a gas. El resto podrán cancelarlo por el Sistema de Carga Inteligente, es decir, cada vez que llenen de gas su vehículo. Respecto del gas natural vehicular, el Ministro dijo que si bien su precio es libre y los grifos fijan su participación, ya hay establecimientos que han bajado más o menos en cinco centavos, el precio por m3. Es el único combustible que baja en el Perú porque el resto sigue subiendo, pero mantenemos los precios estables gracias al Fondo de Estabilización, que ya nos está costando más de 1,700 millones de soles, señaló. La diferencia entre el precio internacional y el precio nacional de los combustibles, exceptuando al gas natural, es de 22% y el atraso lo está cubriendo el Fondo, expresó, indicando que esta semana se ha hecho un aporte de 60 millones de soles. Si no lo hiciéramos, la gasolina y el petróleo sobre todo, que es de alto consumo, subirían 2.40 soles y eso generaría un problema gravísimo porque los precios de los productos de primera necesidad en general subirían al aumentar el costo del transporte, aseveró. También subiría el transporte público en el que se moviliza la clase trabajadores y eso generaría, asimismo, un reclamo generalizado a nivel nacional, manifestó. Sobre el bono del chatarreo, el Ministro Valdivia dijo que el titular de Economía y Finanzas le ha comunicado que, en el transcurso de los próximos días, se efectuará la transferencia del dinero necesario. Queremos retirar de la circulación los vehículos petroleros de más de 10 años de antigüedad y que son altamente contaminantes, indicó. Para comprar un carro nuevo gasolinero convertido a gas, utilizando el bono del chatarreo, los propietarios (tanto taxistas como particulares) podrán recurrir al Sistema de Carga Inteligente. Por otro lado, el Ministro sostuvo que no tenía por qué especular sobre lo que dice un diario extranjero. No es cierto, nosotros no estamos trabajando ni para exportar gas a Chile ni para venderle energía eléctrica, sino que estamos trabajando ahora para fortalecer el consumo nacional, afirmó. No tenemos, reiteró, ningún proyecto de interconexión con Chile. Sobre la movilización de un grupo de trabajadores mineros en la sierra central, el arquitecto Juan Valdivia condenó el uso de la violencia. Ayer hemos visto por la televisión como arrojaban piedras de gran tamaño, que han podido matar a las personas que transitan por la carretera central, expresó. En torno a las demandas para eliminar los topes que existen a la distribución de las utilidades que genera una empresa minera, el Ministro dijo que compartía ese pedido.

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Creciente demanda de energía eléctrica en el sur justifica construir dos gasoductos, afirma Suez Energy Lima, may. 06 (ANDINA).- La creciente demanda de energía eléctrica en el sur del país justifica la construcción de dos gasoductos hacia esa región, afirmó hoy la empresa Suez Energy que trabaja el proyecto denominado Gasoducto al Sur del Perú (Gassur) que consiste en la construcción de un ducto que transporte el gas natural de Camisea entre Humay (Ica) y el puerto de Ilo (Moquegua) por la costa del país. “Urge satisfacer las crecientes necesidades energéticas en el sur de Perú que necesita tener generación eléctrica con gas natural para el año 2011”, afirmó. Explicó que la demanda de energía eléctrica en la mencionada región creció más de 20 por ciento en el último año, y actualmente existe un déficit de energía eléctrica eficiente que la empresa considera es generada en base a agua, carbón o gas natural. Además, si se tiene en cuenta el incremento de la demanda de energía eléctrica de las empresas distribuidoras del sur, de las industrias y de los nuevos proyectos mineros con más de 6,000 millones de dólares de inversión, se produciría un déficit de energía eléctrica en el sur del país, aseguró. “Los importantes anuncios en materia de inversión con el reforzamiento y nuevas líneas de transmisión no cubrirán el déficit de generación eléctrica. Para el 2011 se requerirán por lo menos 600 megavatios (Mw) de nueva generación eléctrica eficiente localizada en el sur a fin de dar mayor seguridad y estabilidad al sistema”, apuntó. En ese sentido, aclaró que serán complementarios los proyectos Gassur y el de Kuntur Transportadora de Gas, denominado Gasoducto Andino del Sur, que planea construir un ducto entre Camisea (Cusco) hasta Ilo, atendiendo a 16 provincias del sur del país en Cusco, Arequipa, Moquegua y Puno,. Cabe señalar que Kuntur considera que es inviable la construcción de dos gasoductos al sur del país debido a que no existe actualmente ni existirá en el futuro la suficiente demanda de gas natural para asegurar la rentabilidad de dos proyectos paralelos. Suez Energy también dijo que hay reservas de gas natural y capacidad de transporte por el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) suficientes por lo que el proyecto no competirá con el gas que abastece Lima ni ocasionará ningún tipo de colapso para los clientes de la capital. Indicó que diversas empresas de generación eléctrica prevén comenzar a operar en el 2011 por lo cual recalcó que la construcción de Gassur culminará en el primer semestre de ese año, mientras que el proyecto de Kuntur, debido a la ruta que tomará, estaría listo en el 2012. Asimismo, aclaró que el proyecto Gassur no tiene previsto exportar gas natural o electricidad a Chile pues está dimensionado para el mercado peruano. “El gasoducto por la costa tendrá acceso abierto y no prevé algún tipo de subsidio para su ejecución”, puntualizó. Recordó que la inversión en el proyecto Gassur asciende a 850 millones de dólares y generará cerca de 10,000 puestos de trabajo durante su etapa de construcción. Además, representaría el 0.2 por ciento del Producto Bruto Interno (PBI) en promedio y los beneficios económicos para el país serían superiores a 5,000 millones de dólares. Inversiones por 236 MDD realizará este año el sector eléctrico. Lima, may. 11 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que las inversiones para este año proyectadas en el sector eléctrico ascienden a 236 millones de dólares que corresponden a empresas de generación, distribución y transmisión. Según el comunicado de prensa de la Dirección General de Electricidad del MEM, son montos previstos para llevar adelante diversas obras que permitan la modernización, el incremento de la producción de energía eléctrica y la ampliación de la cobertura para atender a nuevos sectores de la población.

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Indica que las seis empresas de generaciones públicas tienen inversiones proyectadas del orden de 82 millones 366 mil dólares. La relación comprende a la empresa de generación de Energía del Centro S.A. (Egecén) con 60 millones 452 mil dólares; Electroperú S.A. con 12 millones 751 mil, y la empresa de generación eléctrica de Arequipa S.A. (Egasa) con seis millones 281 mil. También a la empresa de generación eléctrica del Sur S.A. con un millón 185 mil, empresa de generación eléctrica de Machupicchu (Egemsa) con 300 mil y empresa de generación eléctrica San Gabán S.A. con un millón 395 mil dólares. En tanto las empresas de generación privadas, cuentan con planes aprobados para realizar inversiones por un total de 64 millones 314 mil dólares. Ellas comprenden a Tarucani Generating Company con 27 millones 736 mil dólares; Termoselva S.R.L con 16 millones 766 mil; Egenor S.A.A con cuatro millones 817 mil; Edegel S.A.A con un millón 364 mil; y la empresa de generación eléctrica de Ventanilla S.A. con dos millones 104 mil dólares. Además de la empresa de generación Huanza S.A. con 360 mil, empresa eléctrica de Piura S.A. (Eepsa) con tres millones 638 mil, Energía del Sur S.A. (Enersur) con un millón 495 mil y Sindicato Energético S.A. con cinco millones 960 mil dólares. Las empresas de distribución, tanto públicas como privadas, anunciaron importante inversiones con respecto al mejoramiento del servicio de los usuarios y la ampliación de la cobertura. De esta forma, las empresas de distribución públicas, en su conjunto, proponen invertir 24 millones 954 mil dólares. En tanto las privadas prevén invertir 47 millones 759 mil dólares. Ministro Juan Valdivia anuncia importante proyecto al recibir a Ministro de Minas y Energía del Brasil: DOS MIL MILLONES DE DÓLARES SE INVERTIRÁ EN CENTRAL HIDROELÉCTRICA INAMBARI San Borja, 19 de mayo de 2008, (Ministerio de Energía y Minas) Con una inversión de dos mil millones de dólares aproximadamente, se construirá la Central Hidroeléctrica Inambari, la misma que tendría una capacidad instalada de 1,400 MW. Es un proyecto que está a cargo de una empresa peruano-brasileña para el cual se ha solicitado una concesión temporal y cuyos estudios de campo se iniciarán en los próximos días. Ministro de Energía y Minas, arquitecto Juan Valdivia Romero, al recibir en su despacho la visita del Ministro de Minas y Energía del Brasil, señor Edson Lobao. Éste es uno de los siete proyectos que han sido considerados en un documento oficial del Estado peruano, expresó. La referida central hidroeléctrica estará localizada entre los límites de los departamentos de Puno, Cusco y Madre de Dios, y de las provincias de Carabaya, Quispicanchis y Manú. Nosotros, desde el punto de vista gubernamental, haremos todos los esfuerzos para que ese proyecto se lleve adelante, dijo el Ministro Valdivia. Planteó la necesidad de asegurar un buen reasentamiento a las poblaciones que sea necesario reubicar, mejorando sus condiciones de vida, para que vean que estos proyectos no solamente generan grandes negocios sino que también procuran el desarrollo de las comunidades. Por otro lado, el Ministro Valdivia destacó la importancia del Convenio de Cooperación suscrito entre el Perú y Brasil para ver las posibilidades de interconexión energética. Mediante este convenio se establecerán las acciones necesarias para evaluar las posibilidades de interconexión energética entre ambos países. El Perú tiene una cartera de 15 proyectos con 20 mil MW que pueden ser evaluados.

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En dos años parques eólicos en Perú atenderán el 5% de energía que se comercializa en el país, señala MEM Lima, may. 19 (ANDINA).- En dos años los parques eólicos de Perú atenderán en un principio el cinco por ciento de la demanda de energía que se comercializa en el país, señaló hoy el viceministro de Energía, Pedro Gamio. Asimismo, manifestó que los parques eólicos atenderán el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), algo nunca visto en Perú. Explicó que estas inversiones en generación eléctrica utilizando el viento (energía eólica) son atractivas porque se está garantizando una tasa interna de retorno (TIR) de 12 por ciento, que sumada a un par de puntos porcentuales por los bonos de carbono, se lograría alcanzar una TIR de 14 por ciento. “No es fácil encontrar un proyecto en Europa o Estados Unidos con una TIR de 14 por ciento”, subrayó. Señaló que en el campo de la energía eólica ya se cuenta con más de 1,200 megavatios (Mw) en proyectos y concesiones temporales en marcha. También informó que tres de estos proyectos ya instalaron torres de medición de monitoreo del recurso eólico, para realizar pruebas técnicas con la finalidad de evaluar la calidad y potencial del viento. Gamio aseguró que el mapa de generación de energía eólica que viene trabajando su sector estará listo en cinco meses. De otro lado, dijo que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) tiene 13 proyectos de concesión para centrales hidroeléctricas, de los cuales El Platanal (220 Mw) está en obra civil y se espera que con las medidas que se están planteando los demás proyectos comiencen a materializarse pronto. Estas medidas son los contratos a largo plazo (15 años) que garantizan la rentabilidad y venta futura de electricidad, la recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas (IGV), el decreto legislativo que regula la promoción de las energías renovables, y el proyecto de ley de depreciación acelerada para inversiones en energías renovables. Finalmente, anunció que en los próximos meses habrá por lo menos dos proyectos de energía hidráulica de 200 Mw en promedio que van a pasar a obra civil. Casi dos millones de peruanos tendrán energía eléctrica en 2011, anuncia presidente García San Martín, may. 22 (ANDINA).- El presidente de la República, Alan García Pérez, anunció hoy que cerca de dos millones de peruanos tendrán energía eléctrica en 2011 gracias al Proyecto Nacional de Electrificación Rural, lo cual significará un cambio en el modo de vida y en la educación de la población más necesitada. El jefe del Estado llegó al distrito de Pólvora, en la provincia de Tocache (San Martín), para inaugurar el sistema de electrificación que beneficiará a 17 centros poblados de esta parte del país. Algunas de las localidades beneficiadas con el nuevo sistema de electrificación son Shunte, Nueva Meseta, Las Palmas, San Francisco, Indoamérica, Belén, La Victoria, Montecristo, Pampa Hermosa, Metal, Miraflores y Buenos Aires. Indicó que con la inauguración de la obra ya son “1,437 centros (poblados) electrificados en estos 20 meses (de gobierno) en todo el Perú”. “No es pues una obra pequeña en algunos centros poblados si no 1,437 centros que están ya electrificados gracias al Proyecto Nacional de Electrificación Rural, que ha invertido muchos cientos de millones de soles para llevar la electricidad a los pueblos que hasta hoy no la tenían”, sostuvo. “Nuestro objetivo es superar los seis mil centros poblados en estos cinco años de gobierno, incorporando a casi dos millones de peruanos a la luz eléctrica, esto es fundamental porque la luz eléctrica significa un cambio en el modo de vida, un cambio en la educación”, manifestó.

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Indicó que se cuenta con 60 millones de nuevos soles para ejecutar más obras de electrificación en el departamento de San Martín, ubicado en el nororiente peruano. Agregó que “esta tecnología no es posible si no se cuenta con electricidad y tampoco la producción de estos centros poblados en una geografía rica puede tener destino si no hay electricidad que nos permita, mediante pequeñas plantas procesadoras, llevar nuestros productos con valor agregado hacia los grandes mercados de Lima y del resto del país”. 96 mil pobladores de San Martín contarán con servicio eléctrico, informa ministro Valdivia Pólvora, Tocache, may. 22 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia Romero, anunció hoy que 96 mil nuevos usuarios del departamento de San Martín se incorporarán al servicio de energía eléctrica y con ello darán un gran salto al desarrollo. El titular del sector hizo el anuncio en el distrito de Pólvora, en la provincia de Tocache, durante la inauguración de la electrificación rural para 17 pueblos, obras que forman parte de un paquete de 60 millones de soles ejecutado durante 2007 y el presente año. Con estas obras se ha alcanzado una cobertura eléctrica de 52.3 por ciento en el departamento de San Martín, pero la meta es llegar al 68 por ciento con la conclusión de los diferentes proyectos en 2009, expresó el ministro Valdivia durante su discurso. "Como siempre, usted lo ha dicho, señor Presidente (Alan García), estas obras forman parte del proceso de descentralización del país y muchas de ellas las estamos ejecutando con la colaboración del presidente del gobierno regional y de los señores alcaldes del departamento", manifestó. "Lo importante -agregó- es que, de acuerdo a las instrucciones que usted nos ha impartido, es que descentralicemos la inversión pública, y lo estamos haciendo en electrificación rural para que todos participen y sientan que esta es obra de todos los peruanos." "Elevar el nivel de vida de la población, sobre todo de los más pobres, es su principal preocupación y los que colaboramos con usted, señor Presidente, estamos trabajando intensamente para cumplir con ese objetivo que se ha trazado en su quinquenio gubernamental", expresó. Durante su alocución, el Presidente de la República, Alan García Pérez, dijo que hoy se completaban 1,437 centros poblados electrificados en todo el país en estos 20 meses (de gestión), pero gracias al Proyecto Nacional de Electrificación Rural, que ha invertido muchos cientos de millones de soles, el objetivo es superar los seis mil centros poblados en estos cinco años de gobierno, que incorporen a casi dos millones de peruanos a la luz eléctrica. Esto es fundamental, porque la luz eléctrica significa un cambio en el modo de vida, en la educación, indicó, al remarcar que la electricidad es esencial para llevar a los pueblos a una etapa de desarrollo y progreso. Los 17 centros poblados que desde hoy cuentan con servicio eléctrico las 24 horas pertenecen a los distritos de Shunte y Pólvora, de la provincia de Tocache. Restituyen autorización a ELECTROPERU S.A. para realizar la actividad de generación eléctrica C.T. Tumbes San Juan de Miraflores, 27 de mayo del 2008 (Electroperú S.A.) Con Resolución Ministerial N° 245-2008-MEM/DM de fecha 24 de mayo de 2008, el Ministerio de Energía y Minas, resuelve revocar la Resolución Ministerial N° 105-2008-MEM/DM, restituyendo la autorización para realizar la actividad de generación de energía eléctrica en la Central Térmica Zorritos (Tumbes), otorgada a favor de Electricidad del Perú S.A. mediante la Resolución Ministerial N° 010-1998-EM/VME, de fecha 06 de enero de 1998.

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MEM otorga concesión a V de V & Asociados para realizar estudios de central hidroeléctrica de 103.8 Mw Lima, may. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de V de V & Asociados para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Mayush que tendrá una potencia instalada estimada en 103.8 megavatios (Mw). Los estudios se realizarán en los distritos de Manas, Huancapón, Cajatambo y Copa en la provincia de Cajatambo en el departamento de Lima y en los distritos de Mangas, Llipa, San Cristóbal de Raján y Carhuapampa en las provincias de Bolognesi y Ocros en Ancash. La empresa V de V & Asociados tendrá un plazo de 24 meses, contados a partir de hoy, para realizar los estudios de la futura central. El concesionario estará obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, a su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo mencionado el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución del estudio, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada por la empresa. MEM otorga a Peruana de Energía concesión para línea de transmisión de 138 kilovatios en Junín. Lima, jun. 04 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a Peruana de Energía la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en una línea de 138 kilovatios (Kw), en el departamento de Junín. Esta línea de transmisión, denominada La Virgen-Caripa, está ubicada en los distritos de San Ramón, Palca, Acobamba, Tarma y La Unión, provincias de Chanchamayo y Tarma. La Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del MEM aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de dicha línea el 4 de mayo de 2006 y el 21 de diciembre de 2007. La Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM deberá suscribir a nombre del Estado el contrato de concesión con Peruana de Energía. La empresa se encuentra vinculada a Minera Andina de Exploraciones por la participación de tres accionistas mayoritarios que son Monte Azul Investments, Edgemont Corp. y Saint Paul Holding Global Corp., los que en conjunto poseen al 51.84 por ciento de las acciones clase A de Peruana de Energía. Actualmente, tiene a su cargo la operación de la central hidroeléctrica Yanango y Chimay en Junín y en ese mismo departamento posee la concesión definitiva de la central hidroeléctrica La Virgen, que aún no inicia operaciones. Opinan que puede ser un buen negocio vender electricidad producida con el gas Lima, jun. 06 (ANDINA).- El ex ministro Pedro Pablo Kuczysnki se pronunció hoy a favor de venderles a los países vecinos la electricidad que produzca el Perú con su gas natural, y dijo que “no está bien la idea de Lourdes (Flores) de no dar nada a Chile”. Fue al ser consultado por las expresiones de la ex candidata presidencial, quien demandó al Gobierno no venderle gas al país del sur al considerar que las reservas de ese recurso natural deben destinarse al consumo y la producción nacionales. Kuczynski consideró que vender energía eléctrica generada por el gas a Chile podría ser un buen negocio para el Perú.

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"Pienso que la fórmula que propone el presidente (Alan García Pérez) es la correcta, la idea de exportar electricidad al norte de Chile, donde escasea, es una buena fórmula, depende de cuánto le paguen a uno y quién hace la inversión." "Creo que no está bien la idea de Lourdes de no dar nada a Chile, sólo porque es Chile", indicó en RPP Noticias. Kuczynski consideró, sin embargo, que vender la electricidad producida con el gas a los países vecinos podría ejecutarse en el largo plazo, pues existe un contrato con México para vender a ese país el gas de exportación.Agregó que ese es un compromiso que debe honrarse. Reservorio de Bamputañe será una realidad: Ampliarán la frontera agrícola con la construcción de represa Diario El Comercio, 08 de junio del 2008 Un convenio de entendimiento firmado por la Sociedad Minera Cerro Verde y la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa (EGASA) permitirá construir la represa de Bamputañe, que contará con una capacidad de 40 millones de metros cúbicos de almacenamiento y que demandará una inversión aproximada de S/. 42 millones. Esta obra ampliará la frontera agrícola de la provincia de Arequipa, lo que permitirá cultivar entre 500 y 1500 hectáreas más de diversos productos, según el tipo de riego que se utilice para cada uno. Además, posibilitará disponer de una mayor cantidad de agua para consumo humano y garantizará el suministro que requiere la minería para sus operaciones. Por último, el agua de esta represa se empleará también para la generación eléctrica. Fonafe aprobó 197 proyectos para este año de 16 empresas eléctricas estatales Empresas del Estado invierten S/. 111 millones en 90 proyectos de electricidad Lima, jun. 09 (ANDINA).- Las 16 empresas eléctricas del Estado (cinco generadoras y 11 distribuidoras) han invertido cerca de 111 millones de nuevos soles en 90 proyectos de electrificación hasta abril del 2008, informó hoy el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe). Estos proyectos forman parte de los 197 proyectos que aprobó el Fonafe para que las empresas inviertan en el presente año, lo que significará un cambio en la calidad de vida y educación de la población de menores recursos. Las empresas de generación (Egasa, Egemsa, Egesur, Electroperú y San Gabán) han invertido cerca de 19 millones de soles, en los cuatro primeros meses del año, en 14 iniciativas de centrales de generación térmica e hidráulica para producir mayor energía a menor costo. Destacó que continuando con las políticas del Estado sobre la mayor utilización del gas natural, las empresas eléctricas estatales apuestan por el uso de este recurso. Tal es el caso de Egesur que ha iniciado el proceso de conversión a gas natural de los grupos de la central térmica de Calana invirtiendo hasta abril cerca de diez millones de soles. “El propósito de esta central es el aprovechamiento del gas natural de Camisea, mediante el traslado de los cuatro grupos de la central térmica de Calana a Pisco (Ica) que es una zona próxima al sistema de transporte del gas con la idea de generar mayor energía con menores precios”, precisó esta empresa. Entre los proyectos de mayor envergadura de generación eléctrica, destaca la implementación de la nueva hidroeléctrica La Guitarra y la central térmica a gas natural, ambos en etapa de estudios de pre inversión, que están programadas por Electroperú con una inversión presupuestada de 187 millones de soles. “El objetivo principal de Electroperú y de la empresa es asegurar el abastecimiento del recurso hídrico, mediante la construcción de obras de regulación y la optimización del uso de los citados recursos”, precisó el presidente de Electroperú, César Butrón.

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Por otra parte, las empresas de distribución eléctrica (Electrocentro, Electronorte, Electronoroeste, Electropuno, Electrosureste, Electrosur, Hidrandina, Adinelsa, ElectroOriente, ElectroUcayali y Seal) han invertido hasta abril 91 millones de soles en 76 proyectos. Para satisfacer la demanda energética de la región Madre de Dios, Electrosureste está ejecutando la línea de transmisión 138 kilovatios (Kw) de San Gabán – Mazuko - Puerto Maldonado que se inaugurará en el segundo semestre de este año. Este proyecto permitirá obtener energía a precios más baratos beneficiando a los consumidores finales que pagarán la mitad del costo. ElectroOriente, por su parte, beneficiará a más de 7,000 personas de los asentamientos humanos más pobres de la zona norte y sur de Iquitos (Loreto), con la instalación de dos nuevos grupos térmicos en los cuales invirtió alrededor de 54 millones de soles. “Más de 30 proyectos tiene programada la empresa para este año, de los cuales hemos iniciado diez con una inversión de 26 millones de soles”, aseguró su gerente de Operaciones, Nilo Pereira. ElectroUcayali invierte 760 mil soles en proyectos de electrificación para las juntas vecinales La Marina, Aguaytía y el asentamiento humano Pucallapa, II Etapa, que beneficiará a más de 8,000 pobladores. Con ello son cinco proyectos que destinarán alrededor de dos millones de soles. Resaltó que entre los proyectos que se iniciarán este año y que contribuirán con dar continuidad al servicio y suministrar energía a los poblados menos favorecidos, se encuentra la construcción de la línea de transmisión de Electropuno, con 60 Kw de potencia y 21 millones de soles en inversión. Al igual Electrocentro, que ampliará su sistema de transmisión por un monto de 15 millones de soles. Nivel de electrificación en Perú llegará a 92% en 2011, estima presidente García (ampliación) Lima, jun. 10 (ANDINA).- El Presidente de la República, Alan García, estimó hoy que el coeficiente de electrificación de Perú llegará hasta 92 por ciento en 2011, lo cual significará mayor desarrollo para los peruanos que ahora no gozan de ese servicio. Asimismo, indicó que mañana iniciará un recorrido por diversos departamentos del país, para cumplir con electrificar a 208 poblados rurales, con lo cual sumarán 1,700 los pueblos electrificados en el actual Gobierno. “Para 2011 esperamos llegar a 6,000 centros poblados y así elevar el coeficiente de electrificación de todo Perú de 78 a 91 o 92 por ciento.” Señaló que junto con el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, visitará cinco regiones para inaugurar obras de electrificación en 208 nuevos centros poblados ubicados en las regiones de Huancavelica, Junín, Piura, La Libertad y Cusco, que impulsarán el desarrollo socioeconómico del país. Este un paso sustantivo, por lo que representa para la educación y, al mismo tiempo, para la capacidad de procesamiento de la producción de muchas zonas, indicó. "Esta semana estaré, a partir de mañana (miércoles) y hasta el sábado, visitando diversos departamentos, en las tres áreas geográficas de nuestro país, en el norte, centro y sur, para proceder a la electrificación de 208 centros poblados, con lo cual habremos completado 1,700 pueblos electrificados durante esta gestión." La denominada "Semana de la Electricidad" se iniciará este miércoles en las regiones de Huancavelica y Junín, hasta donde llegará el Jefe del Estado para inaugurar obras de energía eléctrica.

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Anuncia el Viceministro de Energía: MADRE DE DIOS SE INTEGRA EN SETIEMBRE AL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL San Borja, 12 de junio de 2008, (Ministerio de Energía y Minas) La Energía eléctrica llegará desde el mes de septiembre, desde la Central Hidroeléctrica de San Gabán hasta la ciudad de Puerto Maldonado Madre de Dios, lo que permitirá integrar a este importante Departamento al Sistema Interconectado Nacional, logrando se solucionen los problemas de calidad y continuidad del servicio eléctrico, lo que favorecerá en el desarrollo comercial e industrial, siendo la inversión en la línea de transmisión de S/. 69 millones de soles. Así lo señaló el ViceMinistro de Energía Dr. Pedro Gamio Aita, durante su exposición en el taller de trabajo desarrollado en la ciudad de Puerto Maldonado el fin de semana, el mismo que contó con la participación del presidente de la Región CPC Santos Kaway Komori, del Congresista Juan Perry Cruz, de autoridades nacionales, regionales, locales, colegios profesionales, instituciones públicas y privadas, profesionales independientes, entidades financieras y pobladores de asentamientos rurales. El primer encuentro para el planeamiento estratégico de electrificación y usos productivos de la electricidad se realizó con el objetivo de coordinar con las diferentes instituciones de Madre de Dios, la elaboración de proyectos y ejecución de obras de Electrificación Rural, que ascienden al monto de 15 millones de soles en los últimos 23 meses, desde agosto del 2006 y a ello se suma la inversión de un millón y medio de soles de la distribuidora regional, para renovar sus grupos de generación. En un ambiente de diálogo, procurando lograr eficiencia en la utilización de los recursos disponibles y un planeamiento ordenado del crecimiento de los sistemas eléctricos principales y secundarios, en concordancia con la demanda prevista. Asimismo, se coordinó la realización de actividades y distribución de responsabilidades en la promoción de los usos productivos de la electricidad en las áreas rurales electrificadas y por electrificar, que propicien el desarrollo de las pequeñas y medianas empresas procurando mejorar la calidad de vida de la población. MEM otorga concesión temporal para estudios de factibilidad en futura central San Gabán IV en Puno Lima, jun. 13 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán, para desarrollar estudios a nivel de factibilidad en la futura central hidroeléctrica San Gabán IV. Dicha central tendrá una potencia instalada de 130 megavatios (Mw) y estará ubicada en los distritos de Ollachea, Macusani y Corani, provincia de Carabaya, departamento de Puno. La concesión temporal será por un plazo de 24 meses, contados a partir de la vigencia de la presente resolución. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural; así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento. Si vencido el plazo otorgado, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) ejecutará la garantía otorgada. La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán es una empresa estatal de derecho privado del sector Energía y Minas, y actualmente opera la central hidroeléctrica San Gabán II.

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Tarifas eléctricas en Perú son menores en 30% con relación a 15 años atrás Nueve de cada 10 peruanos tendrán servicio de electricidad en 2011, asegura viceministro Gamio Lima, jun. 14 (ANDINA).- El viceministro de Energía, Pedro Gamio, aseguró hoy que nueva de cada 10 peruanos tendrán servicios de energía eléctrica por la prioridad que está dando el actual gobierno para que todos los habitantes gocen de la electricidad. “Hoy hay prioridad de gobierno nacional de atender la brecha de peruanos que viven en el siglo XVII que no gozan del privilegio que tenemos quienes vivimos en grandes ciudades, de contar con energía eléctrica, de contar con dos servicios básicos luz y agua”, explicó. Precisó que en los últimos 15 años el presupuesto para electrificación rural ha sido 120 millones de soles, mientras que el presupuesto desde agosto del 2006 hasta la fecha, en 22 meses del actual gobierno, asciende a 1,500 millones de soles. Gamio sostuvo que se está trabajando proyectos de electrificación en los 24 departamentos del Perú como Amazonas donde se está invirtiendo 58.5 millones de soles, en Ancash 110 millones, en Apurímac 63 millones, Arequipa cuenta con 31 millones, Ayacucho 153 millones, y en Cajamarca, se está invirtiendo 177 millones de soles. Así también en Cusco se invierten 103 millones de soles, en Huancavelica 39 millones, Huanuco 55.5 millones de soles, Ica 15 millones, Junín 64 millones, La Libertad 102 millones, Lambayeque 83 millones, Loreto 41 millones, Lima provincias 96 millones soles y en Madre de Dios 30 millones dólares. Para Piura se están destinando 103 millones de soles, Puno 203 millones, San Martín 61 millones, Tumbes 3 millones y Ucayali 18 millones. El viceministro resaltó que con la luz eléctrica se permitirá que el adulto y el niño de cualquier centro poblado puedan leer de noche, además de usar instrumentos eléctricos y las postas de salud tendrán la posibilidad de preservar medicamentos, se tecnificará el sistema de riego, aumentará la producción y productividad, entre otros beneficios. En diálogo con el programa Impulso de Radio Nacional, Gamio manifestó que en el Perú la tarifa eléctrica es 30 por ciento menos de lo que era hace 15 años, debido al uso del gas natural para las centrales de generación. “Pero también es indispensable aprovechar el potencial de energías renovables que tiene el Perú, como la energía del agua, del viento, y la geotermia”, agregó. En ese sentido, proyectó que en no menos de 24 meses habrán grandes parques eólicos (energía eléctrica en base al viento), donde habrán molinos de vientos que se ven en otros países. “Existen cinco de este tipo de empresas (de energía eólica) han instalado las torres de prueba y alguna de ellas están anunciando antes de fin de año pedir una concesión definitiva”, dijo. Explicó que los parques eólicos significan producir electricidad pero sin generar gases contaminantes, que es lo que ocurre cuando se usa el petróleo. Además se debe mejorar derechos de agua para empresas hidroeléctricas Osinergmin propone que gobierno defina y licite áreas para construir centrales hidroeléctricas Lima, jun. 25 (ANDINA).- El presidente del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), Alfredo Dammert, planteó hoy que el gobierno estudie las áreas que son aptas para la construcción de centrales hidroeléctricas y luego someta a licitación su concesión a empresas privadas, tal como se realiza en otros países. “El gobierno podría desarrollar un área para hidroeléctricas, realizar los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) y tener todo listo para sacar la licitación y darla en concesión, aunque tendríamos que ver si eso se puede hacer en Perú”, indicó.

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Señaló que dicho modelo resulta interesante y podría ayudar a garantizar una oferta de generación eléctrica para el mediano y largo plazo, por lo que lo planteará al Poder Ejecutivo. Agregó que otra cosa que podría hacer el Poder Ejecutivo es mejorar los derechos de agua para las empresas hidroeléctricas, ya que eso permitirá que no haya incertidumbre entre las empresas sobre el manejo del agua. Sin embargo, manifestó que el Osinergmin también podría adoptar algunas medidas para incentivar la inversión privada en la construcción de hidroeléctricas, como replantear el cálculo de los costos de inversión que realizan las empresas (precio de potencia) y que luego es incluido en el proceso de fijación de tarifas de generación. Señaló que el regulador buscará ser más realista en la fijación del costo de potencia para las empresas que decidan construir centrales hidroeléctricas, aunque eso tendría un impacto al alza de dos por ciento en la tarifa de generación eléctrica. “Eso tampoco sería algo terrible pero sí permitiría que tuviéramos electricidad a futuro”, dijo a Visión Económica de TV Perú. Agregó que todas esas propuestas y otras más serán evaluadas durante una reunión que tendrá con los representantes del Ministerio de Energía y Minas (MEM) para determinar algunas medidas que promuevan la generación hidroeléctrica en Perú. Explicó que el constante crecimiento de la economía peruana, que en abril creció 13.25 por ciento, está generando que haya una especie de cuello de botella en el abastecimiento de electricidad, y se necesita habilitar nueva infraestructura de generación para atender la demanda. “Esto no quiere decir que haya desabastecimiento de electricidad sino que hay que estar atentos porque cualquier cosa adicional o inesperada puede llevar a que tomemos medidas de emergencia”, advirtió Dammert. Mencionó que el precio del gas natural para generación eléctrica es bajo en Perú, de 2.40 dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica) pero en países como Estados Unidos ese mismo precio está cerca de diez dólares, lo cual ha retrasado la inversión en hidroeléctricas en el país. “A ese precio se debe sumar el aumento de precios de materiales de construcción como el acero y otros elementos, por lo que el precio de construir una hidroeléctrica, según me han informado los expertos, ha aumentado y, si antes costaba 1,500 dólares por kilovatio, ahora está en 2,000 dólares”, detalló. Osinergmin descarta que se produzca alza de tarifas eléctricas en lo que resta del año Lima, jun. 25 (ANDINA).- El presidente del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), Alfredo Dammert, descartó hoy que en lo que resta del año se vaya a producir algún aumento en el precio de las tarifas eléctricas porque no existe ningún factor que lo determine. Sin embargo, adelantó que en mayo del próximo año se realizará un nuevo proceso de fijación de tarifas eléctricas el cual considerará el efecto que pueda tener una falta de lluvias. Además, se evaluará la incidencia que tendrán las licitaciones, entre generadoras y distribuidoras, para el abastecimiento de energía eléctrica. “Hay que tener en cuenta que estamos pasando de un esquema en el cual Osinergmin regula la tarifa de generación a un esquema en que la electricidad se vende a través de licitaciones”, dijo a Visión Económica de TV Perú. Recordó que siempre que la demanda de electricidad sea mayor que la oferta es posible que se presenten tendencias al alza de las tarifas pero eso no ocurrirá, por lo menos, en el presente año. Por otro lado, indicó que la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP) culminará el próximo año las obras para ampliar la capacidad del ducto que transporta el gas natural de Camisea para abastecer la demanda de las centrales de generación termoeléctrica.

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Agregó que la capacidad del ducto era un factor de preocupación para el regulador porque ponía en riesgo el abastecimiento al sector eléctrico y por eso el Ministerio de Energía y Minas (MEM) inició un proceso de negociación con TGP para ampliar el gasoducto. “Después de una serie de negociaciones, por la complejidad de los contratos, la empresa aceptó ampliar la capacidad del gasoducto, el tema es que estas cosas no se hacen muy rápido y en un año el ducto sí tendrá una mayor capacidad”, agregó Dammert. Demandará inversión de US$ 90 millones y tendrá capacidad de 64 Mw Grupo Enhol de España y Peruana de Energía inician construcción de hidroeléctrica La Virgen Lima, jun. 27 (ANDINA).- El grupo español Enhol y Peruana de Energía anunciaron hoy el inicio de la construcción de la central hidroeléctrica La Virgen, que estará ubicada en la provincia de Chanchamayo (Junín), con una capacidad instalada total de 64 megavatios (Mw). Este proyecto tiene un presupuesto de construcción total de 90 millones de dólares y el inicio de operaciones está previsto para el año 2010. La central tomará agua de un río para generar electricidad con la salida del agua sobrante de la cercana central hidroeléctrica Yanango, cuya concesión también está a cargo de Peruana de Energía. El agua para la central La Virgen llegará a través de un canal de 546 metros de largo conectado a un túnel de cinco kilómetros, que transportará a una turbina instalada en dicha central. El Grupo Enhol destacó que la nueva hidroeléctrica reducirá la dependencia de los hidrocarburos para la generación eléctrica en el país y, según los responsables de la planta, se estima que la nueva central reducirá anualmente el CO2 en unas 202,500 toneladas. Asimismo, el diseño de la planta, los materiales y la tecnología utilizados buscan minimizar el impacto medioambiental y preservar la biodiversidad local. “La Virgen generará energía para la industria y los hogares de la región central de Perú, proveyendo de energía a las comunidades locales. Asimismo, la planta contribuye al crecimiento regional económico al crear puestos de trabajo en la zona”, sostuvo la empresa. El Grupo Enhol tiene como actividad principal participar en el sector de las energías renovables mediante la promoción, diseño, construcción y explotación de plantas de generación de energía eléctrica de origen renovable y de alta eficacia energética. Cabe recordar que el 4 de junio último el Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó a Peruana de Energía la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en una línea de 138 kilovatios (Kw) para transportar la energía que se generará en La Virgen. Esta línea de transmisión, denominada La Virgen-Caripa, estará ubicada en los distritos de San Ramón, Palca, Acobamba, Tarma y La Unión, provincias de Chanchamayo y Tarma. También se incluye a proyectos de generación eléctrica con otras energías renovables. Poder Ejecutivo otorgará beneficio tributario para inversiones en construcción de centrales hidroeléctricas Lima, jun. 28 (ANDINA).- Las inversiones en actividades de generación eléctrica a base de recursos hídricos o de otros recursos renovables, como el eólico, el solar, el geotérmico, la biomasa o la mareomotriz, gozará del beneficio tributario del régimen de depreciación acelerada para efectos del Impuesto a la Renta, informó hoy el Poder Ejecutivo.

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Según el decreto legislativo que promueve la inversión en la actividad de generación eléctrica con recursos hídricos y con otros recursos renovables, publicado hoy, este régimen será aplicable a las centrales que entren en operación comercial a partir mañana domingo que comienza la vigencia del decreto. La depreciación acelerada también será aplicable a las maquinarias, equipos y obras civiles necesarias para la instalación y operación de la central, que sean adquiridos y/o construidos a partir de la vigencia del decreto. Para estos efectos, la tasa anual de depreciación será no mayor de 20 por ciento como tasa global anual. La tasa podrá ser variada anualmente por el titular de generación, previa comunicación a la Superintendencia Nacional de Administración Tributaria (Sunat), sin exceder el límite señalado anteriormente, excepto en los casos en que la propia Ley del Impuesto a la Renta autorice porcentajes globales mayores. El Poder Ejecutivo aprobó este decreto en el marco de las facultades que le otorgó el Congreso de la República para legislar en diversas materias relacionadas con la implementación del Tratado de Libre Comercio (TLC) con Estados Unidos. Explicó que la economía peruana viene experimentando un crecimiento sostenido lo cual a su vez, generar un incremento de la demanda de energía, la cual se incrementa a un promedio de 7.3 por ciento anual. “Con la entrada en vigencia del TLC Perú – EEUU aumentará (la demanda de energía) y según estimaciones para el año 2015 necesitamos centrales que generen 3,605 Megavatios (Mw), para ello, la opción más limpia y a la larga más beneficiosa es hacerlo con energías renovables, en lugar de la generación de electricidad con petróleo y gas, por ser estas fuentes no renovables”, agregó. Indicó que el fomento de las energías renovables, eliminando cualquier barrera u obstáculo para su desarrollo, implica fomentar la diversificación de la matriz energética y se da un paso firme hacia una política de seguridad energética y protección del medio ambiente. “Es de interés público dar un marco legal en el cual se desarrollen estas energías, que aliente estas inversiones y sustituya la vigente ley que no ha sido efectiva por no contener los alicientes mínimos previstos en la legislación comparada”, agregó. Ministro Valdivia inauguró obras para más de tres mil pobladores de Olmos: Electrificación en Lambayeque llegará el próximo año al 92%. San Borja, 29 de junio de 2008, (Ministerio de Energía y Minas) El actual Gobierno ha electrificado ya a 1,700 pueblos, beneficiando a más de 500 mil personas desde agosto del 2006 y seguiremos trabajando porque contamos con la colaboración de los presidentes regionales, pero sobre todo de los alcaldes. Así lo afirmó el Ministro de Energía y Minas, arquitecto Juan Valdivia Romero, al poner oficialmente en servicio dos proyectos de electrificación para 10 localidades del Distrito de Olmos, en el departamento de Lambayeque, en medio de la desbordante alegría de los pobladores beneficiados. El Ministro presidió la ceremonia de inauguración de la Línea y Red Primaria, RED Secundaria y Conexiones Domiciliarias en los centros poblados caseríos Cruce Jaén Nuevo, El Palmo - Los Boliches, Esperanza Nueva, La Pilca y Túpac Amaru cuya inversión representa S/. 987 mil y ha dotado de suministro eléctrico a 327 viviendas para beneficio de 2076 habitantes. Posteriormente, el Ministro Valdivia inauguró el Sistema de Electrificación Rural de los Caseríos Playa Cascajal, Callejón Cascajal, Cruz Blanca Corral de Arena y El Puente, cuya población beneficiada, que ocupa 355 viviendas, es de mil 040 habitantes. Las obras requirieron el tendido de 16,88 kilómetros de líneas primarias, y redes de media y baja tensión. La inversión ejecutada fue 1 097 739 nuevos soles, financiada con recursos del Ministerio de Energía y Minas.

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En ambos casos, el Ministro Valdivia transmitió a los pobladores el saludo afectuoso del Presidente de la República, doctor Alan García Pérez, de quien, dijo, había recibido instrucciones para que se encargue a los alcaldes la ejecución de las obras de electrificación, con el fin de impulsar la descentralización del Perú. Nosotros nos sentimos muy contentos de colaborar con el Jefe de Estado en esta tarea, anotó. Las obras inauguradas permiten dotar de energía eléctrica a través de la línea existente trifásica 10 kV, ubicada en la localidad de Filoque Grande, de propiedad de terceros y con alimentación proveniente de la Subestación Olmos, de Electronorte S.A. - ENSA S.A. La energía permanente y confiable con que han sido dotadas estas pequeñas poblaciones y que permite elevar el Coeficiente de Electrificación Departamental de Lambayeque al 87,3 por ciento, a las localidades beneficiadas, abre nuevas y mayores posibilidades para acelerar su desarrollo económico y social de la zona norte del país. Cañariaco y La Granja En Chiclayo, el Ministro Valdivia dijo a los periodistas que el Gobierno está invirtiendo 95 millones de soles desde julio del 2006 a la fecha, con el propósito de elevar el coeficiente de electrificación de este departamento en tres puntos, para llegar al 92% en el 2009. Sobre Cañariaco, indicó que la empresa a cargo de este proyecto se encuentra preparando actualmente el estudio de impacto ambiental. Una vez que sea presentado al Ministerio de Energía y Minas, será puesto en conocimiento de las autoridades, tanto regionales como municipales y particularmente de las comunidades de la zona, manifestó. Por oro lado, el Ministro Valdivia desmintió tajantemente que se vaya a instalar en la región Lambayeque una planta de extracción del proyecto minero La Granja de Cajamarca. Sostuvo que se trata de un pequeño laboratorio que se utilizará para analizar el potencial de cobre que existe en La Granja. Lo que queremos, dijo, es que el Frente de Defensa que se ha formado permita dialogar, porque es importante saber escuchar, analizar bien el tema para después opinar y tomar la mejor decisión, expresó. El Ministro aseveró que en el país hay organizaciones políticas que no quieren que el Perú se desarrolle y toman como caballito de batalla el tema ambiental. No obstante, señaló, la población debidamente informada, toma siempre la mejor decisión, como ocurrió en el caso del proyecto Michiquillay. Cuanta más inversión haya en el país, se tendrá más empleo y, por lo tanto, habrá más desarrollo social y económico de las familias, apuntó finalmente. Sentencian a sujeto por hurtar cables eléctricos a cinco años de prisión efectiva Tacna, 30 de junio del 2008, (Electrosur) Atentó contra la Seguridad Pública y deberá pagar una reparación civil de 4 mil nuevos soles. El mismo sujeto fue sentenciado en otro proceso a tres años de prisión efectiva y el pago de 2 mil nuevos soles de reparación civil. Se acabó el hurto de conductores para Hernán Brío Chambilla, inculpado que recibió ayer (lunes) una sentencia de cinco años de pena privativa de la libertad efectiva y el pago de una reparación civil de 4 mil nuevos soles por atentar contra la Seguridad Pública y sustraer cables eléctricos a la empresa Electrosur S.A. El proceso que empezó en el 2005 permitió que en el Primer Juzgado Penal Liquidador, a cargo de la jueza Rocío Orbegozo Fernández, se dicte la sentencia contra Brío Chambilla por los delitos contra la Seguridad Pública y Hurto Agravado en perjuicio de la colectividad y la empresa comercializadora de energía eléctrica. OTRA SENTENCIA Sin embargo, la sentencia en primera instancia emitida ayer en el Poder Judicial no es la primera que tiene Brío Chambilla. En el proceso con el expediente 1143-2007, el juez del Cuarto Juzgado Penal, Juan Carlos Benavidez del Carpio, le impuso una condena de tres años de prisión efectiva y una reparación civil de 2 mil nuevos soles. Esta sentencia del Cuarto Juzgado Penal ya fue consentida y deja como lección que el crimen no paga para quienes atentan contra la Seguridad Pública en agravio de miles de

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tacneños y moqueguanos, que ante el hurto de conductores se ven perjudicados en su quehacer diario. Electrosur S.A. invoca a sus clientes y colectividad en general a denunciar el hurto de conductores y a los delincuentes que cometen estas fechorías al teléfono 244477 (Línea Fonosur). Se guardará absoluta reserva. Este año se ejecutarían tres nuevos proyectos de centrales hidroeléctricas Lima, jul. 02 (ANDINA).- Este año se ejecutarían tres nuevos proyectos de centrales hidroeléctricas para dotar de la infraestructura eléctrica adecuada al país, afirmó hoy el viceministro de Energía, Pedro Gamio. “En total, hay 12 proyectos que ya cuentan con estudios definitivos y que están por iniciar obras civiles. Esperamos que este año tres de ellos se inicien a fin de dejar al país con una infraestructura cómoda y holgada, muy diferente a la que se encontró en su momento”, precisó en Visión Económica de TV Perú. Sostuvo que para impulsar proyectos de este tipo era necesario establecer incentivos a fin de motivar a los inversionistas, como los que fueron aprobados recientemente en el marco de las facultades legislativas otorgadas por el Congreso de la República al Poder Ejecutivo. “Existe un premio para que en las subastas, las hidroeléctricas puedan aparejar las condiciones con las termoeléctricas, es decir, dar cobertura a proyectos hidroeléctricos que sean competitivos, pero sabiendo que los costos de inversión y los tiempos de recuperación son diferentes. Por ello, las hidroeléctricas necesitaban un premio e incentivo y eso ya se ha contemplado.” Asimismo, detalló que el Gobierno trabaja con los responsables del sector eléctrico un plan de contingencia, pues nadie previó que el país crecería ocho por ciento en 2007 y que este año la demanda del sector aumentaría casi tres veces. Gamio dijo que a ello se suma una serie de congestiones en el servicio de transmisión eléctrica, cuyas soluciones ya están en marcha porque no es posible duplicar la capacidad de transporte de electricidad del país en algunos meses. “Están en marcha nuevos sistemas de transmisión que duplicarán las líneas de transmisión al norte y al sur, pero eso toma entre 24 y 30 meses; entre tanto, debemos adoptar una serie de medidas.” En cuanto al gas natural de Camisea, comentó que no se hizo una infraestructura de transporte de este hidrocarburo acorde con el crecimiento de la demanda como la que se registra actualmente. “Desde hace más de un año, tomamos las previsiones del caso y ya está en marcha la ampliación de la capacidad de producción de hasta 450 millones de pies cúbicos por día, monto establecido en el contrato BOOT suscrito con el actual operador del ducto de Camisea. No obstante, estamos previendo lo que pasará cuando se supere esa demanda”, refirió. Cabe señalar que un contrato BOOT consiste (por sus siglas en inglés) en una concesión que implica para el inversionista: construir, poseer, operar y transferir la obra al Estado al cabo de un plazo. Empresas eléctricas del Estado invertirán S/. 619 millones en obras de electrificación hasta fin de año; Lima, jul. 07 (ANDINA).- Las 16 empresas eléctricas del Estado, cinco generadoras y 11 distribuidoras, invertirán unos 619 millones de nuevos soles hasta fin de año en 197 obras de electrificación y generación, luego que entre enero y abril invirtieron cerca de 111 millones, informó hoy el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe). Estas 16 empresas eléctricas, que se encuentran bajo el ámbito del Fonafe, tienen como propósito para el año 2008 incrementar la capacidad de generación y ampliar sus servicios llevando energía a más peruanos y a las localidades más alejadas del país, lo que significará un cambio en la calidad de vida y educación de la población de menores recursos. En el caso de las empresas de generación de electricidad (Egasa, Egemsa, Egesur, Electroperú y San Gabán) invertirán unos 355 millones de soles en 22 iniciativas, como en centrales térmicas e hidráulicas para generar mayor energía a bajo costo. Explicó que continuando

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con las políticas del Estado sobre la mayor utilización de gas natural, las empresas eléctricas estatales apuestan por el uso de este recurso.Tal es el caso de Egesur que ha iniciado el proceso de conversión a gas natural de los grupos de la central térmica de Calana, cuyo presupuesto alcanza los 22 millones de soles. Entre los proyectos de mayor envergadura de generación eléctrica, destaca la implementación de la nueva central hidroeléctrica La Guitarra y la central térmica a gas natural de Electroperú, ambos en etapa de estudios de preinversión. Por otra parte, las empresas de distribución eléctrica Electrocentro, Electronorte, Electronoroeste, Electropuno, Electrosur Este, Electrosur, Hidrandina, Adinelsa, Electro Oriente, Electro Ucayali y Seal, invertirán en los próximos meses 264 millones de soles en 175 proyectos. ElectroOriente beneficiará a más de 7,000 personas de los asentamientos humanos más pobres de la zona norte y sur de Iquitos (Loreto), con la instalación de dos nuevos grupos térmicos con una inversión de alrededor de 54 millones de soles en este año y el 2007. ElectroUcayali está invirtiendo 760 mil soles en proyectos de electrificación para las juntas vecinales La Marina, Aguaytía y el asentamiento Humano Pucallapa, II Etapa, que beneficiará a más de 8,000 pobladores, con lo que suman cinco proyectos que requerirán dos millones de soles. Entre los proyectos que se iniciarán este año y que contribuirán con dar continuidad al servicio y suministrar energía a los poblados menos favorecidos, está la construcción de la línea de transmisión de Electropuno, con 60 kilovatios de potencia y 21 millones de soles en inversión. Finalmente, Electrocentro ampliará su sistema de transmisión por un monto de 15 millones de soles. Shell y BPZ invertirán US$ 750 millones en próximos cuatro años en Perú Lima, jul. 09 (ANDINA).- El presidente de BPZ Energy, Manuel Zúñiga, informó hoy que en los próximos cuatro años invertirán conjuntamente con la angloholandesa Shell 750 millones de dólares en la exploración de gas y petróleo en Tumbes y Piura, y en la instalación de una planta termoeléctrica de 150 megavatios (Mw). Precisó que de ese monto, la angloholandesa aportará 300 millones de dólares para la exploración de gas en tres lotes ubicados en Tumbes. Mientras que BPZ invertirá 300 millones de dólares para la exploración de crudo en Tumbes y Piura y 150 millones para la puesta en marcha de su planta termoeléctrica a gas natural. Estimó que dicha planta empezaría a operar en los primeros meses del 2010 para abastecer al mercado interno, pero también existe la posibilidad de exportar electricidad a Ecuador. “El mercado eléctrico peruano es muy eficiente y la demanda está creciendo muy rápido, básicamente vamos a abastecer el mercado local pero no descartamos la posibilidad de vender a Ecuador pues hay un acuerdo de interconexión con ese país”, comentó. Dijo que la planta en una primera etapa tendrá una capacidad de 150 Mw, pero luego esperan duplicar dicha potencia en una segunda fase. Zúñiga dijo que esta alianza con Shell, que se concretará en los próximos tres meses, no responde necesariamente a facilidades de financiamiento para BPZ ya que actualmente cualquier empresa petrolera tiene acceso a préstamos. “Más bien esta alianza busca poder tener acceso a los equipos tecnológicos con los que cuenta Shell”, precisó a TV Perú. MEM y ProInversión evalúan medidas para desarrollar inversiones en centrales hidroeléctricas; Lima, jul. 10 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) y la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) están evaluando medidas que permitan el desarrollo de nuevas inversiones en la construcción de centrales hidroeléctricas en Perú, informó hoy el director ejecutivo de ProInversión, David Lemor. “Estamos trabajando eso en conjunto y ciertamente es un tema que no dejo de insistirle a los inversionistas que nos visitan para ver cuáles son las oportunidades de inversión en Perú, a quienes les digo que miren el tema de generación hidroeléctrica”, indicó. Manifestó que Perú tiene un potencial de generación hidroeléctrica de 60,000 megavatios (Mw) y eso supera en 20 veces la demanda actual, pero también alcanza para exportar

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electricidad a los países ubicados en la frontera sur (Chile), norte (Ecuador y Colombia) y este (Brasil) del país. Recordó que el Poder Ejecutivo ya publicó algunos incentivos tributarios para la inversión en centrales hidroeléctricas, en el marco de la delegación de facultades legislativas que le otorgó el Congreso de la República, pero se requieren otras medidas para desarrollar todo el potencial hidroenergético de Perú. El pasado 28 de junio el Poder Ejecutivo publicó un decreto legislativo que estableció que las inversiones en actividades de generación eléctrica a base de recursos hídricos o de otros recursos renovables podrán gozar del beneficio tributario del régimen de depreciación acelerada para efectos del Impuesto a la Renta. Lemor indicó que un obstáculo para el desarrollo de las inversiones en centrales hidroeléctricas es el costo elevado que tiene este tipo de proyectos, en comparación a los bajos costos de la generación termoeléctrica en base a gas natural. “Tenemos claro este obstáculo para la atracción de inversiones en hidroenergía y habrá que dictar algunas medidas que hagan que el costo de generar energía hidroeléctrica no sea mayor a la generación térmica para que se puedan desarrollar ambos”, explicó. En ese sentido, señaló que se dictarán medidas que permitan que la generación hidroeléctrica tenga por lo menos el mismo costo que la generación térmica en base a gas natural. Asimismo, manifestó que las medidas que evalúen el MEM y ProInversión tendrán que discutirse con el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). “Pero si hay un cambio ad portas (del ministro de Economía y Finanzas) tendremos que esperar a ese cambio para que la nueva conducción sea la que determine por dónde deben ir las medidas”, aseveró. Finalmente, subrayó que el agua es una energía renovable a diferencia del gas natural que tiene un determinado tiempo de duración. “El agua es una fuente renovable y además podemos reutilizar el agua que se usa para la generación hidroeléctrica en irrigación o abastecimiento de agua potable para ciertos centros poblados que ahora no la tienen”, concluyó. Perú requiere US$ 3,065 millones para atender demanda de energía eléctrica al 2015 Lima, jul. 13 (ANDINA).- El Perú requiere de una inversión total en generación y transmisión de unos 3,065 millones de dólares, de los cuales 1,981 millones corresponde a generación y 1,084 a transmisión, para atender la demanda de energía eléctrica al 2015, informó el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. La demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) durante el período 2006 - 2015 crecerá a una tasa promedio del 7.3 por ciento anual, por lo que se requiere instalar 3,605 Megavatios (MW), de los cuales 2,540 corresponden a centrales termoeléctricas a gas natural y 1,065 a centrales hidroeléctricas. Indicó que el Perú ofrece muchas oportunidades de inversión en hidrocarburos y para este fin existe un marco promotor de inversiones (Ley 26221), que define una política de Estado que se ha mantenido durante 15 años y que se mantendrá. Manifestó que en el Perú existen 18 cuencas sedimentarias con potencial hidrocarburífero en las cuales se puede desarrollar actividades de exploración de hidrocarburos. Además se dan las condiciones que hacen factible el desarrollo de la industria petroquímica, debido a que contamos con el gas natural y condensado en volúmenes importantes y a precios competitivos, lo cual dará valor agregado al aprovechamiento de este recurso, así como el desarrollo de la industria local. Sostuvo que los biocombustibles vienen a ser una oportunidad de inversión y que ya se ha reglamentado su obligatoria comercialización, estableciendo reglas para introducir al mercado nacional estos nuevos productos que permiten promover la producción de materias primas para la fabricación de etanol y biodiesel. Esta es una posibilidad de inversión que puede ser tomada en cuenta pero sin afectar los bosques primarios y la seguridad alimentaria. Valdivia expuso sobre los "Desafíos y oportunidades para las Nuevas Inversiones en el Sector Energía y Minas" ante la Conferencia Internacional sobre los Enfoques para Aumentar las Inversiones en Infraestructura en América Latina y el Caribe. Este evento se realizó en Lima y estuvo encabezado por el

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economista Jefe de la Región de Latinoamérica y el Caribe del Banco Mundial, Augusto de La Torre. Por otro lado, Valdivia señaló que el desarrollo de la electricidad se rige por la Ley de Concesiones Eléctricas, que establece que las actividades de generación, transmisión y distribución de energía se efectúan en forma separada. Además, señala que cualquier persona natural o jurídica, nacional o extranjera puede participar en ellas; y que regula la creación de un mercado en el cual hay competencia y las tarifas se fijan según el criterio de costo marginal. Dijo que también se establecen medidas de promoción a la inversión como la referida a la estabilidad jurídica que dispone que los contratos de concesión constituyan ley entre las partes. Se establece también un mecanismo de subastas vinculante con la fijación de las tarifas y mecanismos de remuneración de la transmisión similares a los definidos en los contratos BOOT. Gobierno plantea compensar a mineras y cementeras que generen su electricidad en épocas de desabastecimiento; Lima, jul. 14 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) trabajan una norma para fomentar que las grandes empresas mineras y cementeras a nivel nacional utilicen sus propias generadoras eléctricas en épocas de desabastecimiento de energía. “Ambas instituciones están analizando cómo poner en actividad las generadoras de respaldo de las empresas que normalmente sólo se utilizan para casos de emergencia”, indicó el presidente del Osinergmin, Alfredo Dammert. Dijo que esta propuesta se suma a la serie de medidas que ha tomado el gobierno para afrontar un posible desabastecimiento de energía en el país debido a que el crecimiento de la demanda eléctrica ha superado todos los pronósticos. “Se tenía previsto que el crecimiento de la demanda eléctrica llegara a niveles de ocho por ciento, pero en estos momentos ya bordea el 11 por ciento”, manifestó a la agencia Andina. Señaló que se está estudiando otorgar una compensación a estas compañías para que cuando haya un desabastecimiento de energía eléctrica, en vez de utilizar la electricidad del sistema convencional, arranquen sus propios grupos electrógenos. “Definitivamente tendría que haber una compensación económica ya que las generadoras de respaldo mayormente utilizan el diésel de combustible, lo que resulta más caro que jalar la electricidad del sistema”, afirmó. No obstante, puntualizó que esta compensación sólo sería por la diferencia al que incurran las empresas por utilizar un combustible más caro para autoabastecerse de energía y continuar con sus actividades productivas. “Por ejemplo, en el caso de que se necesite que las generadoras eléctricas en Chilca (al sur de Lima) produzcan más de lo normal, y no tengan suficiente gas natural por unos 12 meses, entonces las empresas tendrían que arrancar sus propias generadoras de respaldo en forma permanente mientras dure el desabastecimiento”, remarcó. Dammert precisó que si las empresas ponen en actividad sus generadoras de respaldo, se lograría ahorrar 200 megavatios (Mw), es decir se tendría un cinco por ciento más de energía eléctrica para abastecer al resto del país. Señaló que el MEM y el Osinergmin están trabajando intensamente todas las semanas no sólo a nivel de técnicos, sino también con la participación de las mismas empresas para culminar los detalles de esta norma. “Las empresas en general están de acuerdo con esta propuesta, aunque todavía pueden tener alguna preocupación pues no saben si se les va a compensar todo el costo o no”, manifestó. Recordó que el problema de desabastecimiento de energía en el caso de las termoeléctricas es que la generación a gas natural está limitado por la falta de capacidad del ducto de Camisea. Mientras que en el caso de las centrales hidroeléctricas, el problema se originará por la falta de agua para la generación, ya que este año es seco, y el punto más crítico se darían en los meses de octubre y noviembre.

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Perú Energía Renovable realizará estudios de proyectos de energía eólica en regiones del norte y sur; Lima, jul. 19 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy concesiones temporales a favor de la empresa Perú Energía Renovable para que desarrolle estudios relacionados a la generación de energía eléctrica en futuras centrales eólicas, en base al viento, que se ubicarán en diversas regiones del sur y norte del país. La primera concesión temporal servirán para desarrollar, por espacio de dos años, los estudios de la futura Central Eólica Marcona 1 que tendrá una capacidad instalada estimada de 100 Megavatios (Mw) que se ubicará entre los distritos de Marcona y Lomas, provincias de Nazca y Caravelí respectivamente, en las regiones de Ica y Arequipa. El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y demás normas legales pertinentes. De conformidad con el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, si vencido el plazo de la concesión el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto de la ejecución de los estudios y cumplimiento del Cronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará la garantía otorgada. Una segunda concesión temporal otorgada a Perú Energía Renovable establece que por espacio de dos años podrá realizar los estudios de la futura Central Eólica La Pampa, para una capacidad instalada estimada de 100 Mw. Dicho proyecto se ubicará en los distritos de San Pedro de Lloc y Rázuri, provincias de Ascope y Pacasmayo, en la región La Libertad. MEM descarta desabastecimiento de energía eléctrica en el país gracias al uso del gas natural; Lima, jul. 21 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas descartó hoy que el país enfrente un desabastecimiento de energía eléctrica gracias al uso del gas natural, señaló hoy el titular de dicho portafolio, Juan Valdivia. Señaló que el presente año es uno seco por la menor presencia de lluvias lo que ha generado una limitación en la generación hidráulica de energía eléctrica, sin embargo dijo que las empresas están utilizando el gas natural para la generación de electricidad. Indicó que el uso del gas natural por parte de las empresas favorece a todo el país porque están dentro del sistema interconectado que atiende a todo el territorio nacional. “Tenemos que utilizar el gas al mismo tiempo, y las plantas térmicas a petróleo diesel, están totalmente abastecidas, no hay ningún problema, pero las empresas están solicitado agilizar el pago del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles, por lo cual ya están en conversaciones con el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF)”, dijo en el programa Visión Económica de TV Perú. Remarcó que el país no tendrá ningún problema este año con la energía eléctrica, inclusive las empresas como Egasa y Egesur que son empresas del Estado han trasladado sus plantas térmicas a Independencia y las han convertido a gas, las cuales van a generar electricidad del mes de septiembre a octubre Asimismo, indicó que se prosigue con la masificación del gas natural a nivel nacional, y recordó que ya se adjudicó el gaseoducto regional de Ica que abastecerá a las ciudades de Humay, Pisco, Ica, Nasca y Marcona. También dijo que ya se ha convocado una subasta pública del gaseoducto de Lima a Chimbote. “Estamos negociando con las dos empresas que han presentado su solicitud de concesión para el ducto sur andino para atender los departamentos de Cuzco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna, que son Kuntur Transportadora de Gas y Energy Transfer”, dijo Valdivia. Indicó que estas concesiones llevan tiempo, y se debe realizar estudios y se quiere que estos ductos se construyan en el más breve plazo. “Independientemente a eso, estamos con varios proyectos de gas natural comprimido, y gas licuefactado, ya hay dos empresas que están construyendo sus plantas en Lurín, una

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de ellas está asociada con Petroperú”, dijo Valdivia. Señaló que espera que en el mes de septiembre estén listas para poder abastecer a los gasocentros sin necesidad de ductos. Perú tendrá 7,823 megavatios de capacidad de generación eléctrica a mediados del 2009; Lima, jul. 28 (ANDINA).- A mediados del próximo año Perú tendrá una capacidad de generación eléctrica de 7,283 megavatios (Mw) debido a las mayores inversiones que se han tenido en centrales de generación hidroeléctrica y termoeléctrica en base a gas natural, afirmó hoy el presidente de la República, Alan García. “Es decir, en tres años (del gobierno) habremos crecido en 30 por ciento en la producción eléctrica”, indicó durante su Mensaje a la Nación por 28 de Julio ante el Congreso de la República. Indicó que en la actualidad Perú tiene una capacidad de generación eléctrica de 6,152 Mw pero tiende a aumentar con las actuales inversiones en el sector. “Nosotros necesitamos organización de la pequeña y micro empresa y electricidad para que puedan producir, exportar y dar muchísimo más trabajo porque eso impulsa el empleo y el bienestar”, subrayó. Manifestó que en los dos años que lleva su gestión se han invertido 994 millones de dólares en generación eléctrica que comprende tres grandes centrales térmicas que usan gas natural y ahora existen dos proyectos de centrales hidroeléctricas en construcción. “Se han invertido 450 millones de dólares en distribución (eléctrica) y 1,600 millones de dólares en líneas de transmisión”, mencionó. Agregó que las principales líneas de transmisión eléctrica que están en construcción son Carhuaquero – Jaen de 150 kilómetros; San Gabán - Mazuco - Puerto Maldonado con 215 kilómetros; Ayacucho – San Francisco con 85 kilómetros; y Constitución - Puerto Bermúdez de 53 kilómetros. “Y ahora se inicia la construcción de la línea Carhuamayo – Cajamarca – Cerro Corona de 700 kilómetros, la de Mantaro – Caravelí – Montalvo hacia Moquegua con 1,000 kilómetros y por primera vez con una capacidad de carga de 500 kilovatios; y se hará Chilca – Zapallal en Lima para fortalecer la capacidad eléctrica de la capital”, dijo. El jefe del Estado manifestó que todos estos proyectos permitirán llevar electricidad a los más pobres. “Desde esas líneas se desprenden las líneas secundarias que llegan a todos los centros poblados, la capacidad de convertir la noche en día”, comentó. MEM encargará en próximos días a ProInversión licitación de termoeléctrica en Camisea; Lima, jul. 31 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, informó hoy que en los próximos días encargará a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) la licitación para construir una central termoeléctrica a gas natural en Camisea (Cusco). Dijo que ha sido un pedido de Electroperú para que esta central les pueda proveer electricidad en el futuro, considerando que el próximo año vence el contrato de suministro de energía (take or pay) que suscribió con Etevensa y que entró en vigencia en 2004. “Electroperú, mediante un contrato de maquila, compraría a esta termoeléctrica la electricidad que requiere para seguir operando”, manifestó a la agencia Andina. Un contrato de maquila implica que Electroperú compre y provea de gas natural al inversionista que se adjudicará la licitación para construir la central, y éste le venderála electricidad generada a la empresa estatal. Valdivia afirmó que la propuesta es que la planta se instale en Camisea, para evitar cargar con mayores volúmenes de gas al ducto y así impedir su congestión. Además, al no utilizar el gasoducto se evitarían los costos de transporte, lo que permitirá contar con un gas mucho más barato, indicó. “Esta energía sería ingresada directamente al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), obviando los costos de transporte.” Estimó que dicha planta estaría lista en un período de dos años y, paralelamente, seguirá avanzando el proyecto de Electroperú para construir una central termoeléctrica en Chilca, cuya puesta en marcha tomaría un tiempo mayor ya que el sector privado avanza mucho más rápido. “Los dos proyectos son necesarios considerando que la demanda eléctrica seguirá creciendo en el futuro a niveles elevados”, manifestó.

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Ministro Valdivia descarta problemas en suministro de electricidad por congestión en gasoducto de Camisea; Lima, ago. 02 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, descartó hoy que se produzcan problemas en el suministro de electricidad a nivel nacional por la declaratoria de congestión en el gasoducto de Camisea para abastecer a las centrales de generación termoeléctrica hasta el 30 de setiembre del 2009. Explicó que la norma que establece la declaratoria de congestión permite que Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac) pueda realizar una redistribución del gas que actualmente se destina para las centrales de generación. “En hora punta, el gasoducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) se llena y por lo tanto no se puede abastecer a todas las centrales térmicas que antes necesitaban 190 millones de pies cúbicos diarios de gas natural pero ahora necesitan 230 millones de pies cúbicos”, indicó a la agencia Andina. En ese sentido, manifestó que las centrales de generación termoeléctrica están dejando de consumir 40 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, por lo que ahora tiene que redistribuirse los 190 millones de pies cúbicos de capacidad del ducto que se ha asignado para los generadores eléctricos. “En segundo lugar, el COES podrá autorizar el funcionamiento de plantas térmicas con diesel, en reemplazo del gas natural, para evitar un racionamiento de energía a nivel nacional”, enfatizó. El ministro subrayó que las medidas incluidas en la declaratoria de congestión buscan evitar el racionamiento de energía eléctrica y atender totalmente la demanda, mientras se terminan los trabajos de ampliación del gasoducto de TGP. “Esos trabajos de ampliación del ducto de gas natural deberían estar terminados en agosto del 2009 y por eso se ha puesto la declaratoria de congestión hasta el mes de setiembre del próximo año”, indicó. Señaló que el aumento de la demanda de las generadoras eléctricas se ha venido evaluando en el Ministerio de Energía y Minas (MEM) desde el año pasado y por eso se solicitó a TGP ampliar la capacidad del ducto. “Ellos (TGP) hicieron el pedido de la maquinaria en diciembre del año pasado y este año están haciendo las obras civiles, las nuevas maquinas llegarán en el mes de marzo del 2009 y luego se instalarán”, agregó.Indicó que los trabajos de TGP permitirán que la capacidad de transporte del gasoducto suba a 380 millones de pies cúbicos, mientras que para fines del 2009 esa capacidad aumentará 450 millones de pies cúbicos. Asimismo, Valdivia indicó que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) es el encargado de determinar si las medidas comprendidas en la declaración de congestión tendrá un impacto en las tarifas eléctricas para los usuarios finales. “Indudablemente tendrá que usarse petróleo para la generación eléctrica y el petróleo es mucho más caro pero el impacto en las tarifas lo tendrá que analizar Osinergmin”, refirió. Sin embargo, recordó que el diesel actualmente recibe una compensación del Fondo para la Estabilización del Precio de los Combustibles Derivados del Petróleo para evitar un aumento excesivo en su precio. “Pero de todas maneras, el diesel es un combustibles más caro que el gas natural y eso naturalmente podría generar un aumento pequeñísimo en las tarifas”, refirió. Finalmente, adelantó que en los próximos días se publicará el reglamento del Decreto Legislativo N° 1041 que establece que en situaciones de congestión en el abastecimiento de de gas natural para las generadores electricas se pueda compensar a las plantas que usen diesel. Petrolera Monterrico desarrollará estudios de factibilidad en central eólica El Alto Lima, ago. 07 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a la empresa Petrolera Monterrico para desarrollar estudios de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura central eólica El Alto. El proyecto, que tendrá una capacidad instalada estimada de 200 megavatios (Mw), se desarrollará en los distritos de El Alto, Lobitos y Pariñas, en la provincia de Talara en el departamento de Piura. La concesión temporal será por un plazo

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de dos años contados a partir de hoy en que se publicó la resolución del MEM que otorga la concesión. El concesionario está obligado a realizar los estudios, respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en el Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas pertinentes. Si vencido el plazo de la concesión, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto de la ejecución de los estudios y cumplimiento del Cronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará la garantía otorgada. Cabe recordar que hasta abril último el MEM ha otorgado 12 concesiones temporales para centrales eólicas a diversas empresas que tienen interés en desarrollar proyectos energéticos utilizando como fuente el viento, dado el potencial de Perú. Entre estas concesiones se encuentran El Tunal (Piura) de 105 Mw, Central Eólica Malabrigo (La Libertad) de 60 Mw, Parque Talara (Piura) de 240 Mw, Parque Ilo (Moquegua) de 240 Mw y La Brea (Piura) de 170 Mw. También Parque Eólico Las Lomas (Lima) de 240 Mw, Parque Cupisnique (La Libertad) de 240 Mw, Parque Chimbote (Ancash) de 240 Mw y Parque Casma (Ancash) de 240 Mw. Además, Parque Yauca (Arequipa) de 300 Mw, Ascope (La Libertad) de 100 Mw y Central Eólica Ilo 1 (Moquegua y Tacna) de 200 Mw. MEM y Coes precisan que corte de electricidad se debió a fallas técnicas imprevisibles Lima, ago. 08 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes-Sinac) coincidieron hoy en atribuir el corte en el suministro de energía eléctrica ocurrido en la víspera a problemas técnicos imprevisibles y que dejaron fuera de servicio a la central térmica de Ventanilla. “Los cortes se debieron a fallas técnicas imprevisibles, que determinaron que una importante cantidad de megavatios del sistema quedaran fuera de servicio”, dijo el presidente del Coes, César Butrón. Precisó que el corte de energía eléctrica ocurrido el sábado, para algunos clientes industriales y mineros se debió a una rotura en la tubería que conduce agua de refrigeración a la central de Ventanilla, y al no disponer de ese abastecimiento la planta quedó fuera de servicio por razones de protección, aunque el daño ya fue reparado. “Lo que pasó ayer fue que fallaron las válvulas de control de acceso del gas a la central de Ventanilla, y estas válvulas son propiedad de Cálidda (empresa de distribución de gas natural). La falla técnica dejó imprevistamente fuera de servicio a esta central.” Agregó que la falta de operación de la planta de Ventanilla dejó sin 400 megavatios de energía eléctrica al sistema eléctrico del Perú, que tiene un total de 4,000 megavatios, lo cual es una cantidad importante.“Lamentablemente, no habían otros equipos que pudieran entrar en servicio para reemplazarlo (a la central de Ventanilla) a la velocidad que se requería y esto provocó la necesidad de restringir el servicio tanto a usuarios industriales como a los domésticos”, dijo en Mesa Central de TV Perú. Sin embargo, agregó que dicho desperfecto ya fue reparado y no debería volver a repetirse otro apagón similar en condiciones normales. “Aunque nadie puede impedir que suceda otro imprevisto, creemos que ya no debería ocurrir ningún problema de esta magnitud”, agregó. Por su parte, el viceministro de Energía, Pedro Gamio, manifestó que el tema de fondo es que el país refleja un aumento considerable en la demanda eléctrica, ya que el año pasado superó el ocho por ciento y en lo que va de 2008 el aumento está en cerca de 12 por ciento. “Entonces es imposible que un país duplique o triplique en 12 meses su infraestructura (para abastecer de gas a las plantas eléctricas) porque un ducto se hace en cuatro o cinco años.” Indicó que inexplicablemente el tramo del ducto de gas natural que opera Transportadora de Gas del Perú (TGP) tiene sólo 18 pulgadas en la zona de la costa peruana; mientras que en la sierra llega a 24 pulgadas y en la selva a 32, lo que refleja que en años

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anteriores no hubo una previsión del aumento del consumo de gas natural sobre todo para la generación eléctrica. “Si este Gobierno no hubiera modificado la fórmula de ajuste de precio del gas natural, tendríamos unas tarifas eléctricas 40 por ciento más caras y muy pocas personas se hubieran convertido al gas natural”, añadió. Además, el viceministro destacó que la tarifa eléctrica actual es 30 por ciento menor respecto al año 1993, y sólo en este año dicha tarifa registró un descenso entre cinco y siete por ciento por el mayor uso del gas natural. También comentó que el MEM está coordinando para conectar los avances del ducto de Perú LNG con el sistema que opera TGP, lo que permitirá contar con más gas natural para atender la mayor demanda de las empresas de generación y tener una situación más holgada. Gamio indicó que se debe tener en cuenta que hay un 20 por ciento menos de disposición de generación hidroeléctrica por los problemas de un estiaje muy severo fuera del promedio. Finalmente, mencionó que para el 2009 la ampliación del sistema de transporte de gas natural permitirá alcanzar la cifra de 450 millones de pies cúbicos por día y para el 2010 se deberá llegar a mil millones de pies cúbicos diarios, volumen que garantizará la atención de la demanda interna. Jefe del Estado atribuye problemas energéticos a una “crisis de crecimiento” Lima, ago. 08 (ANDINA).- El presidente Alan García pidió a la población calma y serenidad frente a los problemas de generación de energía eléctrica, y explicó que los apagones registrados ayer en varios distritos de la capital se produjeron debido a que la red no se dio abasto frente al crecimiento de la demanda y al nivel de desarrollo alcanzado por el país. Tras señalar que se trata de un problema por la “crisis de crecimiento”, explicó que la falla se debió a que el gasoducto de Camisea, el cual suministra de gas a las centrales eléctricas, ha sido superado por la demanda. Manifestó que de ello no tienen la culpa ni su gobierno ni los gobiernos anteriores, pues nadie esperaba que el crecimiento económico del Perú llegara al 8 o 9 por ciento. “Acá no se trata de echarle la culpa a nadie, ni al Gobierno actual ni al gobierno pasado ni al anterior que firmó el contrato; uno podría decir, ¿cómo se firmó un contrato con una tubería de 30 o 40 pulgadas? Debió hacerse de una vez con una tubería de 80 pulgadas; pero nadie podía prever que el Perú iba a crecer a esta velocidad”, dijo en declaraciones a la prensa. Agregó que en 2001, cuando se firmó el contrato, el Perú crecía a uno por ciento, y se pensaba que una tubería de 42 pulgadas sería suficiente para cuatro décadas; después, en el gobierno de Alejandro Toledo, se aumentó a 4 por ciento, pero igual se pensaba que el gasoducto duraría por lo menos 20 años. “Súbitamente, por las condiciones internacionales y por la política de estabilidad que estamos planteando, pasamos a crecer 8 y 9 por ciento; evidentemente (se trata de) la crisis de crecimiento, como al hijo que le crece el cuerpo rápido, y si no le cambia la ropa se queda corto.” Al menos 250 mil familias de 11 distritos de la capital fueron afectadas ayer por un apagón entre las 15:30 y las 19:30 horas, causado por un falla técnica que afectó el funcionamiento de la central termoeléctrica generadora de energía. Por otro lado, el presidente García Pérez también se mostró de acuerdo con una reducción gradual en el subsidio que se otorga al precio de los combustibles, a través del fondo de compensación, para dirigirlo a los sectores más necesitados. El Jefe del Estado señaló que si bien este fondo ha beneficiado a todos los peruanos, porque ha impedido que se genere una inflación alta, de por ejemplo 32 por ciento, como en el caso de Venezuela, también es cierto que ha favorecido más a los propietarios de vehículos, profesionales y a las grandes empresas mineras, que utilizan un diésel subsidiado, pero no a los más pobres. “Estoy de acuerdo en que se debe graduar, porque

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los que más nos beneficiamos con el subsidio a la gasolina para evitar que suba son los que tenemos vehículos o, por ejemplo, las empresas mineras que usan un diésel que en este momento es ayudado por el fondo de estabilización.” "Pero se sabe –continuó– que las empresas mineras tienen un precio estratosférico, muy favorable y tienen utilidades extraordinarias, ¿es lógico que sigamos subsidiando el diésel que ellos usan? Mejor retiramos muy poco ese subsidio al 30 por ciento más pudiente y lo damos directamente en condiciones de trabajo, alimentos o en infraestructura en electricidad y agua para los que no tienen eso". INEI estima que eventual alza de tarifa eléctrica por congestión de gas no impactaría en inflación; Lima, ago. 08 (ANDINA).- La eventual alza de las tarifas eléctricas por la congestión en el abastecimiento de gas natural a las centrales de generación termeoléctrica, las cuales tendrían que usar combustibles más caros para operar, no tendría un impacto considerable en la inflación, informó el jefe del Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), Renán Quispe. “No me preocuparía por un rubro (consumo de electricidad) de los 15 que conforman la canasta familiar, porque no hablamos de tasas de 10 por ciento (de aumento de las tarifas), sino de tasas inferiores.” Anteriormente, el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, indicó que el uso del diésel en reemplazo del gas natural podría tener un impacto de dos o tres por ciento en las tarifas eléctricas que pagan los usuarios. “Si se aumenta (las tarifas) en dos por ciento, eso quiere decir dos soles por cada 100; entonces eso se va a perder entre las 15 variables que componen la canasta familiar”, enfatizó Quispe. Manifestó que el aumento de las tarifas eléctricas sólo incidiría en el consumo de energía en el Perú, aunque debería evaluarse si el alza tendrá alguna incidencia en el sector manufacturero, ya que podrían aumentar los costos de producción de las empresas de este rubro. Asimismo, pronosticó que en lo que resta del año seguirá mostrándose un descenso en la velocidad del crecimiento de la inflación, que últimamente ha crecido a un ritmo de cuatro por ciento anual. “Ese ritmo de crecimiento debe estar bajando, porque no hay factores que expliquen ahorita un aumento y la velocidad de crecimiento de los precios internacionales está reduciéndose significativamente, eso observo”, comentó. Ministra Pinilla entregó obra de electrificación de II etapa del Proyecto Majes en Arequipa; Arequipa, ago. 09 (ANDINA).- La ministra de la Mujer y Desarrollo Social, Susana Pinilla Cisneros, entregó la obra de electrificación de la II etapa del Proyecto Majes en beneficio de un total de mil 666 familias en la villa El Pedregal, en el distrito de Majes, en Arequipa. “La luz es esencial para obtener mejor calidad de vida y mayor acceso a la educación. Con la electricidad no solamente tenemos luz sino que sirve para darle mayor valor agregado a la producción de la población”, dijo la ministra al encender la llave general de luz del Pedregal. La importante obra que abarca un área de 4 mil hectáreas permitirá a los 8 mil 333 pobladores de los asentamientos de los sectores “E” mejorar la calidad de sus productos con el acceso a la energía eléctrica. El proyecto de electrificación fue ejecutado en un trabajo conjunto entre el Mimdes a través de Fondo de Compensación y Desarrollo Social (Foncodes) y las comunidades organizadas de El Pedregal, ubicado en el distrito Majes de la provincia de Caylloma. Pinilla Cisneros destacó el impacto social de la obra la que además brinda mayores facilidades para que en un futuro las comunidades de las zonas E1, E2, E4, E5, E6, E7, E8 y dos centros poblados puedan contar con los servicios de acceso a la tecnología de la Internet, sumando así un componente educativo en al lucha contra la pobreza trazada por el gobierno. “Este es el momento de trabajar juntos para convertir a la región Arequipa en una de las principales regiones agro exportadoras del país”, señaló la titular de la Mujer, quien lanzó el reto a Arequipa de convertirse en una potencia regional hidroeléctrica La obra realizada en conjunto con los nueve núcleos ejecutores compuestos por

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representantes elegidos por las comunidades y del Mimdes, realza el éxito del trabajo articulado y descentralizado que se viene llevando a cabo con el fin de mejorar la calidad de los servicios de los programas sociales en beneficio de la población más necesitada. “El crecimiento sin la participación activa de las personas de las comunidades nunca será un crecimiento completo”, expresó tras destacar el crecimiento económico con justicia social que viene realizando el Gobierno. Los pobladores pertenecientes a mil 666 parcelas y lotes de la zona se beneficiaron con las obras ejecutadas con el aporte de S/. 2 617 169,00 por parte de Foncodes y el aporte complementario del municipio de Majes, SEAL de Arequipa y de los propios beneficiarios que comprenden la inversión en líneas, redes primarias, subestaciones de distribución y redes secundarias. Durante la entrega de la obra cuyo monto de inversión asciende a S/. 3 500,000.00, Pinilla Cisneros destacó el componente productivo integrado en las acciones de los programas sociales que permite a las familias generar sus propios recursos económicos mejorando la producción y calidad de sus productos. En ese sentido la ministra Pinilla se comprometió a llevar los principales servicios sociales que brinda el MIMDES tales como los Wawa Wasi, los Centros de Emergencia Mujer (CEM) y los CEDIF, en beneficio de la población mas vulnerable de la región como lo son las mujeres y niños. MEM evalúa usar parte de reservas de agua para destinarlas a centrales hidroeléctricas Lima, ago. 10 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) está evaluando usar parte de las reservas de agua que tiene Perú para destinarlas a las centrales hidroeléctricas y permitir que consigan una mayor producción eléctrica previniendo los racionamientos en el servicio, informó hoy el titular del sector, Juan Valdivia. Explicó que se están reuniendo las entidades del sector Energía para analizar el tema y realizar los planteamientos respectivos pues la propuesta se tiene que estudiar. Luego de elaborada la propuesta, se realizarán una serie de coordinaciones con las centrales de generación hidroeléctrica, el Servicio de Agua Potable y Alcantarillado de Lima (Sedapal) y los administradores de agua en todas las regiones del país, declaró a la agencia Andina. Agregó que también se buscará coordinar la propuesta con los ministerios de Agricultura, del Ambiente y de Vivienda, Construcción y Saneamiento. “Con esta propuesta no queremos afectar el consumo humano, la agricultura y las reservas de agua para el próximo año ya que algunos analistas consideran que puede haber un año seco en el 2009”, indicó. Mencionó que las reservas de agua se usarían en lo que queda del presente mes y durante setiembre, ya que luego se espera que comience la temporada de lluvias en la sierra y con eso se abastecería a las centrales hidroeléctricas. “Este año es semiseco y esto ha originado que las hidroeléctricas hayan producido 18 por ciento menos de energía eléctrica”, señaló el ministro. En ese sentido, subrayó que tiene que hacerse una evaluación técnica de la propuesta y determinar los volúmenes de agua que se requieren para las hidroeléctricas y ver las necesidades que tiene cada uno de los sectores que consumen el recurso. “Trabajamos para que no haya racionamiento de electricidad y coordinamos para que sea más eficiente el uso del gas (para las centrales térmicas) y estaremos sacando normas al respecto”, comentó a Andina. Finalmente, pidió tranquilidad a la población peruana ya que los últimos cortes de energía eléctrica en algunos distritos de Lima no fueron por problemas de racionamiento del servicio ni por congestión del gasoducto de Camisea. Recordó que se debieron a fallas mecánicas (el jueves) y por falta de comunicación en el transporte de gas (el viernes) para la central termoeléctrica de Etevensa ubicada en el distrito chalaco de Ventanilla. MEM establece que en caso de racionamiento eléctrico se privilegiará suministro a servicio público; Lima, ago. 10 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) estableció hoy que en caso de racionamiento del suministro eléctrico, éste se efectuará

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privilegiando el abastecimiento de energía para el servicio público de electricidad, determinándose el porcentaje de racionamiento que corresponde a los demás agentes del Servicio Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). De esta manera, modificó la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, la cual establecía que el racionamiento se efectuaba en proporción a la demanda de potencia de cada integrante del sistema. Es decir, hasta la fecha se determinaba el porcentaje de racionamiento que correspondía a la magnitud de potencia suministrada por cada titular de generación, quienes a su vez distribuían dicho porcentaje de racionamiento entre sus clientes de acuerdo a las prioridades y/o compromisos adquiridos por ellos. En cambio, la norma aprobada hoy y que entrará en vigencia a partir de mañana (lunes), precisa que para evaluar la demanda a ser racionada en el sistema o en un área operación del mismo, el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) pronosticará la demanda de los titulares de distribución y clientes libres en cada barra del sistema de transmisión, tomando en cuenta sus consumos históricos. Asimismo, los titulares de distribución pronosticarán la demanda de cada circuito de la red primaria de distribución. El MEM explicó que dicha modificación se hace a efectos de que exista una adecuada correspondencia entre la Norma Técnica y la Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica (Ley N° 28832). Recordó que la Ley N° 28832 establece que es de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el servicio público de electricidad. Cabe señalar que los días viernes y sábado últimos hubo cortes de fluido eléctrico en varios distritos de Lima Metropolitana por diversos factores. Con la norma publicada hoy, mediante resolución suscrita por el director general de Electricidad del MEM, Jorge Aguinaga, el gobierno busca que en caso de racionamiento eléctrico no se afecte a la población. COES coordina con empresas industriales y mineras para que desplacen demanda eléctrica fuera de horas punta; Lima, ago. 11 (ANDINA).- El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac) coordina con las empresas industriales y mineras para que desplacen su demanda de energía eléctrica fuera de las horas punta o la reduzcan, para así evitar cortes en el abastecimiento, señaló hoy el presidente de la referida institución, César Butrón. “Tenemos que priorizar una de las misiones fundamentales del COES, que es mantener la continuidad del servicio en todo Perú”, subrayó. Señaló que Perú tiene una máxima demanda de cerca de 4,100 megavatios en horas punta, la cual actualmente se atiende al 100 por ciento pero con reservas muy reducidas. Por ello, señaló que ante casos fortuitos que son totalmente imprevisibles, existe la posibilidad que se tengan que hacer reducciones en el consumo y, solamente en el caso que se produjeran, se dará prioridad al servicio público (alumbrado público y servicio residencial). “Vamos a recurrir a los grandes clientes para no tener que afectar el servicio público”, manifestó en Palacio de Gobierno luego de una reunión con el presidente de la República, Alan García, el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, y representantes de las empresas eléctricas. Asimismo, dijo que también se está conversando con todos los administradores de agua para incrementar el caudal en horas punta y aumentar la presión hidráulica para generar más electricidad. “Se necesitan 1.5 metros cúbicos adicionales por estos días hasta que lleguen las lluvias (a fines de octubre) y solamente durante las horas punta”, subrayó Butrón. Señaló que las inversiones en generación de energía eléctrica a realizarse en el presente y próximo año, las cuales superan los 1,000 millones de dólares, son suficientes para atender el crecimiento de la demanda. Sin embargo, indicó que se debe trabajar con el Ministerio de Energía y Minas (MEM) para asegurar que el gas natural sea el suficiente para atender estas nuevas inversiones en generación. Refirió que las inversiones en

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generación eléctrica se adelantaron ante el incremento de la demanda por el crecimiento económico del país, pero concretarlas demora por el suministro de equipos que se fabrican en otros países. “Es un tema de una situación mundial en que las grandes potencias, como China e India, están consumiendo todos los recursos y los fabricantes (de equipos para generar electricidad) están trabajando al tope, y todos (los países que requieren equipos) estamos en cola de espera”, precisó. Cabe señalar que en la reunión en Palacio de Gobierno también asistieron el presidente del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (Osinergmin), Alfredo Dammert, y el viceministro de Energía, Pedro Gamio, para analizar la actual demanda y nuevas inversiones. “Estas reuniones son continuas en el MEM, Osinergmin y el COES, la semana pasada hemos estado reunidos prácticamente todos los días, y estamos en coordinaciones de administrar este tipo de situación de escasa reserva”, puntualizó Butrón. MEM planteó a mineras invertir en construcción de hidroeléctricas para abastecer a sus proyectos; Lima, ago. 12 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) planteó a las empresas mineras que operan en Perú la posibilidad de que inviertan en la construcción de centrales hidroeléctricas para abastecer de energía a sus respectivos proyectos, informó hoy el presidente de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), Ysaac Cruz. Explicó que hace una semana hubo una reunión al respecto y el MEM ha dispuesto información para ver si alguna empresa minera se interesa en invertir en una hidroeléctrica para autoabastecerse de energía eléctrica. Indicó que la construcción de una hidroeléctrica demanda como mínimo tres años, por lo que no sería una alternativa de solución de corto plazo para afrontar un eventual racionamiento en el abastecimiento de electricidad. Al respecto, el presidente ejecutivo de Southern Copper Corporation (SCC), Oscar González Rocha, indicó que la cartera de proyectos planteados por el MEM es de 15 centrales hidroeléctricas en diversos puntos del país, y comprende iniciativas de empresas públicas y privadas de generación eléctrica. “No nos vamos a dedicar a generar energía por lo que nos asociaríamos con la empresa eléctrica que tiene el proyecto para que opere la hidroeléctrica, pero es algo que recién estamos evaluando”, indicó. Manifestó que en la actualidad SCC consume 205 megavatios (Mw) de electricidad en las operaciones mineras que realiza en las regiones de Tacna y Moquegua, pero aumentará en 220 Mw cuando entren en operación las minas de Tía María en Arequipa y Los Chancas en Apurímac. “Para Tía María no necesitaríamos una mayor demanda de energía, necesitaríamos 60 Mw que se puede conseguir, pero en los otros proyectos sí podría haber problemas ya que si no encontramos un proyecto de generación viable en el que podamos participar, tendremos que retrasar las operaciones”, manifestó. Indicó que ahora la empresa está consumiendo 40 Mw menos de energía eléctrica debido a los trabajos de mantenimiento en la refinería de Ilo (Moquegua), por lo que no se debe a algún racionamiento de energía. “Ese menor consumo estaba previsto para fines de este mes y lo adelantamos al 4 de agosto porque ya teníamos todos los insumos para la paralización (de la refinería), espero que el gobierno reconozca eso”, señaló. Por otro lado, Cruz negó que ahora las empresas mineras estén sufriendo alguna restricción en el abastecimiento de energía eléctrica y también que los cortes de energía eléctrica ocurridos la semana pasada hayan afectado sus operaciones. Asimismo, indicó que será difícil que las mineras puedan reducir sus niveles de consumo de electricidad en horas punta para evitar una mayor exigencia al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), ya que sus operaciones son constantes durante las 24 horas del día. “Seguramente en el sector industrial sí se podría hacer eso pero no en el sector minero, en consecuencia, la generación y necesidad de energía para mantener operativo el sistema minero en general es constante.

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Manifestó que si se establece algún racionamiento de electricidad entonces cada empresa minera tendrá que conversar y lograr un acuerdo con la generadora que lo abastece, ya que entre ambos existe un contrato firmado que no puede ser modificado por alguna decisión del Estado. Ministerio de la Producción pide sacrificio temporal a industriales para racionar consumo de gas; Lima, ago. 14 (ANDINA).- El viceministro de Industria, Carlos Ferraro, pidió al sector industrial hacer un sacrificio temporal y que reduzcan su consumo de energía y gas natural, para así priorizar su uso por parte de las térmicas con el objetivo de no afectar la generación eléctrica. “Si llega un momento de emergencia, todo el mundo tiene que sacrificarse, incluyendo a las industrias, porque primero está el bien común”, declaró a la agencia Andina. Cabe señalar que este domingo el Ministerio de Energía y Minas (MEM) estableció que en caso de racionamiento del suministro eléctrico, éste se efectuará privilegiando el abastecimiento de energía para el servicio público de electricidad, determinándose el porcentaje de racionamiento que corresponde a los demás agentes del Servicio Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Debido a que es un año seco y no existe suficiente agua para generar electricidad, las centrales térmicas a gas natural cubren la demanda eléctrica, pero ya no hay más capacidad en el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) para llevar más gas de Camisea a Lima, pese a que la demanda por este hidrocarburo ya superó dicha capacidad. Por su parte, la Sociedad Nacional de Industrias (SNI) se mostró en contra de este dispositivo y exigió a TGP cumplir su contrato de abastecimiento de gas natural a las empresas. Sin embargo, el viceministro afirmó que llegará un momento en que se les diga a los industriales que no habrá otra opción que racionar el consumo del gas. “Llegará un momento en el que se les diga: No te estoy preguntando, sino que así debe ser y punto. En este tema no se trata de si quieren o no las empresas cumplir con las disposiciones, sino que las prioridades están claras.” Manifestó que el sector eléctrico del país atraviesa una situación complicada, aunque aclaró que todavía no se vive una crisis energética. En ese sentido, destacó que el Estado toma las previsiones del caso para resolver este problema y evitar que en el futuro haya una real emergencia. “La prioridad es dar energía a los hogares, hospitales, entre otros; seguidamente está suministrarla a la industria que produce alimentos, porque abastece justamente a la población”, dijo a Andina. Ferraro explicó que Perú tiene gas natural en abundancia, pero la demanda interna ha crecido más rápido de lo que se había calculado desde que se inició su producción. Recordó que, según el Ministerio de Energía y Minas (MEM), la demanda de electricidad este año ha crecido en 12 por ciento, situación que hace años no se podía prever. “Pero alguien se equivocó, han vendido más gas del que habían calculado al corto plazo o se han demorado en tender la tubería o hicieron una tubería muy delgada desde el primer momento. Habrá que hacer un análisis de este problema”, concluyó. Carencia de gas no afectará crecimiento económico porque plantas industriales son duales, afirma Ferraro; Lima, ago. 14 (ANDINA).- El racionamiento de gas natural no afectará el crecimiento económico de Perú porque la mayor parte de las plantas industriales del país son duales, es decir, pueden usar diesel o gas natural indistintamente, y adicionalmente existen muchas que tienen grupos electrógenos, señaló hoy el viceministro de Industria, Carlos Ferraro. “El crecimiento económico quizá podría bajar en algunos casos pero, en general, no debería afectarse”, estimó. Refirió que la mayor parte de las calderas industriales que cambiaron su fuente energética, de diesel a gas, mantienen dicha dualidad. Aunque reconoció que, dado que el diesel tiene un mayor precio, se vería afectado el costo de operación de las empresas y el medio ambiente, es decir, hay una serie de factores adicionales que se van a ver afectados. Asimismo,

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recordó que algunas empresas tienen sus grupos electrógenos de épocas anteriores y funcionarán para la generación eléctrica. El viceministro pidió no buscar culpables de esta carencia energética y más bien mirar hacia el futuro. “En Perú no estamos acostumbrados a buscar la máxima eficiencia en el uso de la energía y, en vez de discutir quién es el culpable de este problema, o quiénes apagarán la luz y quiénes la mantendrán prendida, hay que mirar hacia el futuro, viendo cuáles son las soluciones”, dijo a Radio Nacional. Ferraro manifestó que “si se llega a un momento en el que se tiene que parar porque no hay gas, la decisión la tienen los empresarios”. Mencionó que hay aspectos adicionales en los cuales se debería trabajar, como la cogeneración de energía que consiste en la producción combinada de electricidad y calor, proceso mucho más eficiente que la generación separada de los mismos. La cogeneración es el producto de más de un tipo de energía (térmica, mecánica, eléctrica) a partir de un mismo combustible, como puede ser el gas. El viceministro indicó que hay industrias que tienen la capacidad de instalación para acceder a la cogeneración de energía, lo que significaría para ellas un ahorro. “En todo caso, las mismas empresas generadoras pueden llegar a acuerdos con las industrias para instalar dentro de estas últimas las turbinas que generen el calor suficiente en una zona determinada para aprovecharlo al máximo, lo que les permitiría además atender a más empresas en su ámbito de influencia”, dijo. De otro lado, sostuvo que se está trabajando en temas referidos a cuántas industrias están arribando a Perú, cuál es el tamaño y las dimensiones de las inversiones y cuál será la demanda futura. “Hay mil posibilidades y análisis en los cuales tenemos que trabajar y esto incluye el tema del gas”, sostuvo. MEM pedirá a nuevas centrales térmicas fijar cronograma para convertir plantas a ciclo combinado; Lima, ago. 17 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) requerirá a las empresas que quieran instalar nuevas centrales térmicas a gas natural que establezcan un cronograma para la conversión de estas nuevas centrales de ciclo simple a ciclo combinado, proceso que permite producir más electricidad con el mismo volumen de gas natural, a fin de incentivar el uso eficiente de este hidrocarburo. Indicó que es técnicamente recomendable que las centrales térmicas a gas, que empiezan siempre a producir con ciclo simple, programen su pronta conversión a ciclo combinado. Esto forma parte de la política de uso eficiente de la energía y el cambio de la matriz energética nacional para fomentar el consumo de gas natural y la promoción de energías renovables, así como la cogeneración y la generación distribuida. El ciclo simple consiste en la generación de electricidad mediante el quemado de un combustible, gas natural, que permite el movimiento de una turbina y, posteriormente de un generador. Mientras que el ciclo combinado se basa en la producción de energía a través de ciclos diferentes, una turbina de gas y otra turbina de vapor. El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro. Esta configuración permite un eficiente empleo del gas natural ya que la energía obtenida en estas instalaciones puede ser utilizada, además de la generación eléctrica para la obtención de vapor de proceso. El viceministro dijo que el MEM va a apoyar a las empresas en este proceso de conversión y para ello tiene reuniones de trabajo con diversas empresas del sector interesadas y con proyectos definidos en este tipo de inversiones. Precisó que dos centrales térmicas están en proceso de construcción para el 2009 y dos para el 2010, las que comprenden su conversión a ciclo combinado. Para el próximo año deben entrar en operación la central térmica Chilca 1 que aportará 170 megavtios (Mw) al sistema, la central térmica de Kallpa con 170 Mw, el traslado de las centrales de Mollendo y Calana de 73 y 26 Mw, cada una, y la central de Poechos II que aportará diez Mw más. En tanto que para el 2010 se prevé la entrada en operación

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de la central térmica de BPZ de 160 Mw, la central térmica de Santa Rosa de 198 Mw, la central de Egechilca Primera Etapa de 353 Mw y una central eólica de 300 Mw. Aporte de S/. 1,500 millones a fondo de combustibles permitirá pagar compensaciones a refinerías, afirma MEM; Lima, ago. 18 (ANDINA).- El ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, afirmó que el aporte hecho hoy por el Estado al Fondo para la Estabilización del Precio de los Combustibles Derivados del Petróleo, por 1,500 millones de nuevos soles, permitirá pagar las compensaciones que se adeudan a las refinerías. Cabe señalar que el 31 de julio último la refinería La Pampilla (Relapasa) informó que, al cierre del primer semestre, el fondo de combustibles le adeudaba 271.5 millones de dólares por concepto de compensaciones para evitar que el precio de los combustibles se eleve en el mercado interno. Al 30 de julio último, el fondo también mantenía una deuda de 800 millones de soles en promedio con Petroperú, según estimó el presidente de esta empresa, César Gutiérrez. “Se ha creado un marco presupuestal para poder cubrir las obligaciones que tenemos con las empresas”, manifestó Valdivia respecto al decreto de urgencia del Poder Ejecutivo publicado hoy y que modifica una norma similar que creó al fondo. Explicó que este decreto modifica el fondo de combustibles en lo que respecta a sus precios de referencia, tanto para el gas licuado de petróleo (GLP) como para el diésel 2 y el residual. Detalló que en el caso del GLP, el precio de referencia será la paridad de exportación una vez que inicie operaciones la ampliación de la planta de fraccionamiento de Pluspetrol, con lo que la mayor producción de GLP en Camisea podrá abastecer al mercado nacional. “En el caso del residual, se está tomando un precio promedio entre paridad de exportación y paridad de importación, respondiendo a una recomendación que hizo el grupo de trabajo encargado de hacer esta evaluación”, declaró a Mesa Central de TV Perú. Asimismo, sostuvo que se mantendrá el fondo de estabilización de precios para atenuar los efectos que pueda ocasionar en el mercado local un incremento del valor internacional del petróleo. También afirmó que el abastecimiento de combustibles y de energía eléctrica en el país está garantizado con la publicación de un decreto supremo de la Presidencia del Consejo de Ministros (PCM), que declara el Estado de Emergencia en las provincias de Bagua y Utcubamba (Amazonas), debido a actos de violencia en contra de la central hidroeléctrica El Muyo y la estación N° 6 de Petroperú. “Si bien existen algunos problemas en la estación N° 6 para poder bombear petróleo al oleoducto (Norperuano) y poder alimentar a la refinería de Talara (Piura), existe stock suficiente para los próximos días”, aseveró el ministro. Agregó que su sector está abierto al diálogo con los pobladores, pero que no aceptará medidas de fuerza que pongan en riesgo el abastecimiento del mercado nacional, específicamente el abastecimiento de electricidad. TGP: Ampliación de ducto de Camisea para demanda interna estará lista entre años 2012 y 2014; Lima, ago. 18 (ANDINA).- La ampliación de la capacidad del ducto de Camisea para que llegue a transportar 1,000 millones de pies cúbicos de gas natural y pueda atender satisfactoriamente la demanda del carburante para el sector industrial, como para la generación de electricidad, estará lista entre los años 2012 y 2014, anunció hoy Transportadora de Gas del Perú (TGP). “Dado que la demanda está creciendo y ya hay pedidos de suministro de gas natural para el 2010 del orden de 600 millones de pies cúbicos, estamos conversando con el gobierno para ampliar el ducto a 1,000 millones de pies cúbicos entre los años 2012 y 2014”, indicó hoy el gerente general de TGP, Ricardo Ferreiro.

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Cabe señalar que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) había señalado que el sistema de transporte de gas natural para el 2011 debe llegar a 1,000 millones de pies cúbicos, volumen que garantizará la atención de la demanda interna. Ferreiro señaló que TGP ya está trabajando en la ingeniería del proyecto de la ampliación del ducto en paralelo a estas conversaciones del nuevo contrato con el Estado. “Con esto garantizamos que, si bien la demanda de gas natural está creciendo, también está creciendo fuertemente el sistema de ampliación del ducto y, con ello, habrá suficiente capacidad de transporte para atender este crecimiento”, manifestó. Puntualizó que el proceso de ampliación del gasoducto se inició a mediados de junio del 2007, aún cuando la demanda del carburante en los contratos en firme (que genera la ampliación del sistema de transporte de gas) todavía no se había dado. “El nivel de contratos que había con TGP en esa época era muy bajo y muy inferior respecto a la capacidad actual del transporte del sistema; por eso en coordinación con el MEM decidimos adelantar la ampliación del sistema de transporte”, comentó. Precisó que la primera etapa de ampliación del mencionado ducto finalizará en agosto del 2009, lo cual significa que en los últimos cuatro meses del próximo año tendrá una capacidad de transporte de 450 millones de pies cúbicos. En ese sentido, aclaró a la Sociedad Nacional de Industrias (SNI) que TGP ha cumplido en todo momento el contrato que suscribió con el Estado en el 2004. “TGP ha cumplido absolutamente con todos los contratos, no sólo con los industriales y con las empresas eléctricas sino que también ha adelantado sus inversiones en el sector de transporte por encima de sus obligaciones legales”, enfatizó. Ferreira subrayó que la empresa tomó la decisión de adelantar esta ampliación, aún cuando los clientes, industriales y empresas eléctricas no enviaron a tiempo las señales (en los contratos con TGP) de que consumirían más gas natural. “Quién mejor que un industrial o una empresa eléctrica para prever su requerimiento de gas para el futuro, ellos hacen su pedido y el contrato establece que una vez que TGP recibe el pedido, tiene un año para ampliar el sistema de transporte”, dijo. SNI plantea derogar norma sobre contratos firmes de abastecimiento de gas para industrias; Lima, ago. 19 (ANDINA).- La Sociedad Nacional de Industrias (SNI) pidió hoy al Ministerio de Energía y Minas (MEM) la derogatoria del Decreto Supremo N° 018-2004 que establece la firma de contratos de Servicio Firme de transporte de gas natural de Camisea para las industrias, pues asegura que sus condiciones no son favorables para el sector. El presidente de la SNI, Eduardo Farah, explicó que dichos contratos fijan un nivel de abastecimiento de gas pero cuando las industrias tienen un menor consumo al establecido, por motivos de fuerza mayor, siguen pagando el mismo precio. “Cuando queremos aumentar nuestro consumo para producir más y ser más competitivos, no podemos hacerlo porque el contrato no lo permite y, si no cambiamos esto, podría postergarse el inicio de diversos proyectos”, agregó. Dijo que dicha norma es la responsable del problema de congestión que actualmente tiene el gasoducto que opera Transportadora de Gas del Perú (TGP), ya que los trabajos de ampliación se realizan en base a los contratos firmes y no por la real demanda del mercado, que incluye a los que tienen contratos de servicio libre o que se pueden interrumpir. “TGP dice que no tiene responsabilidad por la congestión y que ha cumplido la ley, eso es cierto pero se está cumpliendo este decreto de los contratos firmes que está perjudicando al país”, enfatizó. En ese sentido, solicitó al MEM iniciar un proceso de renegociación del contrato de concesión del Sistema de Transporte del Gas de Camisea y eliminar la figura de los contratos firmes para reemplazarlos por contratos libres, que sean más flexibles para el abastecimiento a las industrias. “A TGP le convendría llevar la fiesta en paz y

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acceder a una renegociación amigable porque, de lo contrario, este asunto que es técnico, podría convertirse en un problema político y generar una crisis mayor”, comentó. Farah advirtió que si se insiste en mantener los contratos de servicio firme entonces podría ocurrir que las 258 industrias que usan ahora el gas natural lo cambien por diesel o petróleo industrial, lo cual aumentará sus costos de producción y perderán competitividad. “Nadie puede obligar a las industrias a firmar contratos firmes y, si así fuera, entonces podríamos denunciar a TGP ante el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi) por abuso de posición de mercado”, agregó. Asimismo, planteó al gobierno formar una comisión técnica multisectorial, con representantes del sector público y privado, que se encargue de analizar alternativas para resolver la congestión del gasoducto de Camisea. Manifestó que por el momento no existen restricciones de gas natural para las industrias y habría un equilibrio en el abastecimiento durante el próximo año, pero si no se toman medidas para aumentar el abastecimiento podría haber un desabastecimiento para las industrias en los años 2010 y 2011 de 21 millones y 27 millones de pies cúbicos diarios, respectivamente. Finalmente, señaló que el MEM ha asegurado a la SNI que no habrá restricciones en el abastecimiento la electricidad pero, en caso lo hubiera por el problema de la congestión del ducto de TGP, entonces las industrias estarían dispuestas a conversarlo con las generadoras. “Creemos que la población sí debe tener prioridad en el abastecimiento de electricidad porque eso permite que puedan satisfacer otro tipo de necesidades”, subrayó. Dictan medidas para asegurar abastecimiento de energía eléctrica ; Lima, ago. 21 (ANDINA).- El Ejecutivo dictó hoy, mediante decreto de urgencia, disposiciones necesarias para asegurar, en el corto plazo, el abastecimiento oportuno de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). La norma, publicada en el diario oficial El Peruano, tendrá una vigencia de 36 meses. En este periodo, el Ministerio de Energía y Minas declarará las situaciones de restricción temporal y calculará la magnitud de la capacidad adicional de generación para asegurar el suministro de electricidad en el SEIN. Además, requerirá a las empresas del sector en las que el Estado tenga participación mayoritaria, para que efectúen las contrataciones y adquisiciones de obras, bienes y servicios necesarios. También establece que los costos totales, incluyendo los costos financieros, en que incurra el generador estatal por la generación adicional de energía serán cubiertos mediante un cargo agregado que se incluirá en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transición. En caso de alguna congestión o de restricción que afecte el suministro de gas natural, el titular de la actividad de hidrocarburos presentará un Plan de Manejo Ambiental para superar el problema ante el Ministerio de Energía y Minas y las autoridades regionales y locales de las zonas de influencia. MEM encarga a ProInversión convocatoria para concesión de planta termoeléctrica en Malvinas en Lote 88; Lima, ago. 21 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que ha encargado a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) el proceso de promoción para la concesión de la construcción de una planta de generación termoeléctrica que se ubicará en Malvinas, en el Lote 88 donde está la planta de procesamiento del gas natural de Camisea. “A solicitud de la empresa Electroperú hemos autorizado a ProInversión contratar maquila a través de una planta térmica de ciclo combinado que debe estar ubicada en Malvinas y se conectará con la subestación del Mantaro mediante la línea de transmisión de 500 kilovatios (Kv)”, precisó el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. Según este sistema, Electroperú compraría gas natural al Consorcio Camisea y se lo entregaría a la empresa que se adjudique la

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construcción de la termoeléctrica, la cual le entregará la electricidad generada por un pago predeterminado. El ministro sostuvo que ahora corresponde a ProInversión realizar los estudios preliminares para llevar a cabo este proyecto, no solamente para la instalación de las máquinas sino también para las líneas de transmisión que utilizará. “Y una vez que se tengan los estudios preliminares, se tendrá que convocar a una subasta internacional y la construcción de esta planta térmica será por etapas, pero no necesitará más de dos años”, puntualizó. De otro lado, señaló que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) todavía continúa estudiando el reajuste de tarifas eléctricas a partir de setiembre. Sin embargo, precisó que de concretarse un incremento de esta tarifa, su impacto sería mínimo para los usuarios eléctricos a nivel nacional, además que sería temporal. Indicó que durante la conversación que sostuvo en la víspera (miércoles) con el presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac), César Butrón, coincidieron en que el aumento no sería mayor a uno por ciento del precio actual. “Actualmente por este problema que tenemos del estiaje y la congestión del ducto de Camisea, para la generación eléctrica estamos utilizando el combustible diesel que es más caro y eso impacta en los costos de producción de electricidad”, explicó a Radio Nacional. Comentó que en el caso de los usuarios regulados que consumen poco, no sentirán este incremento porque a ellos los ayuda el Fondo de Compensación de Energía (Fose). “El Fose es un subsidio que paga el Estado por el consumo eléctrico para los usuarios que consumen poco y tienen una tarifa más baja que el resto de los consumidores regulados y que consumen más de 100 kilovatios hora (Kvh) o que los clientes libres”, subrayó. Finalmente, el ministro resaltó que las tarifas eléctricas en Perú son de las más bajas en América Latina, ya que en mayo bajaron un promedio entre cinco y siete por ciento. Iberoperuana Inversiones planea invertir US$ 240 millones en parque eólico en Paracas, anuncia MEM; Lima, ago. 23 (ANDINA).- La empresa Iberoperuana Inversiones, perteneciente a Iberdrola de España, podría invertir 240 millones de dólares aproximadamente en su proyecto de generación eléctrica en base a energía eólica, en base a la fuerza del viento, y que se ubica en la localidad de Paracas en Ica, anunció hoy el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. “Hoy estuve supervisando el funcionamiento de la torre de medición de vientos que permitirá la instalación del parque eólico Iberoperuana Inversiones que tendrá una capacidad de 240 megavatios (Mw)”, indicó a la agencia Andina. Manifestó que Iberdrola de España ha solicitado la concesión para realizar los estudios de su proyecto en Ica, denominado Parque Eólico San Andrés, y para su posterior ejecución ha creado la empresa peruana Iberoperuana Inversiones “Este proyecto permitirá generar electricidad no sólo para la región de Ica sino para el sur peruano y lo que está haciendo la empresa es colocar la torre para medir la fuerza del viento y en un plazo máximo de un año iniciar la construcción del Parque Eólico San Andrés”, refirió. El ministro señaló que la construcción del parque eólico demorará por lo menos dos años, aunque la empresa tiene previsto realizar una etapa inicial del proyecto de generación. “A partir de diciembre adelantarían la instalación de estas torres eólicas para generar rápidamente 22 Mw, esa sería una primera etapa del proyecto y después que se mida la fuerza del viento se tomará la decisión de construir todo el parque eólico”, agregó. Manifestó que la empresa invertiría aproximadamente un millón de dólares por cada megavatio de potencia que tendrá el parque eólico, lo cual significa un costo menor al que tiene una central hidroeléctrica que es más cara y demorar mayor tiempo en su construcción.

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“Iberoperuana ha pedido varias concesiones temporales para proyectos eólicos en todo el país y están empezando con Paracas, pero luego van a continuar en otras zonas como Arequipa, La Libertad, Piura, entre otros”, aseveró. Valdivia manifestó que la empresa tiene un total de quince concesiones para realizar proyectos eólicos en el Perú. Otros proyectos de Iberoperuana son el Parque Magdalena de Cao de 240 Mw (La Libertad), el Parque Nuevo Chimbote de 180 Mw (Ancash), el Parque Tacna de 150 Mw, el Parque Lobitos de 150 Mw (Piura), el Parque Tumbes-Zorritos de 150 Mw (Tumbes). También están el Parque Lambayeque de 100 Mw, el Parque Mancora de 100 Mw (Tumbes y Piura), el Parque San Pedro de Lloc de 100 Mw (La Libertad), el Parque San Juan de 80 Mw (Ica y Arequipa), el Parque Miramar de Santa Maria de 80 Mw (Arequipa), el Parque Icla de 80 Mw (Moquegua y Tacna), el Parque Vice de 80 Mw (Piura), el Parque Vichayal de 80 Mw (Piura) y el Parque Huacho de 240 Mw. Seis proyectos mineros se abastecerían de energía con líneas de transmisión que se construirán en el sur; Lima, ago. 24 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que seis grandes proyectos mineros podrán abastecerse de energía eléctrica con la construcción de las nuevas líneas de transmisión Mantaro – Caravelí – Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse en el sur peruano. Cabe señalar que el viernes último el MEM y la empresa Caravelí – Cotaruse Transmisora de Energía firmaron los contratos de concesión para la construcción y operación de ambas líneas eléctricas. El viceministro de Energía, Pedro Gamio, precisó que los proyectos mineros que se beneficiarán con ambas líneas de transmisión son Cerro Verde de la Sociedad Minera Cerro Verde y Tía María de Southern Copper Corporation, ambos en Arequipa. Los otros proyectos son Quellaveco (Anglo American), Los Chancas (Southern), Las Bambas (Xstrata) y Minera Chapi (Milpo). Sin embargo, enfatizó que la concesión de las nuevas líneas de transmisión es muy importante porque garantiza el desarrollo de las ciudades del sur de Perú. “Ambas líneas cierran un anillo energético que conlleva la posibilidad de contar con una avenida ancha para el transporte de la electricidad para atender el desarrollo de las ciudades del sur de Perú”, comentó a la agencia Andina. En ese sentido, Gamio refirió que el sur peruano podrá recuperar sus condiciones de competitividad en materia de infraestructura eléctrica. “Así se acabará con el cuello de botella que encontramos hace 24 meses y que hacía que el costo de la energía en el sur peruano sea más oneroso que en la zona centro del país”, dijo. Mencionó que cuando estas líneas entren en operación, entonces Perú tendrá una infraestructura simétrica en lo que se refiere a transmisión eléctrica. Manifestó que la duración de las obras de construcción de ambas líneas de transmisión eléctrica es de 30 meses, luego de lo cual entrarán en operación. Finalmente, subrayó que el MEM dará todo su apoyo para la obtención por parte de la empresa de los permisos ambientales y durante el cronograma de ejecución de las obras. MEM descarta crisis en abastecimiento eléctrico en Perú; Lima, ago. 30 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) afirmó hoy no hay ninguna crisis energética en el Perú porque el servicio eléctrico es normal, por lo que es lamentable que algunos especialistas hagan anuncios sin fundamentos en los medios de comunicación y provoquen zozobra y alarma en la población. El director general de Electricidad del MEM, Jorge Aguinaga, indicó que la central de generación eléctrica de Ventanilla, que produce 437 megavatios, no tiene ningún problema de operación. “Lo que ocurrió hace algunos días fue una falla en una subestación de la empresa Red Energía del Perú (REP) y lógicamente, cuando hay un desperfecto, afecta al sistema, no se puede evacuar energía”, señaló Agregó que en la actualidad se está produciendo un periodo de estiaje (falta de lluvias) que es el más agudo registrado en el promedio histórico, lo cual ha originado una

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reducción de 600 megavatios de generación hidráulica. “Pero esto debe terminar a finales del mes de octubre, cuando vuelva el periodo húmedo”, agregó.Recordó que la declaratoria de congestión del sistema de transporte de gas natural efectuada por el MEM lo que hace es requerir un uso eficiente del gas natural, haciendo que éste se oriente a generación eléctrica y a respetar los contratos a firme. “Ello garantiza la atención de la demanda de la población, entre tanto se avanza en la ampliación de la capacidad de transporte”, manifestó. Por otro lado, dijo que se esta requiriendo a todos los generadores de proyectos térmicos a gas natural, la conversión a ciclo combinado para un uso más eficiente de la generación térmica y producir 50 por ciento más de electricidad con la misma cantidad de gas. Agregó que se ha concesionado nuevas líneas de transmisión que solucionan, en el norte y sur del Perú, el problema de la congestión en las líneas, lo cual darán mayor y mejor cobertura de la demanda. “Hay en ejecución 983 millones de dólares de inversión comprometida en el sector eléctrico para este año, que aseguran oferta eléctrica frente a la creciente demanda”, concluyó. Incremento de tarifas eléctricas será de solo 0.4%, señala funcionario del COES Lima, set. 03 (ANDINA).- El presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), César Butrón, dijo hoy que las tarifas eléctricas se incrementarán en los próximos días en el orden del 0.4%. Butrón hizo este anuncio durante su presentación ante la Comisión de Defensa al Consumidor del Congreso, en donde informó que será sin embargo Osinergim, la entidad encargada de evaluar la propuesta que ha sido formulada para incrementar las referidas tarifas. “El aumento tiene que darse a partir de la tarifa de octubre, porque hay un costo adicional en la generación de energía eléctrica, que ya está ocurriendo desde el mes de agosto”, precisó. Explicó que la falta de transporte del gas ha ocasionado que se tenga que usar los servicios de algunas centrales eléctricas que utilizan diesel. “Este adicional al que se ha tenido que recurrir como un caso especial, es el que se va a tener que trasladar a la tarifa, porque además se trata de un costo adicional no previsto”, indicó. De otro lado indicó que sólo se podrían generar cortes del fluido eléctrico en algunos puntos del país, en la medida que se presenten fallas que no están previstas. Explicó que el corte de energía eléctrica registrado en algunos distritos de Lima no es por racionamiento ni déficit en el servicio eléctrico, por el contrario éste se debió a un problema de baja presión en la tubería de gas que abastece a la central de Ventanilla. Explicó que al fallar el una máquina entra en acción la reserva y evita el corte, pero dijo que ello no se pudo evitar en el caso reciente por la pequeña reserva con que se viene operando en la actualidad. En ese sentido precisó que en el mes de julio la reserva fue de un 4% y en agosto bajo a 1%. Al respecto indicó que el gobierno viene tomando las medidas necesarias a fin de solucionar esa problemática. “Ante esta situación, y con el fin de asegurar el abastecimiento de electricidad en los hogares, el gobierno viene tomando las medidas necesarias. Por eso, publicó hace algunos días la modificación de una importante norma técnica, que ahora establece que el suministro eléctrico destinado al servicio público se debe priorizar en caso de racionamiento”, precisó. ISA estima que nuevas inversiones en transmisión eléctrica serían de US$ 550 millones en próximos cuatro años; Lima, set. 08 (ANDINA).- La empresa colombiana Interconexión Eléctrica (ISA) señaló hoy que las inversiones asociadas a nueva infraestructura de transmisión de energía eléctrica en Perú ascenderán en los próximos cuatro años a 550 millones de dólares aproximadamente. El gerente general de Red de Energía del Perú (REP), filial de ISA en el país, Carlos Ariel Naranjo, explicó que hace unos días la empresa presentó al Ministerio de Energía y Minas (MEM) el Plan de Transmisión Nacional para el período 2008 - 2010, el cual plantea los proyectos que deben ser ejecutados para los próximos diez años.

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“En el contrato de concesión tenemos la responsabilidad de presentar al Estado cada mes de setiembre de todos los años pares, un nuevo plan de expansión de transmisión para los próximos diez años”, indicó a la agencia Andina. Precisó que este plan contempla la construcción de una nueva línea de transmisión que va desde Chimbote (Ancash) hasta Trujillo (La Libertad) de 500 kilovoltios (Kv), y de otra línea de 220 Kv desde Trujillo hasta Cajamarca. “Hemos visto que estas líneas son necesarias puesto que el crecimiento del sector minero y el desarrollo de nuevos proyectos se están incrementando considerablemente”, apuntó. En ese sentido, sostuvo que la empresa se concentrará en atender la demanda de electricidad en el norte del país, ya que en el sur la oferta está garantizada con diversos proyectos en marcha. “Además hemos informado al Estado que hay una cantidad de pequeños proyectos para poder atender puntualmente el crecimiento de la demanda eléctrica en diversas zonas del país”, comentó Naranjo. Hoy se realizó la suscripción del contrato de concesión de las obras de construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión eléctrica Chilca - La Planicie - Zapallal, de 94 kilómetros de longitud, con una oferta de 52 millones 233,900 dólares como costo total de inversión en el proyecto. Esta concesión será por 30 años y tiene como objetivo reforzar el sistema de transmisión que enlaza la zona de Chilca, al sur de Lima, con el resto del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). La línea de transmisión eléctrica se construirá en dos etapas. La primera comprende dos circuitos en 220 kilovoltios (Kv), que unirá las subestaciones nuevas de Chilca, La Planicie y Zapallal, y entrará en funcionamiento en un máximo de 24 meses desde la suscripción del contrato de concesión. La segunda etapa será una línea de 500 Kv entre las nuevas subestaciones eléctricas de Chilca y Zapallal. Esta etapa estará lista en un plazo no mayor a 30 meses desde la suscripción del contrato. La entrada en operación de la primera etapa permitirá la evacuación de la energía proveniente de los proyectos de generación térmica que se construyen en la zona de Chilca, dos grupos de 170 megavatios (Mw) de potencia cada uno, y de la central hidroeléctrica El Platanal de 220 Mw. Para la segunda etapa en 500 Kv se prevé la conexión de dos nuevas centrales térmicas en Chilca, de 510 Mw cada una. La construcción y operación de la subestación La Planicie es de gran importancia en la medida que atenderá la expansión del sistema de distribución del área urbana e industrial de Lima hacia el este. Consorcio Isonor Transmisión de España invertirá más de US$ 330 millones en proyectos eléctricos en Perú; Lima, set. 09 (ANDINA).- El consorcio Isonor Transmisión, integrado por las empresas Elecnor y Grupo Isolux Corsan de España, planea invertir más de 330 millones de dólares en sus dos primeros proyectos de transmisión eléctrica en Perú, informó su representante legal, Juan José Soto. Precisó que esos proyectos son la construcción y operación de las líneas de transmisión eléctrica Mantaro – Caravelí – Montalvo y Machu Picchu – Cotaruse, luego de adjudicarse la buena pro de ambos proyectos que otorgó la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión). Cabe señalar que Isonor Transmisión constituyó la empresa Caravelí - Cotaruse Transmisora de Energía para la ejecución de los proyectos de transmisión eléctrica y el pasado 22 de agosto firmó los respectivos contratos de concesión para el inicio de obras. Soto explicó que la empresa construirá ambas líneas de transmisión de manera simultánea para poder cumplir con el plazo establecido en el contrato de concesión de 32 meses. “Dada la envergadura de las obras, la complejidad constructiva y todos los problemas que siempre tienen estos proyectos, sería ilógico hacer uno después de otro, por eso nuestra idea es comenzarlos en paralelo”, dijo a la agencia Andina. Asimismo, mencionó que en los puntos más importantes de la obra se puede estar empleando hasta 700 trabajadores en la fase de construcción, sin contar los que participarán en los equipos de ingeniería y pruebas.

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“El crecimiento de la demanda de electricidad en Perú va a hacer que el mercado de transmisión siga creciendo, que nuevos proyectos se puedan desarrollar y que podamos seguir estando presentes en el mercado”, indicó. En ese sentido, adelantó que la empresa presentará ofertas para los próximos proyectos de concesión de líneas de transmisión eléctrica que realice ProInversión, tal como sucedió con las líneas Chilca - La Planicie - Zapallal y Vizcarra - Huallanca - Cajamarca – Carhuaquero, pero que fueron ganadas por otras empresas. “Tenemos mucho interés de invertir en Perú y tenemos la intención de participar en las nuevas concesiones porque nuestra voluntad es ser un operador con continuidad en el mercado peruano”, enfatizó Soto. Por ello, manifestó que pese a que Isonor Transmisión tiene como rubro principal los proyectos de transmisión eléctrica, no está descartado que vaya a evaluar algún proyecto de generación eléctrica en Perú, principalmente proyectos eólicos (energía en base al viento). “Las dos sociedades que conformamos el consorcio tenemos experiencia en energía eólica tanto en España como en otros países de América, en ese sentido no está descartado que hagamos algo en Perú”, dijo. ProInversión realizará subasta para compra de energía eléctrica de 12 centrales hidroeléctricas; Lima, set. 09 (ANDINA).- La Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) realizará un proceso de subasta para la compra a futuro de energía que produzcan aproximadamente 12 centrales hidroeléctricas que están en etapa de construcción, informó hoy el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. Explicó que dicho acuerdo fue tomado durante la sesión de hoy del consejo directivo de ProInversión y, a partir de ahora, los técnicos de la entidad comenzarán a trabajar en las bases del proceso y las centrales que serán incluidas en el mismo. “El procedimiento o mecanismo que se va a emplear para la subasta tiene que ser estudiado por los funcionarios de ProInversión y aún no podemos hablar de plazos”, dijo a la agencia Andina. Manifestó que la subasta que realizará ProInversión garantizará la construcción de 12 pequeños y medianos proyectos hidroeléctricos, que en la actualidad ya tienen completos sus estudios definitivos pero que afrontan problemas de financiamiento. “Creemos que este proceso estará involucrando la compra a futuro de 1,500 megavatios (Mw) que deberían estar produciéndose a partir del 2013 porque las centrales hidroeléctricas tienen un plazo de construcción y lo que queremos es asegurar esa inversión”, dijo. Indicó que la subasta garantizará el abastecimiento de energía eléctrica para los consumidores en el mediano y largo plazo, lo cual permitirá viabilizar la entrada en operaciones de proyectos mineros importantes para los próximos años. “Esta subasta será abierta y podrá presentarse cualquier empresa que desee comprar energía a futuro para abastecerse en esas fechas (2013), como las empresas mineras”, refirió. Cabe señalar que la entrada en operaciones de los proyectos mineros Tía María (Arequipa) y Los Chancas (Apurímac), ambos de Southern Copper Corporation, consumirían 70 Mw y 100 Mw de electricidad, respectivamente. Mientras que otros proyectos importantes que consumirán mayor energía eléctrica son Las Bambas de Xstrata con 100 Mw, Quellaveco de Anglo American con 90 Mw y la ampliación de la mina Cerro Verde de la Sociedad Minera Cerro Verde con 60 Mw. Valdivia recordó que Perú cuenta con una cartera de proyectos hidroeléctricos en diversas zonas del país, pero afrontan problemas de financiamiento por la falta de contratos de compra de energía a largo plazo. “Pero ahora ProInversión va a darles esas garantías (a las centrales hidroeléctricas) a través de la subasta”, aseveró el ministro. Presidente García anuncia inversión de S/. 200 millones para electrificación rural en Cajamarca; Cajamarca, set. 12 (ANDINA).- Un total de 200 millones de nuevos soles se invertirá entre los años 2009 y 2010 en la ejecución de proyectos de electrificación rural

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sólo en el departamento de Cajamarca, anunció hoy el Jefe de Estado, Alan García Pérez, tras poner en marcha un sistema de electrificación rural para 14 localidades cajamarquinas. “En el año 2009 y 2010, sólo en Cajamarca, se van a invertir 200 millones, porque este departamento lo hemos encontrado como el que tenía la menor cantidad de de hogares con electricidad en todo el Perú”, expresó. A criterio del Presidente de la República no hay derecho ni justicia que justifique que Cajamarca, siendo un departamento rico en los sectores agrícola y minero tiene tan poca electrificación en sus hogares. “Siempre dicen que es porque las localidades están muy separadas unas de otras; muy bien, pero nosotros creemos que resulta rentable y necesario llevar la electrificación hasta el último de los distritos y localidades”, agregó. Explicó que en virtud a esa inversión, que ya está presupuestada para el año 2009 en el Fondo de Electrificación Rural, acudirá muchas veces a diversas localidades cajamarquinas para garantizar que la electricidad –como paso para el desarrollo- llegue a todos los hogares de Cajamarca. “Y si lo encontramos (Cajamarca) con que de cada cien hogares sólo 35 tenían electricidad, cuando nos vayamos del Gobierno más de 70 de cada cien hogares tendrán electricidad y ese será un paso decisivo en la lucha contra la pobreza”, enfatizó. Perú podría tener descubrimientos de petróleo por 1,000 millones de barriles en próximos 5 años; Lima, set. 18 (ANDINA).- En los próximos cinco años se espera que el Perú pueda tener descubrimientos del orden de 1,000 millones de barriles de petróleo o su equivalente en gas natural como resultado de la campaña de exploración por hidrocarburos, informó hoy el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. Ese nivel de descubrimientos se obtendría principalmente por los trabajos exploratorios que se realizan en el Lote 39 de Repsol, el Lote 67 de Perenco, el Lote 58 de Petrobras, y en los lotes 104 y 129 de Burlington.Durante su participación en el Encuentro Empresarial de Inversiones, Comercio, Turismo y Cultura entre Perú y Brasil, que se lleva a cabo en la ciudad de Sao Paulo, indicó que para la explotación de dichos recursos se requerirán de importantes inversiones. Dijo que en el Lote 67 se ha descubierto petróleo pesado y Perenco tendrá que invertir aproximadamente 1,500 millones de dólares en la perforación de pozos, la construcción de una planta de mejoramiento de crudo y la instalación de un ducto para transportar el crudo. Además indicó que el cumplimiento de los programas de exploración asumidos en los contratos de licencia que ha firmado el Estado significará una inversión obligatoria de aproximadamente mil millones de dólares en los próximos cinco años. “Esta es una oportunidad para las empresas que brindan servicios petroleros, así como para los inversionistas que consideren conveniente participar en actividades de exploración, ya que los contratistas normalmente desarrollan la exploración conformando sociedades o joint ventures”, comentó. Según el ministro, las inversiones en hidrocarburos se han incrementado en un 374 por ciento en los últimos años, ya que el Perú busca diversificar la matriz energética, promoviendo la inversión privada en el sector energético con reglas claras y estables. Sobre el panorama del sector eléctrico del Perú, Valdivia dijo que, según el plan referencial de electricidad 2006 al 2015, la demanda eléctrica del país crecerá a una tasa promedio anual de siete por ciento luego que durante los dos últimos años el crecimiento fue de ocho y 10 por ciento. Añadió que hasta el 2015 se requiere instalar más de 4,000 Megavatios (Mw) de capacidad de generación, de los cuales 2,500 Mw serían proporcionados por centrales termoeléctricas y 1,500 Mw por proyectos hidroeléctricos. Tras destacar el potencial hidroeléctrico del Perú estimado en 60,000 Mw, el ministro ofreció amplia información a los inversionistas brasileños sobre los proyectos hidroeléctricos de diferente dimensión que pueden atender la demanda local y generar

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suficiente oferta para la exportación de electricidad, garantizado márgenes de ingresos importantes. Los proyectos hidroeléctricos de mayor potencia alcanzan los 9,711 Mw y entre los cuales figuran las centrales hidroeléctricas de Rentema (1,525 Mw), Cumba 4 (825 Mw), La Balsa (915 Mw), Paquitzapango (1,379 Mw), Cuquipampa (800 Mw), Urubamba (942 Mw) e Inambari (1,355 Mw). Nuevos proyectos mineros en Perú demandarán 2,600 Mw adicionales de electricidad hasta el 2015; Lima, set. 22 (ANDINA).- Los nuevos proyectos mineros que se están desarrollando a nivel nacional demandarán unos 2,600 megavatios (Mw) adicionales de electricidad en los próximos siete años, dijo hoy el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia. “Para garantizar que los proyectos mineros que ya están en marcha se hagan realidad se requiere incrementar la oferta eléctrica en 2,600 Mw hasta el 2015, y para atender esta demanda tenemos que hacer más inversiones en transmisión y generación de energía eléctrica”, manifestó. Pero lo más importante, indicó el ministro, es que las comunidades que viven en las áreas de influencias de estos proyectos mineros deben comprender y permitir que las empresas ejecuten estas inversiones. “Más que obras y regalos, la población debe exigir transparencia de cuánto ingresa a las regiones, provincias o distritos y sepa cómo se están gastando los recursos y cómo los está beneficiando”, dijo. Esta mañana, el ministro participó en el foro “Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas EITI en el Perú que se realizó esta mañana en la sede del Ministerio de Energía y Minas (MEM). Por su parte, el viceministro de Energía, Pedro Gamio, afirmó que para satisfacer esta próxima demanda, el Estado está previendo la ampliación de la oferta eléctrica a través de más unidades de generación. “La mayor generación eléctrica básicamente deben estar orientada a las energías renovables, centrales hidroeléctricas, y parques eólicos. Con ello, el Perú garantizará que no falte electricidad y que haya una mayor producción”, apuntó. El viceministro también informó que durante el Encuentro Empresarial de Inversiones, Comercio, Turismo y Cultura del Perú - ExpoPerú 2008, que se realizó la semana pasada en la ciudad de Sao Paulo (Brasil) los empresarios brasileros mostraron su interés por invertir en biocombustibles en el país.“Brasil ha logrado desarrollar de manera muy exitosa el uso del etanol y el 80 por ciento de su sistema vehicular utiliza este combustible”, manifestó. Minas Buenaventura invertirá US$ 600 millones en tres proyectos hidroeléctricos de 200 Mw; Lima, set. 23 (ANDINA).- La Compañía de Minas Buenaventura invertirá 600 millones de dólares en la puesta en marcha de tres proyectos energéticos, ubicados en los departamentos de Lima y Huanuco, informó hoy su gerente general, Roque Benavides. “La empresa invertirá en la generación de energía hidroeléctrica en los próximos años pues cuenta con tres concesiones que va a desarrollar, y donde se encuentra elaborando su ingeniería”, precisó. Indicó que el primer proyecto es el de la Central Hidroeléctrica Marañón, ubicada en el distrito de Nueva Flores, provincia de Huamalies – Dos de Mayo (Huanuco), con una capacidad instalada de 96 megavatios (MW). El segundo proyecto es la Central Hidroeléctrica de Huanza, ubicado en el distrito de Huanza, provincia de Huarochirí (Lima), en la parte superior de la cuenca del río Pallca, con una capacidad instalada de 90.6 MW. Mientras que el tercer, y más pequeño proyecto se ubica en el Valle de Oyón. En los tres proyectos, se prevé generar 200 MW, lo cual demandará una inversión de 600 millones de dólares, a razón de una inversión de 3,000 dólares por kilovatios (KW), explicó. Benavides dijo que estas iniciativas tienen como

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objetivo abastecer la red nacional, y en especial el sector minero que realiza un uso intensivo de la energía. “El Perú se encuentra totalmente integrado eléctricamente, y si uno empieza a generar energía debe colocarla a la red nacional”, dijo tras precisar que aún no tienen fecha de inicio en las operaciones de los mencionados proyectos. “Aún no tenemos determinado una fecha exacta, porque nos encontramos desarrollando la ingeniería de ejecución, lo cual toma su tiempo”, subrayó. En la víspera, el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia afirmó que los nuevos proyectos mineros que se están desarrollando a nivel nacional demandarán unos 2,600 megavatios (Mw) adicionales de electricidad en los próximos siete años. Suez Energy evalúa viabilidad de tres proyectos hidroeléctricos en sur del Perú Lima, set. 24 (ANDINA).- La empresa Suez Energy Perú, subsidiaria de GDF Suez, está evaluando la viabilidad de hasta tres proyectos hidroeléctricos en el sur peruano, que servirán para abastecer el aumento de la demanda en la zona, informó hoy el gerente general de Suez Energy Perú, Patrick Eeckelers. Indicó que Suez está evaluando diversas alternativas de centarales hidroeléctricas en el norte y sur, pero en ésta última zona donde resultan más interesantes debido a que hay urgencia en aumentar el abastecimiento de energía eléctrica, principalmente del sector minero. Mencionó que cuando la empresa termine de evaluar la viabilidad de los proyectos hidroeléctricos y decida ejecutar alguno específico, entonces transferirá dicha iniciativa a su subsidiaria EnerSur para su ejecución. Eeckelers dijo que los representantes de EnerSur se han reunidos con diversas empresas mineras para negociar la firma de contratos de abastecimiento de energía eléctrica de largo plazo y que podría dar sustento financiero a los proyectos hidroeléctricos que evalúa Suez. “En el sur peruano existe una cantidad importante de proyectos mineros que se ejecutarán en el futuro y necesitan energía para su abastecimiento por aproximadamente 1,000 Megavatios (Mw)”, refirió. Hace unos días el ministro de Energía y Minas, Juan Valdivia, informó que los nuevos proyectos mineros que se están desarrollando a nivel nacional demandarán unos 2,600 megavatios (Mw) adicionales de electricidad en los próximos siete años. En el caso del sur se prevé que la entrada en operaciones de los proyectos mineros Tía María (Arequipa) y Los Chancas (Apurímac), ambos de Southern Copper Corporation, consumirían 70 Mw y 100 Mw de electricidad, respectivamente. Mientras que otros proyectos importantes que consumirán mayor energía eléctrica son Las Bambas de Xstrata con 100 Mw, Quellaveco de Anglo American con 90 Mw y la ampliación de la mina Cerro Verde de la Sociedad Minera Cerro Verde con 60 Mw. Sin embargo, el directivo enfatizó que no sólo se debe procurar que haya una mayor oferta de generación eléctrica en el sur peruano, sino que también se refuercen las líneas de transmisión eléctrica para evitar problemas futuros de congestión. Endesa lanza OPA por US$ 431 millones sobre sus filiales Edegel y Eléctrica de Piura Lima, set. 26 (ANDINA).- La transnacional Endesa lanzó una Oferta Pública de Adquisición (OPA) sobre el 24 por ciento del capital de sus filiales peruanas Edegel y Eléctrica de Piura por un importe máximo aproximado de 431 millones de dólares, informó hoy la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) de España. Como consecuencia de la toma de control de Endesa . por Enel y Acciona y por aplicación de la legislación peruana, Endesa requiere efectuar esta OPA sobre determinadas filiales que cotizan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL). La obligación de la OPA es por las generadoras Edegel y Empresa Eléctrica de Piura S.A., que poseen una capacidad conjunta de generación de algo mas de 1,600

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Megavatios (Mw), y la distribuidora Edelnor, que suministra electricidad a un millón de clientes, principalmente en la parte norte de Lima y Callao. Dando cumplimiento a la referida obligación legal, el Consejo de Administración de Endesa acordó designar a la sociedad peruana Generalima, íntegramente participada por su filial Endesa Latinoamérica, como entidad encargada del lanzamiento de las OPAs mencionadas. El pasado 19 de septiembre se fijó el precio de las OPAs de Edegel y Edelnor por las dos firmas independientes designadas por la Comisión Nacional Supervisora de Valores (Conasev) para establecer el valor de las compañías, de acuerdo con la normativa peruana. La cantidad máxima, expresada en dólares a tipo de cambio vigente, que Generalima debe pagar, de acuerdo con la valoración, es de aproximadamente 303 millones de dólares para el caso de Edegel y 128 millones de dólares para el caso de Edelnor. El plazo de aceptación de las OPAs sobre Edegel y Edelnor concluye el próximo día 31 de octubre de 2008 tras lo cual se procederá a la liquidación de las mismas, en función del grado de sus respectivas aceptaciones. En el caso de la tercera OPA, referida a Empresa Eléctrica de Piura, queda pendiente de confirmación la valoración emitida igualmente el 19 de septiembre pasado. De ratificarse los términos de la valoración, podría concluirse la compra del 24 por ciento del capital de dicha sociedad, por un máximo de 34 millones de dólares, también dentro del cuarto trimestre del año. MEM impulsa difusión de Guía de Etiqueta de Eficiencia Energética Lima, set. 28 (ANDINA).- Los Ministerios de Energía y Minas (MEM) y de la Producción iniciarán esta semana una serie de seminarios para difundir la Guía de Etiqueta de Eficiencia Energética y orientar debidamente al consumidor y al sector productivo sobre la eficiencia energética y administración de la demanda. El primer seminario se realizará el lunes 29 y martes 30 de septiembre, de 16.30 a 20.00 horas, en el Auditorio del Ministerio de la Producción, mientras que el segundo se llevará a cabo el lunes 6 y martes 7 de octubre en el horario mencionado. Ambos eventos contarán no sólo con la exposición de reconocidos especialistas del medio, sino con la exhibición de un show room con los principales fabricantes de equipos industriales eficientes. Asimismo, el día martes 30 de septiembre, de 17.00 a 19.00 horas, en el auditorio del MEM tendrá lugar una reunión con las principales empresas fabricantes e importadoras de electrodomésticos del país, para la presentación de la Guía de Etiqueta de Eficiencia Energética. Con esta guía el consumidor podrá determinar rápidamente qué producto consume mayor o menor energía, entre otras características que deben ser consideradas al momento de elegir o hacer una compra. "Esta información será en adelante, de gran utilidad para las familias peruanas porque les permitirá adquirir conscientemente el artefacto que consume menos electricidad y, en consecuencia, lograr un sustancial ahorro en el pago mensual que realizan por este servicio. No hacer en el futuro ninguna compra a ciegas, es la invocación que se hace a los hogares", dijo el ministerio. El MEM a través de la Dirección General de Electricidad (DGE), es el ente encargado de promover el Uso Eficiencia de la Energía en el país, con la finalidad de lograr el desarrollo energético sostenible. En adelante, según lo dispone la Ley de Promoción del Uso Eficiente de Energía (Ley N° 27345), los equipos y artefactos que requieran suministro de energéticos incluirán en sus etiquetas, envases, empaques y publicidad, la información sobre su consumo energético en relación a los estándares de eficiencia energética, bajo responsabilidad de sus productores y /o importadores. Asimismo, el numeral 3.2 del artículo 3° de la referida ley, señala que la aplicación de esta disposición para cada tipo de equipo y artefacto requerirá la previa aprobación de las pautas y lineamientos que correspondan por parte de la Comisión de Represión de la Competencia Desleal del Instituto de Defensa del Consumidor y de la Propiedad Intelectual (Indecopi) Además, la

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determinación de sus estándares de consumo energético por parte de las correspondientes Direcciones Generales del MEM. MEM afirma que inversiones brasileñas para generar electricidad se mantendrán pese a crisis financiera; Lima, oct. 01 (ANDINA).- Las inversiones brasileñas que servirán para aumentar la oferta de energía eléctrica a nivel nacional se mantendrán pese a la crisis financiera originada en Estados Unidos, manifestó hoy el viceministro de Energía, Pedro Gamio. “Las fuentes de financiamiento que provengan de Estados Unidos en alguna medida se van a retraer, pero en este caso estamos hablando de capitales de Brasil que tienen una estrategia para diversificar su matriz y están apostando a que un porcentaje pequeño de esta diversificación sea en alianza con Perú”, señaló. Recordó que recientemente la compañía estatal eléctrica brasileña Electrobras confirmó la ejecución de cinco proyectos hidroeléctricos de mayor potencia en Perú. Señaló que es factible que dos de estos proyectos, la central hidroeléctrica de Inambari (Madre de Dios) y la central hidroeléctrica de Paquitzapango (Junín), entrarían en operaciones a partir del 2014. “Para la construcción de la central hidroeléctrica de Inambari se necesitaría aproximadamente una inversión de 2,000 millones de dólares, y tendría una potencia de 1,355 megavatios (Mw)”, comentó. Agregó que la construcción de la central hidroeléctrica de Paquitzapango generaría una potencia de 1,379 Mw, pero aún no se ha definido cuánta inversión requerirá su ejecución. El proyecto de Inambari ya tiene concesión temporal y en el caso de Paquitzapango se han iniciado trámites para solicitar dicha concesión, puntualizó. “Entonces se ha anunciado que en el 2014 entrará en operaciones el primer proyecto y esto es importante porque ya implica metas concretas y unos estudios que ya se están ejecutando”, indicó a Visión Económica de TV Perú. Comentó que Estados Unidos es el principal comprador del mundo y, al atravesar una crisis económica, definitivamente tendrá un impacto negativo en las demás economías como la peruana, sin embargo, aseguró que Perú tiene cómo defenderse de los posibles efectos negativos. “En la eventualidad que comiencen a bajar algunos precios de los minerales (como ya se está dando), un gran factor para mitigar la caída de los ingresos será la exportación de crudo”, indicó.

El viceministro destacó que Perú está llevando adelante importantes programas de explotación de crudo que le permitirán en el futuro su exportación. “Con la participación de la compañía francesa Perenco en el Lote 67, sumada a la explotación del Lote 39 que realice Repsol (ambos ubicados en Loreto), tendremos de nuevo excedentes exportables en un futuro cercano”, dijo. Sostuvo además que la cartera de exportaciones peruanas depende sólo es un porcentaje del mercado estadounidense, pero se tiene que hacer todo lo necesario para fortalecer el mercado interno y que las fuentes energéticas del país sean lo menos onerosas posibles. Finalmente, recordó que en la actualidad hay un potencial hidroenergético de 60,000 Mw, sin embargo, sólo se utiliza un cinco por ciento. Primera subasta para energías renovables corresponderá a una potencia de 500 Mw; Lima, oct. 02 (ANDINA).- La primera subasta para proyectos de energías renovables corresponderá a una potencia de 500 megavatios (Mw), con un factor de planta no menor de 0.30, señala el reglamento de la Ley para Promover la Generación de Electricidad con Energías Renovables, publicado hoy mediante decreto supremo por el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Esta norma declara de interés nacional el desarrollo de nueva generación eléctrica mediante el uso de los Recursos de Energéticos Renovables (RER). Además, establece que las energías renovables tengan una participación de hasta cinco por ciento en el consumo nacional de electricidad durante los primeros cinco años. Los RER son recursos tales como biomasa, eólico, solar, geotérmico

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y mareomotriz, y tratándose de energía hidráulica cuando la capacidad instalada no sobrepasa los 20 megavatios (Mw). Esta ley tiene por objetivo mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio ambiente mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad. Dentro de 60 días a partir de la publicación del reglamento, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac) propondrá al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) los procedimientos necesarios para la aplicación de la ley. Además, dentro de 90 días el Osinergmin aprobará los procedimientos necesarios para el cumplimiento de su función, señala la norma. También precisa que las subastas serán convocadas con una periodicidad no menor de dos años. Asimismo, las bases de los procesos de subasta para la generación de electricidad con RER serán elaboradas por el MEM y aprobadas por resolución del viceministro de Energía. Con una anticipación no menor de 30 días calendario a la fecha de convocatoria prevista para la subasta, el MEM publicará en su portal de Internet el proyecto de bases correspondiente. De otro lado, el reglamento establece el cobro de una prima en las tarifas eléctricas como un incentivo para atraer más inversiones y la promoción para la generación de energías renovables. El cargo por prima que pagarán los usuarios a través del peaje por conexión será fijado anualmente por el Osinergmin teniendo en cuenta el monto por concepto de prima, determinado como la diferencia entre la valorización de sus inyecciones netas de energía a la correspondiente tarifa de adjudicación y valorización. A nivel nacional hay 34 proyectos eólicos con concesión temporal, además 13 proyectos hidroeléctricos de concesión definitiva, 11 de mayor potencia y 23 de concesión temporal. Zona norte concentra mayoría de proyectos de energía eólica en el país, destaca MEM; Chiclayo, oct. 03 (ANDINA).- La zona norte concentra la mayoría de proyectos de energía eólica (energía generada por el viento) en el país, destacó el asesor del director General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MEM), Waldo La Madrid Castillo, tras resaltar que el Gobierno promueve la inversión en energías renovables a fin de diversificar la matriz energética del Perú. “Hay 34 proyectos en cartera, de los cuales la mayoría se concentra en la zona norte que está generando un gran entusiasmo en los promotores de estas iniciativas”, afirmó en diálogo con la agencia Andina. Dijo que el trámite formal para toda central es ir al MEM y conseguir sus permisos, sean autorizaciones o concesiones. “Hay una gran cantidad de proyectos con energía eólica que ya han obtenido sus permisos”, acotó. Sostuvo que es el inversionista privado interesado el que tiene que financiar la adquisición de las máquinas y la instalación del equipo eléctrico. La Madrid Castillo resaltó que lo primero para hacer una inversión eficiente en energía eólica es ubicar una zona donde hay buen y frecuente viento. “La zona norte es propicia para esta inversión desde Tumbes hasta Lambayeque y parte de Áncash”, afirmó. Recordó que la producción de energía eólica se registra tras el aprovechamiento del viento que mueve las aspas del molino. “Esa energía que hace rotar las aspas se utilizan para mover un generador. Los generadores mueven conductores en un campo magnético. En este caso sería la fuerza del viento la que produciría ese movimiento”, explicó. El funcionario refirió, asimismo, que el Gobierno ha emitido una ley que favorece el uso de estas unidades. “Van a tener un privilegio frente a las otras plantas, porque estando instaladas de todas maneras se va a permitir que operen con una tarifa especial que debe ser calculada por Osinerming y que debe ser suficiente como para que recuperen su inversión”, anotó. Posteriormente, agregó, se convocará a una licitación para presentarse los que construyan estas centrales. Destacó que la ley prevé que hasta un 5 por ciento de la demanda nacional puedan ser cubierta por las energías renovables,

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en la cual está inmersa la energía eólica así como la de paneles solares que captan el calor del sol. Indicó que el Gobierno promueve la inversión en energías renovables a fin de diversificar la matriz energética del país. En otro momento, refirió que la demanda de energía crece anualmente en un 10 por ciento en el país. “Esto quiere decir 400 megavatios más por año. Calculo que al finalizar este año lleguemos a los 4 mil 300 megavatios de demanda de energía”, indicó.

Refirió que tras proyectarse un crecimiento en el país, se ha encargado a la empresa estatal ElectroPerú que instale 300 megavatios de acá a abril del próximo año, a fin de resolver el incremento de la demanda que habría en 2009. El funcionario ofreció estos alcances tras participar en la IV Convención de Empresas Distribuidoras Eléctricas-Fonafe que reúne hasta mañana sábado en la ciudad norteña a directores, autoridades, profesionales y técnicos de las empresas eléctricas del país. Además, fue inaugurada una expoferia en la que además de la exposición de productos y equipos de las principales marcas de la industria eléctrica mundial, se realiza un ciclo de exposiciones y conferencias técnicas sobre los avances de las ciencias y la tecnología en el marco de la energía eléctrica a nivel mundial. Osinergmin propone otorgar nuevos incentivos para incrementar inversiones en hidroeléctricas; Lima, oct. 07 (ANDINA).- El presidente del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), Alfredo Dammert, propuso hoy otorgar dos nuevos incentivos y dar aún más incentivos para incrementar la inversión en centrales hidroeléctricas y, de esta manera, asegurar la generación de energía eléctrica en los próximos años. “Ya se ha dado un incentivo como premio para incrementar las inversiones en la construcción de centrales hidroeléctricas, pero debieran darse más para asegurar el abastecimiento de electricidad en los próximos años”, indicó. En junio pasado el Poder Ejecutivo emitió un decreto legislativo que establece que las inversiones en actividades de generación eléctrica a base de recursos hídricos o de otros recursos renovables, gozarán del beneficio tributario del régimen de depreciación acelerada para efectos del Impuesto a la Renta. Señaló que su despacho ha propuesto como segunda alternativa la promoción de las inversiones en nuevas centrales hidroeléctricas a través de concesiones en paquetes en la región oriental del país. “Aquí el Estado podría licitar lotes que ya cuenten con su respectivo Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y con su derecho de aguas establecido. Esto daría mucha mayor confianza a los inversionistas que quieren construir centrales hidroeléctricas”, explicó a Radio Nacional. Otra propuesta del Osinergmin es que se sinceren los costos de la inversión en la construcción de estos proyectos al momento de fijar las tarifas, comentó Dammert. “Estamos viendo cómo ajustar la parte de la tarifa que se llama la potencia en costo de inversión (lo que se gasta en la operación de las centrales hidroeléctricas para sincerar los costos de la inversión). Me parece que esa parte requiere un reajuste, pero tenemos que ver cómo se hace porque tiene que ser bien equilibrada”, dijo. De esta manera, consideró que no sería adecuado por ahora subir el precio del gas natural para la generación eléctrica, tal como lo piden las empresas del sector, ya que eso generaría un impacto negativo en las tarifas eléctricas que pagan todos los consumidores a nivel nacional. Hace unos días el gerente general de Enersur, Patrick Eecklers, sugirió elevar el precio del gas natural para generación eléctrica para desalentar la inversión en termoeléctricas e impulsar los proyectos hidroeléctricos. Al respecto, Dammert dijo que las tarifas de gas natural no están subsidiadas pues un subsidio es cuando el Estado pone dinero para que baje un precio, pero en este caso hay un contrato con Pluspetrol en el que se compromete por un buen número de años a vender gas natural a un dólar (pero ahora está a 1.40 dólares), mientras que en el mercado internacional llega hasta nueve dólares.

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Más de 10 mil pobladores de La Libertad contarán con servicio de energía eléctrica; Trujillo, oct. 03 (ANDINA).- El presidente del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe), Martín Sifuentes, anunció la electrificación de 34 localidades de los distritos de Laredo, Poroto y Simbal (La Libertad), donde viven unos diez mil 700 pobladores. Comentó que la Empresa Regional de Electricidad Hidrandina S.A. ha enviado el proyecto de preinversión Laredo-Poroto-Simbal II Etapa al Fondo Nacional de Electrificación Rural (Foner) para su evaluación y en cinco meses empezarían las obras. Según Sifuentes, esta iniciativa será la continuación del proyecto de Electrificación Laredo I, que beneficia a otras 30 localidades de la zona. “Estamos cumpliendo el objetivo de gobernar para los más pobres y estamos haciendo justicia dotando de energía eléctrica a todos los pobladores que no fueron considerados en el proyecto de electrificación Laredo I”, indicó. Las poblados que se beneficiarán con este proyecto son Campiña La Merced (partes alta y baja), La Merced III Etapa-Sector A, La Merced III-Etapa Sector B, San Carlos, San Idelfonso, Conache-Sector El Arenal, Los Algarrobos de Conache, Cacique (parte baja), La Isla, Chacarilla Barraza y Chanchamayo. Además, El Quinto, Galindo, Caballo Muerto, Cerro Blanco-Sector La Granja, Espino Limón, Quirihuac (parte alta), Menocucho-Sector El Bosque, Santa Rosa (parte baja), Cerro La Cruz, Kuélap, La Capilla, Poroto, Casa Blanca, Campo de Piura, Lomas del Panteón, Huayabito, El Arquito, Cajamarca, Cerro Prieto, Collambay, El Olivar, Mucha y Huangabal. El presidente del Fonafe consideró que la energía eléctrica se transformará en un eje dinámico de gran desarrollo socioeconómico y cultural para la zona. MEM otorga a Soleol concesiones temporales para generación eléctrica eólica en Ancash, Lima y La Libertad; Lima, oct. 08 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó a la empresa Soleol concesiones temporales para desarrollar estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica eólica en los departamentos de Ancash, Lima y La Libertad. De esta manera, desarrollará los estudios respectivos para la futura Central Eólica Casma, para una capacidad instalada estimada de 50 megavatios (Mw), los cuales se realizarán en los distritos de Casma y Comandante Noel, provincia de Casma, departamento de Ancash. También desarrollará los estudios respectivos para la futura Central Eólica Huacho, para una capacidad instalada estimada de 50 Mw, los cuales se realizarán en el distrito de Huacho, provincia de Huaura, departamento de Lima. Finalmente, desarrollará los estudios respectivos para la futura Central Eólica Pacasmayo, para una capacidad instalada estimada de 50 Mw, los cuales se realizarán en los distritos de Jequetequepe y Pacasmayo, provincia de Pacasmayo, departamento de La Libertad. Todos los estudios que realizará Soleol tendrán un plazo de dos años contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. MEM otorga a Energía Eólica otra concesión temporal para generación eléctrica eólica de 240 Mw; Lima, oct. 08 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó a la empresa Energía Eólica una concesión temporal para desarrollar estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica eólica en la futura Central

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Eólica Parque Punta Lomas, para una capacidad instalada estimada de 240 megavatios (Mw). Los estudios mencionados se desarrollarán en los distritos de Lomas y Bella Unión, provincia de Caravelí, departamento de Arequipa y tendrán un plazo de dos años contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. De otro lado, el MEM aprobó la modificación de la concesión temporal a favor de Energía Eólica para realizar los estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica eólica en la futura Central Eólica Parque Ilo, consistente únicamente en la ampliación del área de estudio. Dicha central tendrá una capacidad instalada de 240 Mw y los estudios se realizarán en los distritos de Ilo y El Algarrobal, provincia de Ilo, departamento de Moquegua, por un plazo de dos años contados a partir de agosto último, cuando se le otorgó la concesión.

MEM autoriza a Fénix Power Perú a construir planta termoeléctrica de 596.7 Mw en Chilca; Lima, oct. 11 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una autorización por tiempo indefinido a la empresa Fénix Power Perú para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la Central Térmica Chilca que tendrá una potencia instalada de 596.7 Megavatios (Mw). Según una resolución del MEM, publicada hoy, la planta se ubicará en el distrito de Chilca, provincia de Cañete del departamento de Lima y está previsto que su funcionamiento sea bajo la modalidad de ciclo combinado. La empresa deberá construir las obras descritas en su solicitud de autorización, según el Cronograma de Ejecución de las Obras, que contempla un plazo de ejecución de 36 meses, contados a partir de la vigencia de la resolución. La falta de ejecución de dichas obras de acuerdo con el Cronograma de Ejecución, conllevará a la cancelación de la autorización. La titular de dicha autorización está obligada a operar cumpliendo las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas. La Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del MEM aprobó el respectivo Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para la central térmica de Fénix Power Perú. Mientras que la Dirección General de Electricidad del ministerio aprobó el respectivo informe para autorizar la construcción de la planta luego de haber verificado y evaluado que la peticionaria ha cumplido con los requisitos establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas. MEM otorga a Swiss Hydro concesión temporal para central hidroeléctrica Retamal de 188.59 Mw; Lima, oct. 16 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de Swiss Hydro para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura central hidroeléctrica Retamal con una potencia instalada estimada de 188.59 megavatios (Mw). Dichos estudios se realizarán en los distritos de Machupicchu y Ollantaytambo, provincia de Urubamba, departamento de Cusco, por un plazo de 12 meses contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural

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de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. Soleol obtiene dos concesiones temporales para futuras centrales eólicas en Ica y La Libertad; Lima, oct. 16 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy dos concesiones temporales a favor de la empresa Soleol para desarrollar estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en dos futuras centrales eólicas ubicadas en Ica y La Libertad. En el caso de la Central Eólica Poroma, que tendría una capacidad instalada estimada de 50 megavatios (Mw), los estudios se realizarán en el distrito de Marcona, provincia de Nazca, en el departamento de Ica. Mientras que en el caso de la Central Eólica San Pedro de Lloc, para una capacidad instalada estimada de 50 Mw, las investigaciones se realizarán en los distritos de San Pedro de Lloc y Ascope, provincias de Pacasmayo y Ascope, en el departamento de La Libertad. Cabe señalar que el 8 de octubre último el MEM otorgó a esta empresa tres concesiones temporales para estudios de generación de energía eléctrica eólica en los departamentos de Ancash, Lima y La Libertad, por un total de capacidad instalada estimada de 150 Mw. Los mencionados estudios se realizarán en las futuras centrales eólicas de Casma, Huacho y Pacasmayo, cada una de 50 Mw, por un período de 24 meses contados desde esa fecha. Según la resolución de hoy, los estudios que realizará Soleol para las concesiones de las centrales eólicas de Poroma y San Pedro de Lloc tendrán un plazo de duración de 24 meses, contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. BID estima que alcanzar eficiencia energética en Perú costaría US$ 429 millones Lima, oct. 23 (ANDINA).- El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) ha estimado que en Perú se tendrían que gastar 429 millones de dólares para alcanzar la eficiencia energética y permitir una mejor atención del aumento de la demanda, informó hoy el viceministro de Industria, Carlos Ferraro. “Si Perú no mejora su eficiencia se van a necesitar 1,400 millones de dólares para construir el equivalente a ocho turbinas de generación termoeléctrica en ciclo abierto para abastecer el aumento de la demanda”, agregó. En ese sentido, manifestó que el país, sus habitantes e industrias, deben optar por mejorar la eficiencia energética y para ello se requiere implementar los mecanismos que ha aprobado el Ministerio de Energía y Minas (MEM) pero que aún no son implementados. Añadió que en el caso de las industrias peruanas se puede optar por la cogeneración eléctrica, ya que en la actualidad sólo existe una empresa en el país que emplea este mecanismo en sus operaciones para reducir sus costos energéticos. La cogeneración es el procedimiento mediante el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente sanitaria, hielo, agua fría y aire frío, entre otros). “Muchas veces se produce la energía en Perú pero no se utiliza de

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forma eficiente y eso hay que hacerlo, por eso vamos a ayudar a las empresas a que implementen mecanismos como la cogeneración”, declaró a la agencia Andina. Inclusive, el viceministro mencionó que las industrias que opten por invertir en plantas de cogeneración eléctrica no sólo obtendrían beneficios en la reducción de costos sino que también podrían vender la energía eléctrica excedente al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Manifestó que dicho mecanismo permitiría solucionar la falta de oferta de generación eléctrica que entre los años 2001 y 2007 creció en sólo 17 por ciento, pero la demanda aumentó en 42 por ciento en ese mismo período. “Tenemos que ver cómo se puede cubrir esa diferencia y cómo en el corto plazo vamos a cubrir esa excesiva demanda de electricidad, y creo que una alternativa es la cogeneración”, refirió. Señaló que las industrias de Lima que usan gas natural serían las que principalmente puedan optar por invertir en equipos de cogeneración, ya que podrían usar el gas que consumen para usarlo en dichos equipos.

Perú necesita aumentar capacidad de generación eléctrica en 5,500 megavatios hasta 2018, estima BCR; Lima, oct. 26 (ANDINA).- El Banco Central de Reserva (BCR) estimó hoy que el Perú requiere aumentar su capacidad de generación eléctrica en 5,500 megavatios (Mw) para atender de manera consistente el crecimiento potencial de la economía durante el decenio 2008-2018. Indicó que ello implica un crecimiento promedio anual de la oferta eléctrica del orden de 550 Mw. Mencionó que si bien entre los años 2008 y 2010 existen planes de proyectos de generación eléctrica por 826 Mw, aún no existe certeza sobre la ejecución de proyectos adicionales. En ese sentido, advirtió que esa falta de proyectos adicionales incrementa significativamente el riesgo de insuficiencia de abastecimiento en el largo plazo. Según el Reporte de Inflación Setiembre 2008 del BCR, actualmente se presentan dos factores que no generan el marco óptimo para la inversión en proyectos de generación eléctrica. El primero son los desincentivos generales a la inversión en generación, debido a que los precios regulados son significativamente menores que los costos marginales y que las licitaciones de electricidad son declaradas desiertas frecuentemente porque los precios máximos que fija el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) son menores a las ofertas de los postores. El segundo factor son los desincentivos a la inversión en centrales hidroeléctricas, ya que la rentabilidad de proyectos hidroeléctricos es inferior a la de proyectos térmicos por el mayor monto de la inversión inicial y que no es compensado con un menor costo variable. En ese sentido, el BCR recomendó que las políticas orientadas al sector eléctrico deben fijar dos objetivos principales: en el corto plazo, garantizar el suministro irrestricto de electricidad y, en el largo plazo, garantizar un crecimiento de la oferta consistente con el de la demanda. Señaló que actualmente se vienen implementando algunas medidas para lograr el objetivo de corto plazo como la expansión del gasoducto de Camisea a 450 millones de pies cúbicos diarios a finales de 2009 y se viene evaluando el empleo transitorio y parcial del ducto para la exportación de gas para garantizar el uso doméstico. Además se ha establecido el alquiler de plantas de generación y compra de equipos menores de emergencia, y la redistribución del consumo de gas hacia clientes eléctricos en caso de racionamiento. “Dado que estas medidas implican costos directos, garantizar el suministro eléctrico implica distribuir estos costos entre el Estado, generadoras, consumidores de gas y usuarios eléctricos”, dijo el ente emisor. Añadió que para el largo plazo, las políticas deben orientarse a tres aspectos: la mejora del esquema de formación de precios de generación, la promoción de la inversión

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hidroeléctrica y medidas complementarias para garantizar el abastecimiento eléctrico. “Con respecto al esquema de formación de precios, se requiere fundamentalmente tarifas que remuneren óptimamente los costos de inversión y los costos marginales”, explicó. MEM otorga a Swiss Hydro plazo de diez meses para estudios de generación hidroeléctrica en San Gabán IV; Lima, oct. 30 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a la empresa Swiss Hydro una concesión temporal por diez meses para desarrollar estudios de factibilidad relacionados a la generación de energía en la futura central hidroeléctrica San Gabán IV, la cual estaría ubicada en Puno. Cabe señalar que el 26 de abril pasado el MEM ya había otorgado a Swiss Hydro un plazo de diez meses (debía vencer en diciembre), para la realización de dichos estudios para San Gabán IV. Dicha central tendría una potencia instalada de 204 megavatios (Mw) y estaría ubicada entre los distritos de Ollachea, Macusani y Corani, provincia de Carabaya en el departamento de Puno. El MEM señala que Swiss Hydro presentó una resolución de Intendencia del Instituto Nacional de Recursos Naturales (Inrena), de fecha 7 de agosto del 2008, que autoriza la ejecución de los estudios para el aprovechamiento del recurso hídrico de los ríos Macusani y Corani, con fines de generación eléctrica en dicha futura central. El concesionario deberá realizar los estudios respectivos respetando las normas técnicas de seguridad, preservando el medio ambiente y el patrimonio cultural de la Nación. Si vencido el plazo de diez meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimento del Cronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. El 16 de octubre último el MEM también otorgó una concesión temporal a favor de Swiss Hydro para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura central hidroeléctrica Retamal con una potencia instalada estimada de 188.59 megavatios (Mw) en el Cusco. Capacidad de generación de electricidad todavía no alcanza nivel óptimo de 25%, afirma Osinergmin; Lima, oct. 30 (ANDINA).- La capacidad de generación de energía eléctrica todavía no alcanza su nivel óptimo, lo que podría causar problemas de desabastecimiento de energía eléctrica el próximo año, advirtió hoy el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). "Lo importante para que no se repitan los problemas de desabastecimiento de electricidad es que por lo menos haya suficiente capacidad de generación y, hasta el momento, no la tenemos", indicó el presidente del Osinergmin, Alfredo Dammert. Precisó que en la actualidad las reservas de generación eléctrica oscilan entre un diez y 15 por ciento, pero el nivel óptimo sería de 25 por ciento. "Con el nivel actual, que está por debajo del punto óptimo, cuando ocurre una falla en el sistema hay menos rapidez para resolver cualquier problema", puntualizó. Señaló que un segundo tema en el que se debe trabajar para evitar cualquier problema en el sector eléctrico en los próximos años es en la ampliación de la capacidad del ducto de Camisea. Recordó que esta ampliación servirá para que el ducto llegue a transportar 1,000 millones de pies cúbicos de gas natural y pueda atender satisfactoriamente la demanda del sector industrial, como la de generación eléctrica, y que se prevé estará lista entre los años 2012 y 2014. Asimismo, aclaró que las grandes dificultades que este año se produjeron, es decir los cortes de energía eléctrica, fueron poco significativos. "Si analizamos los cortes, se debieron a fallas y no fueron por escasez. Indudablemente, al no existir un respaldo grande, estas fallas se han sentido más que en otras situaciones, pero no han sido recortes o apagones por escasez", puntualizó. De otro lado, Dammert indicó que el Osinergmin ya tiene casi lista la normativa para la fiscalización de la venta de diesel con biocombustibles en dos por ciento que regirá a partir del primero de enero del 2009.

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No obstante, se necesita que el Poder Ejecutivo implemente una normativa específica en cuanto a la producción de biocombustibles, precisó en el marco de la 46 Conferencia Anual de Ejecutivos (CADE), que se lleva a cabo en Lima y que tiene como tema principal la Reforma del Sector Privado. "La producción de biocombustibles es nueva, tenemos que hacer que las empresas cumplan con la normativa de medioambiente pero eso recién está comenzando. Esta normativa contemplará, por ejemplo, la forma como vemos la calidad puesto que la calidad de un combustible tiene ciertos parámetros", concluyó. MEM impulsará intensamente subastas de compra de energía de hasta 20 años para evitar desabastecimiento; Lima, oct. 31 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) impulsará intensamente la realización de subastas de compra de energía eléctrica de 15 a 20 años por parte de las empresas de distribución para evitar alguna crisis energética que afecte el normal abastecimiento, informó hoy el ministro del sector, Pedro Sánchez. “Hay una serie de medidas que prevé el marco regulatorio actual y son las que se van a implementar muy intensamente en los próximos meses, como licitar la compra de energía para las distribuidoras”, indicó. Manifestó que este mecanismo permitirá que se defina la realización de nuevas inversiones en plantas de generación eléctrica durante los próximos dos años. “No se requiere ninguna nueva legislación sino simplemente aplicar la legislación existente, por eso vamos a licitar la compra de energía para las distribuidoras porque eso está previsto en la ley”, comentó. Mencionó que a la fecha sólo se han realizado subastas de compra de electricidad de corto plazo (cinco años), lo cual no permite atraer inversionistas nuevos a Perú y los actuales no desarrollan sus proyectos en cartera. “En los próximos meses sería la primera subasta de largo plazo porque no tenemos tiempo y tiene que ser ahora”, declaró luego de participar en la mesa de debate “Energía: Necesidad de una política de largo plazo” que se realizó en el marco de la 46 Conferencia Anual de Ejecutivos (CADE). Por otro lado, respaldó el alza de tarifas eléctricas en diez por ciento que dispuso el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) para el mes de noviembre, ya que el regulador ha hecho todas las evaluaciones que corresponden y se ajusta a las circunstancias actuales del sistema eléctrico peruano. El ministro indicó que se espera que dicha alza tenga un impacto en la inflación ya que se trata de valores que son importantes. “Pero es una medida que se tiene que tomar con miras al largo plazo, lo que no queremos es generar que se acumule déficit o impactos en las empresas y que eso se traduzca en un deterioro de la calidad del servicio eléctrico”, enfatizó. Luz del Sur invierte US$ 40 millones este año en mantenimiento de redes Lima, nov. 05 (ANDINA).- La empresa de distribución eléctrica Luz del Sur invierte este año 40 millones de dólares en el mantenimiento de sus redes eléctricas en la zona sur y este de Lima, señaló el subgerente de Relaciones Corporativas, Hans Berger. “Las inversiones de Luz del Sur están guiadas para mejorar la calidad del servicio que brindamos así como para atender la creciente demanda de energía eléctrica”, declaró a la agencia Andina. En ese sentido, indicó que recientemente la empresa ha colocado 2,000 conexiones eléctricas en el asentamiento humano Manchay (Cieneguilla), donde las proyecciones para finales de año superan los 5,000 pobladores con luz eléctrica. “La inversión que hacemos resulta necesaria para atender los requerimientos de energía del país pues la mejora de Perú en términos de salud económica también implica una mayor demanda por electricidad”, dijo. En este contexto, comentó que el consumo doméstico e industrial son los que registran las mayores tasas de crecimiento, seguida del consumo comercial.

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“Esto es impulsado básicamente por el boom de la construcción pues donde antes había una sola vivienda para cuatro o cinco personas, ahora existen o se están desarrollando proyectos inmobiliarios que concentrarán a más de 100 personas”, anotó. Refirió además que al aumentar el poder adquisitivo de la población, ésta tiende a comprar mayor número de electrodomésticos u otros aparatos que requieren energía eléctrica, lo que hace necesario aumentar la capacidad de las redes. “Teniendo en cuenta estos factores, estamos evaluando el monto de inversión para el próximo año, el cual dependerá de cómo va la demanda de energía en nuestras zonas de influencia, aunque casi siempre nuestra inversión bordea los 40 millones de dólares”, mencionó. A la fecha Luz del Sur cuenta con unos 741,424 clientes y tiene presencia en 30 distritos de Lima Metropolitana, una parte de la provincia de Cañete (Chilca, San Antonio, Mala, Santa Cruz de Flores, Calan y Asia) y Huarochirí. Sus ventas anuales superan los 385 millones de dólares, lo que la convierte en una de las más importantes empresas del país, y uno da las principales distribuidoras eléctricas de América Latina. Estado obtuvo S/. 134 millones por OPA de acciones en Edegel Lima, nov. 05 (ANDINA).- El Estado obtuvo 134 millones 2,400 nuevos soles por la Oferta Pública de Adquisición (OPA) de las acciones comunes de su propiedad en la Empresa de Generación Eléctrica (Edegel), informó hoy la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión). El Estado puso a la venta 101 millones 943,682 acciones comunes con derecho a voto que poseía en Edegel, a través de la adhesión a la OPA que convocó Endesa sobre el 24 por ciento que no controla de tres filiales peruanas por un importe máximo de 465 millones de dólares. Las acciones vendidas del Estado ascendieron a 81 millones 708,781, equivalentes al 3.562 por ciento de un total de 4.9395 por ciento que poseía el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe) en la empresa eléctrica. El precio de adjudicación por acción fue de 1.64 soles por acción y, como producto de la operación realizada, actualmente el Estado posee un remanente de 31 millones 586,736 acciones comunes de Edegel. ProInversión indicó que aún no se ha definido en qué fecha se procederá a la venta del resto de acciones que aún mantiene en esta empresa; y, los ingresos obtenidos por esta venta, serán transferidos al Fonafe. Edegel es una empresa generadora de electricidad conformada por siete plantas hidroeléctricas y dos centrales de generación térmica con una potencia efectiva total de 1,457 megavatios (Mw) que forman parte del Sistema Interconectado Eléctrico Nacional (SEIN). El principal accionista de Edegel es Generandes Perú con un 55.4 por ciento de patrimonio, empresa controlada por el Grupo Endesa de España (a través de Endesa Internacional). Ejército de EE.UU. donó al Perú equipos para dar energía eléctrica a zonas alejadas; Lima, nov. 07 (ANDINA).- El Ejército de los Estados Unidos donó al Perú tres modernos equipos generadores de energía eléctrica, valorizados en unos 100 mil dólares, que permitirán dotar de electricidad a las bases militares peruanas situadas en las zonas alejadas del país y a las comunidades aledañas. Estas turbinas de alta tecnología, diseñadas por la Universidad Internacional de Florida, son capaces de producir entre 110 y 220 voltios gracias a la energía hidráulica, es decir, su funcionamiento solo requiere de la energía de los ríos o de la caída natural de aguas. Dos de estos equipos de centrales hidroeléctricas se encuentran en sus respectivos módulos de prueba instalados en el Centro Agropecuario y Remonta del Ejército Peruano, en Caraz (Ancash). El tercero está en la sede de la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI), en Lima, donde hoy se hizo oficial la entrega. Su uso permitirá, por ejemplo, iluminar un colegio de una zona rural o dar energía eléctrica a un poblado pequeño que no supere los 100 habitantes y que utilice focos ahorradores, indicó Julio Kuroiwa, director del Laboratorio Nacional de Hidráulica de

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la citada casa de estudios. Con la aplicación de esta tecnología, no solo se podrá capacitar a la comunidad universitaria y realizar investigaciones por parte del Ejército Peruano, sino también se podrá proporcionar energía suplementaria durante las operaciones de bases militares y en caso de desastres. “Estos equipos usan la energía hidráulica para producir energía eléctrica y cargan unas baterías que tienen un consumo de energía alterna. Su orientación es básicamente social para las poblaciones menos favorecidas y con menos posibilidades de desarrollo”, añadió Kuroiwa a la agencia Andina. La transferencia oficial de estos equipos de plantas de poder ribereño se realizó en el auditorio del Laboratorio de Hidráulica de la UNI y contó con participación de representantes de los ejércitos peruano y norteamericano, así como de autoridades universitarias. Por su parte, el rector de la UNI, Aurelio Padilla, destacó que esta entrega que se enmarca en el Programa de Intercambio de Información para Países del Hemisferio Occidental. Añadió que esto permitirá una mayor interacción entre la UNI y la sociedad civil y militar. “Con esto, el Ejército tiene el propósito de llevar energía renovable y limpia a lugares difíciles para mejorar la calidad de vida de las poblaciones y así promover el desarrollo humano”, manifestó la máxima autoridad universitaria. Jefe del Estado inaugura hoy en Áncash obras de electrificación rural Lima, nov. 11 (ANDINA).- El Presidente de la República, Alan García Pérez, viaja hoy a la Región Áncash para poner en marcha obras que darán energía eléctrica a 172 localidades rurales y que beneficiarán directamente a 29 mil 951 pobladores. Acompañan al Mandatario el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez; y el secretario general de la Presidencia, Luis Nava. A las 10:00 horas, el Jefe del Estado inaugurará en la localidad de Opayaco, distrito de San Marcos, provincia de Huari, Áncash, una de las más grandes obras de electrificación rural del Sistema Eléctrico Huari IV Etapa, que abarca a 29 distritos en las provincias ancashinas de Antonio Raimondi, C. Fizcarrald y Huari, y en las provincias de Huacaybamba y Huamalíes de Huánuco. Dichas obras, que demandaron una inversión de 13 millones 228 mil 753 nuevos soles, financiadas con recursos provenientes de la empresa Antamina, dotarán de energía eléctrica a 77 localidades de Áncash y 47 localidades de Huánuco, mejorando la calidad de vida de 22,800 habitantes y 4,650 familias. En forma simultánea a esta actividad se inaugurarán las obras de electrificación rural del Sistema Eléctrico Aija-Cotaparaco III Etapa, las cuales contaron con una inversión de 4 millones 491 mil 610 soles y proveerán de suministro eléctrico a 48 localidades de las provincias de Aija, Bolognesi, Huarmey y Recuay. Los beneficiarios de este proyecto son 7,151 habitantes en 1,430 viviendas. De esta manera, el Presidente continúa inaugurando obras de electrificación rural que en dos años de gobierno benefician a 938 mil peruanos de escasos recursos, quienes ya cuentan con electricidad en sus viviendas y suman 2,150 los pueblos electrificados. China contempla construir nueve plantas nucleares en dos años; Beijing, nov. 12 (ANDINA).- China levantará nueve plantas eléctricas accionadas por energía nuclear durante los dos próximos años, de acuerdo con un anuncio de la Autoridad de Energía Atómica (AENC). Actualmente hay en construcción otras cuatro plantas se ese tipo, lo que muestra el interés de China por reducir las emisiones de gas causantes del efecto invernadero y lograr un desarrollo sostenible, declaró un funcionario de la AENC. La mayor parte de la electricidad en China es producida en termoeléctricas accionadas por carbón de hulla, un mineral altamente contaminante para el medio ambiente. Sin embargo, el país cuenta en su inmenso territorio con gigantescas reservas de carbón. Las 11 plantas atómicas en funcionamiento en estos momentos tienen una capacidad de

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producción de 9,1 millones de kilovatios, lo que representa el 1,3 por ciento del total de la electricidad disponible. Si todo marcha de acuerdo con los planes de la Autoridad de Energía Atómica, para 2020 la capacidad subirá a 40 millones de kilovatios, equivalente en ese momento al cuatro por ciento de la producción energética total. Para lograr este objetivo China necesitaría acelerar la construcción de plantas nucleares a un ritmo cinco veces mayor que en los últimos 20 años, según fuentes del sector. De las seis plantas para construcción inmediata, dos estarán en la provincia de Guangdong, dos en la de Zhejiang, una en la de Fujián y otra en la de Shandong, todas en la costa este del gigante asiático. Las otras tres estarán situadas, en principio, en Hunán, Hubei y Jiangxi, provincias sin salida al mar. Minag pide que Indecopi investigue si corresponde elevar precio de pan y leche por alza de tarifas eléctricas; Tarapoto, nov. 13 (ANDINA).- El ministro de Agricultura, Carlos Leyton, afirmó hoy que corresponde al Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi) investigar si el alza de las tarifas eléctricas en diez por ciento a partir de este mes de noviembre es razón suficiente para subir los precios finales del pan y la leche. “Nosotros tenemos razones para decir que no debería subir el precio de estos productos, o que el incremento que están proponiendo los productores es demasiado”, indicó a la agencia Andina. Recordó que el Ministerio de Agricultura (Minag) podría intervenir e investigar el alza de precios si hubiera alguna razón vinculada a la producción agropecuaria, mientras que el Indecopi se encarga de ver los productos en los mercados. Mencionó que el hecho de que las tarifas eléctricas hayan subido en diez por ciento, técnicamente no debe significar que los precios del pan y la leche suban en esa misma proporción para los usuarios. “Para decidir un alza de precios se tiene que fijar en toda la estructura de costos de productos y no sólo echarle la culpa a la electricidad, porque ese es sólo un factor en la estructura de costos”, dijo. Asimismo, indicó que no hay posibilidades de que ocurran anomalías durante la campaña agrícola 2008 - 2009 como para pensar que pueda ocurrir un alza de precios en los alimentos por una menor producción. “Las campañas han comenzando en las zonas de la sierra y vamos a tener recursos”, dijo luego de reunirse con el presidente del gobierno regional de San Martín, César Villanueva, y autoridades de dicha región para abordar diversos proyectos de cooperación para potenciar el sector agrícola de la región. Aunque no descartó que ocurran ciertas dificultades en la producción de papa debido a la falta de lluvias, en general, se espera que la campaña agraria sea similar a la del período 2007 - 2008. Leyton mencionó que aún sigue latente la posibilidad de que la crisis económica internacional pueda afectar la demanda de agroexportaciones peruanas en el mundo pero, si bien algunos mercados podrían disminuir sus compras, existen otros que podrán abrirse. Minag se reunirá con industriales para evitar que incrementen precios de alimentos por alza de electricidad; Lima, nov. 14 (ANDINA).- El Ministerio de Agricultura (Minag) anunció hoy que buscará reunirse con los gremios industriales en el más breve plazo para analizar su estructura de costos y evitar así que los precios de los productos alimenticios se incrementen debido al aumento de las tarifas eléctricas. “Estamos buscando reunirnos de inmediato con los sectores industriales porque todavía no han subido los precios de los productos que fabrican pero, en el peor de los casos, sería después de realizarse el Foro de Cooperación Económica Asia Pacífico (APEC)”, manifestó el ministro de Agricultura, Carlos Leyton. Recientemente los industriales advirtieron que el aumento de las tarifas eléctricas, de entre diez y 20 por ciento desde este mes de noviembre, era razón suficiente para subir los precios finales del pan y la leche.

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Leyton indicó que en esta reunión los técnicos del Minag y los empresarios de estos sectores deberán analizar cuál es el real impacto de las tarifas eléctricas en sus procesos de producción. “Tenemos que ver cuál es la real estructura de precios que manejan los fabricantes, no pueden decir de forma mecánica que se tiene que subir los precios de la leche y del pan en 20 por ciento porque la electricidad subió también en ese porcentaje”, sostuvo. En ese sentido, exhortó a los gremios industriales a revisar sus costos y también a reconsiderar su posición puesto que además deberían tomar en cuenta que los precios de los combustibles derivados del petróleo han tenido una fuerte baja, lo cual también les favorece. “Tenemos conocimiento, y ya hay algunos anuncios de ciertos fabricantes, que van a bajar los precios de otros productos alimenticios en un mes o mes y medio porque ha bajado el petróleo, y porque tienen condiciones para hacerlo”, dijo. No obstante, puntualizó que el tema de precios no es un asunto que compete directamente al sector Agricultura sino más bien al Ministerio de la Producción. “Lo único que podemos hacer como Minag es exhortarlos a que bajen los precios que ameritan, pero no nos corresponde ver temas de transformación”, apuntó el ministro. Recordó que el Minag podría intervenir e investigar el alza de precios si hubiera alguna razón vinculada a la producción agropecuaria, mientras que el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi) se encarga de ver los productos en los mercados. “Para decidir un alza de precios se tiene que fijar en toda la estructura de costos de productos y no sólo echarle la culpa a la electricidad porque sólo es un factor en la estructura de costos”, dijo luego de exponer la política de su sector para el 2009 “Año del Desarrollo Agrario Nacional”. MEM modificará lugar de planta termoeléctrica que se planeaba construir en Malvinas; Lima, nov. 17 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) modificará el lugar en el que se ubicará la planta de generación termoeléctrica que una empresa privada construiría para vender energía a Electroperú y que estaba planeado edificarse en Malvinas (en el Lote 88), donde se procesa el gas natural de Camisea, informó la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión). Cabe señalar que el pasado 21 de agosto el MEM encargó a ProInversión el proceso de promoción para la concesión de la construcción de una planta de generación termoeléctrica en Malvinas. Sin embargo, el jefe de Proyectos en Asuntos Eléctricos e Hidrocarburos de ProInversión, Luis Ortigas, explicó que este proceso de promoción aún no se ha iniciado porque el MEM va a definir una nueva zona para la instalación de esta termoeléctrica. “No nos han dicho aún la nueva ubicación pero sí van a modificar el encargo que realizaron, eso nos han adelantado”, manifestó a la agencia Andina. Este encargo fue realizado a solicitud de la empresa Electroperú que requiere contratar maquila a través de una planta térmica de ciclo combinado que se ubicaría en Malvinas y se conectará con la subestación del Mantaro mediante una línea de transmisión de 500 kilovatios (Kv). Según este esquema, Electroperú compraría gas natural al Consorcio Camisea y se lo entregaría a la empresa que se adjudique la construcción de la termoeléctrica, la cual le entregará la electricidad generada por un pago predeterminado. Ortigas dijo que más bien sí se está avanzando en la subasta para asegurar la compra de energía que generarán las centrales hidroeléctricas que ya cuentan con concesión definitiva pero que no han iniciado la construcción de estos proyectos, lo que permitirá asegurar un precio para la energía de estas centrales. “Estamos trabajando y creo que en diciembre tendremos todo listo para iniciar la promoción de este proceso y convocar lo más rápido que se pueda”, indicó. Para este proceso de promoción y de evaluación económica ProInversión contratará a un banco de inversión que los asesore, selección que ya ha culminado siendo el único postor Latin Pacific Capital. Indicó que el Programa

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de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) está revisando los documentos para otorgar la buena pro a este asesor. Según el MEM, entre los proyectos que podrían beneficiarse con esta subasta de potencia de energía figuran las centrales hidroeléctricas Pias I de 11 megavatios (Mw) en La Libertad, y las de Santa Rita de 255 Mw y Quitaracsa de 112 Mw, ambas en Ancash. También la central Centauro de 25 Mw en Ancash, Marañón de 96 Mw en Huánuco, La Virgen de 58 Mw en Junín y Cheves de 159 Mw en Lima. En Lima provincias también se ubican las centrales hidroeléctricas de Huanza de 86 Mw, Morro de Arica de 50 Mw y El Platanal de 220 Mw. Perú captaría inversiones por US$ 35,400 millones en próximos años en proyectos minero energéticos; Lima, nov. 20 (ANDINA).- Perú podría captar inversiones por 35,400 millones de dólares con la ejecución de proyectos minero energéticos para los próximos años, de los cuales 24,000 millones corresponden al sector minero, informó hoy el ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez. Durante su participación en el foro “Invest in Peru”, que organizó la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión), indicó que la política minera en Perú se orienta decididamente a la promoción del desarrollo sostenible, racional y competitivo del sector. “Hay libertad de acceso a las concesiones mineras y lo que se quiere principalmente es el fomento de las relaciones armoniosas entre las empresas y la sociedad civil.” Recordó que Perú es el primer productor de oro, zinc, estaño y plomo a nivel latinoamericano; y que a nivel mundial es el primer productor de plata y el segundo productor de cobre. Precisó que por exportaciones mineras Perú captó 17,328 millones de dólares, lo que significó seis veces el monto que se tenía hace diez años, y el 61.04 por ciento corresponde a envíos a las economías del Foro de Cooperación Económica Asia-Pacífico (APEC). El ministro sostuvo que la política energética en Perú tiene como principal objetivo garantizar el abastecimiento energético en un contexto de seguridad energética. “Se trata de ampliar la cobertura energética, de diversificar la matriz energética y promover el uso de las fuentes renovables, así como de contribuir al crecimiento económico sostenible minimizando el impacto ambiental.” También indicó que las oportunidades de inversión de corto plazo en proyectos de electricidad ascienden a un total de 3,400 millones de dólares. Precisó que en ese monto se consideran proyectos de generación eléctrica que comenzarán a operar después de 2009, y proyectos de líneas de transmisión que serán convocados a licitación próximamente. Finalmente, Sánchez dijo que los proyectos de inversión en el sector hidrocarburos para los próximos años superan los 8,000 millones de dólares, de los cuales 3,800 millones corresponden al proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) de Perú LNG. Otros 1,500 millones de dólares corresponden al proyecto de explotación de crudo pesado del Lote 67 de la empresa Perezco y 1,000 millones a la instalación de plantas petroquímicas para la fabricación de amoniaco y urea. También 1,300 millones de dólares para el gasoducto en las regiones del sur peruano y 1,000 millones que se obtendrán entre los 61 contratos de licencia para exploración de hidrocarburos. Legislación promueve la diversificación energética ante posible agotamiento de recursos; Lima, nov. 24 (ANDINA).- Ante la posibilidad del agotamiento de las fuentes tradicionales de energía que abastecen actualmente el mercado, surge la necesidad de implementar nuevas tecnologías que permitan el aprovechamiento de recursos renovables en la generación de electricidad, en un marco de protección de la calidad de vida y del medio ambiente. De ahí la decisión del Poder Ejecutivo de establecer el marco legal y los incentivos tributarios para promover el aprovechamiento de recursos energéticos renovables (RER), tales como biomasa y fuentes de energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz e hidráulica (esta última, con capacidad instalada no mayor a 20

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MW). En efecto, el Gobierno aprobó los D. Leg. Nº 1002 y 1058, respectivamente, así como el reglamento del primero (DS Nº 050-2008-EM), que fija, además de declarar de interés y necesidad pública la generación eléctrica a partir de RER, las ventajas de que gozarán aquellas empresas generadoras que aprovechen estas energías, las que durante los próximos cinco años participarán en el mercado de consumo nacional. Al respecto, la experta en derecho energético, Carolina Sáenz Llanos, sostuvo que dichas normas ofrecen importantes incentivos para la promoción de las energías renovables, especialmente de aquellas referidas a la depreciación acelerada, interconexión, despacho y comercialización. En el tema de comercialización, dijo, si bien las Generadoras RER colocarán su energía en el mercado de corto plazo (mercado spot) al precio que se determine en este último–costo marginal–, el Estado les garantiza, durante un plazo no menor a 20 ni mayor a 30 años, una tarifa de adjudicación por la venta de su energía. “De resultar el precio definido por el mercado spot menor a la tarifa de adjudicación asegurada por el Estado, las Generadoras RER tendrán derecho al pago de una prima que los equipare, la cual será cubierta por todos los usuarios como si se tratase de un peaje por conexión”, explicó la abogada. Además, el encargado de establecer esta tarifa y prima será Osinergmin, considerando que ambos conceptos garanticen a las Generadoras RER una rentabilidad no menor al 12%, al igual que las demás generadoras eléctricas. Medidas tributarias atractivas Las Generadoras RER gozarán de depreciación acelerada para efectos del Impuesto a la Renta (IR), aplicándose esta última a las maquinarias, equipos y obras civiles necesarias para la instalación y operación de la central, siempre que éstos sean adquiridos y/o construidos a partir del 29 de junio del presente año, fecha del inicio de su vigencia, de conformidad con lo dispuesto por el D. Leg. Nº 1058. En consecuencia, la tasa anual de depreciación será no mayor al 20%, pudiendo ser variada anualmente por las Generadoras RER, previa comunicación a la Sunat, sin que sea posible exceder dicho porcentaje, salvo en aquellos casos en que la Ley del IR autorice porcentajes globales mayores, explicó la abogada Carolina Sáenz Llanos. Este último constituye el primer gran paso en la búsqueda de la diversificación de la matriz energética, a fin de asegurar el abastecimiento confiable y oportuno de la demanda de energía, garantizando el respeto por la calidad de vida la protección del medio ambiente, manifestó. - En el despacho, la ventaja para las Generadoras de RER es considerar su costo de producción igual a cero, otorgándoseles prioridad en el despacho diario de carga efectuado por el Comité de Operación Económica del Sistema (Coes), como garantía para poder satisfacer la demanda de energía a diversas horas del día. - Sin la ficción del costo de producción igual a cero dado en el D. Leg. 1002, las Generadoras RER serían –tal vez– las últimas en el orden de prelación del despacho de carga, por el alto costo de generar energía a partir de recursos renovables, dijo Sáenz. - En la interconexión, de existir capacidad en los sistemas con el artículo 22 del reglamento del D. Leg.1002, las Generadoras RER que tengan características de generación distribuidas y/o cogeneración pagarán por el uso de las redes de distribución únicamente el costo incremental incurrido por el distribuidor, el que será determinado en función de las inversiones en mejoras, reforzamientos y/o ampliaciones de la red de distribución para permitir la inyección de energía producida por las Generadoras RER. - El número creciente de concesiones temporales otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas para el desarrollo de estudios de proyectos hidroeléctricos y eólicos demuestra el gran interés creado por el marco regulatorio y los incentivos establecidos.

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Generalima obtiene cuatro concesiones temporales para futuras centrales eólicas en Piura; Lima, nov. 26 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy cuatro concesiones temporales a favor de la empresa Generalima para desarrollar estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en cuatro futuras centrales eólicas ubicadas en el departamento de Piura. La primera concesión se ubica en la futura Central Eólica Piura – Paita – Lote 1, para una capacidad instalada estimada de 300 megavatios (Mw), los cuales se realizarán en los distritos de La Unión, Paita y La Huaca, provincias de Piura y Paita. Le sigue la concesión para la futura Central Eólica Piura – Paita – Lote 2, para una capacidad instalada estimada de 300 Mw, a realizarse en los distritos de La Huaca, Miguel Checa, Piura, Catacaos y La Arena, provincias de Paita, Sullana y Piura. La siguiente concesión se realiza en la futura Central Eólica Balneario Punta Balcones, que tendría una capacidad instalada estimada de 300 Mw, los estudios se realizarán en los distritos de Vivhayal y La Brea, provincias de Talara y Paita. Mientras que en el caso de la Central Eólica Yacila, para una capacidad instalada estimada de 100 Mw, las investigaciones se realizarán en el distrito de Paita, provincias del mismo nombre. Según una resolución del MEM publicada hoy, los estudios que realizará Generalima para las concesiones mencionadas tendrán un plazo de duración de 24 meses, contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada. Empresa Sutti realizará estudios para nueva central hidroeléctrica Naranjos en San Martín; Lima, nov. 27 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a la empresa eléctrica Sutti para desarrollar estudios a nivel de factibilidad relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura central hidroeléctrica Naranjos en el departamento de San Martín. Los estudios en esta central hidroeléctrica, que tendrá una potencia estimada de 6.4 megavatios (Mw), se podrán realizar en un plazo de ocho meses contados a partir de hoy, en el distrito de Pardo Miguel, provincia de Rioja. Según la resolución del MEM, los estudios que realizará Sutti para la concesión mencionada tendrán un plazo de duración de 24 meses, contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Aumentos de tarifas de electricidad y agua explican variación de 0.31% de inflación en noviembre; Lima, dic. 01 (ANDINA).- El Indice de Precios al Consumidor (IPC) de Lima Metropolitana tuvo una variación de 0.31 por ciento en noviembre del presente año principalmente debido al incremento de las tarifas de los servicios públicos de electricidad y agua residencial, informó hoy el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI). La tasa de noviembre muestra un crecimiento significativamente menor al observado en los cinco meses anteriores: junio (0.77 por ciento), julio (0.56 por ciento), agosto (0.59 por ciento), setiembre (0.57 por ciento) y octubre (0.61 por ciento), pero mayor al registrado en similar mes del año anterior. La variación acumulada del período enero noviembre es de 6.27 por ciento, y en los últimos 12 meses muestra una variación anualizada de 6.75 por ciento, con una tasa promedio mensual de 0.55 por ciento. Las tarifas de electricidad aumentaron en 10.3 por ciento, pliego tarifario aprobado por el Organismo Supervisor de

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la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) con vigencia desde el primero de noviembre del presente año, en el marco de la regulación tarifaria a nivel de generación de energía. Las tarifas de agua subieron 6.6 por ciento por efecto del saldo del incremento del mes anterior (16 de octubre) y el nuevo pliego tarifario aprobado por Superintendencia Nacional de Servicios de Saneamiento (Sunass) a partir del 2 de noviembre.En conjunto, estos incrementos representaron una incidencia de 0.27 puntos porcentuales a la variación del mes.

Contrariamente, la reducción del precio internacional del crudo influyó directamente en la rebaja de los precios de los combustibles, principalmente gasolina (-7.7 por ciento) y petróleo diesel (-1.2 por ciento), aplicadas por las refinerías el 30 de octubre y 16 de noviembre del presente año. También influyó en los menores precios del gas propano (-0.3 por ciento), los cuales incidieron negativamente en 0.16 puntos porcentuales al índice general. Además, fue importante la menor tasa de crecimiento de precios en los alimentos y bebidas que variaron en 0.12 por ciento, destacando el comportamiento a la baja en los productos que presentaron alguna estacionalidad y/o abastecimiento que en promedio decrecieron en cuatro por ciento, aportando negativamente en 0.18 puntos porcentuales. En noviembre siete grandes grupos de consumo presentaron aumento de precios: Alquiler de Vivienda, Combustibles y Electricidad (2.97 por ciento); Otros Bienes y Servicios (0.85 por ciento); y, Muebles, Enseres y Mantenimiento de la Vivienda (0.67 por ciento). Igualmente, Vestido y Calzado (0.40 por ciento); Cuidados y Conservación de la Salud (0.21 por ciento); y, en menor magnitud, Alimentos y Bebidas (0.12 por ciento); y, Esparcimiento, Diversión, Servicios Culturales y de Enseñanza (0.09 por ciento). Sólo el gran grupo Transportes y Comunicaciones disminuyó en 1.14 por ciento. BBVA Banco Continental prevé reducción de inflación en próximos meses por menores tarifas eléctricas; Lima, dic. 02 (ANDINA).- El BBVA Banco Continental informó hoy que espera que en los próximos meses las presiones inflacionarias se moderen, en línea con los menores precios de los commodities en el mercado internacional, así como por posibles ajustes a la baja en productos y servicios de precios regulados como los combustibles y las tarifas eléctricas. “Así, la inflación empezaría una gradual convergencia hacia el rango meta del Banco Central de Reserva (BCR) y, en este contexto, mantenemos nuestra proyección de 6.5 por ciento para la inflación interanual del 2008”, dijo el Servicio de Estudios Económicos del banco en su reporte Observatorio Inflación. Recordó que en noviembre la inflación, en términos interanuales, continuó elevándose en Lima Metropolitana hasta llegar a 6.75 por ciento, pero resaltó que esta aceleración obedece a factores puntuales como el aumento de las tarifas residenciales eléctricas y de agua, ambas reguladas. Asimismo, estimó que la inflación subyacente de noviembre que calcula el BCR se ubicaría en 0.4 por ciento en términos mensuales, con lo cual la tasa acumulada en los últimos 12 meses se situaría en 5.6 por ciento. El resultado de noviembre se explicaría, principalmente, por el incremento en el rubro de alimentos y bebidas fuera del hogar (0.6 por ciento), así como por un ligero aumento en el tipo de cambio. Por otra parte, el Indicador de Inflación Subyacente por Eliminación de Grupos del IPC del banco (IISEG-BBVA) arroja una variación mensual de 0.5 por ciento, con lo que la inflación subyacente acumulada en los últimos 12 meses según este indicador se ubicaría en 4.6 por ciento. Cabe señalar que en la víspera (lunes), el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) anunció que la inflación mensual de noviembre fue de 0.31 por ciento. Este resultado se explicó, principalmente, por el incremento de precios en el grupo de consumo Alquiler de Vivienda, Combustibles y Electricidad (2.97 por ciento). En términos de incidencia inflacionaria, en su conjunto, las alzas registradas en tarifas públicas (agua y electricidad) tuvieron una incidencia de 0.27 puntos porcentuales, explicando casi en su totalidad la inflación de noviembre.

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Tarifas eléctricas bajarán 1.14% para consumidores domésticos en Lima a partir de mañana; Lima, dic. 03 (ANDINA).- Las tarifas del servicio público de electricidad bajarán a partir de mañana (jueves) en aproximadamente 2.03 por ciento para el sector industrial y de 1.14 por ciento para los consumidores domésticos, ambos en Lima, informó el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Este reajuste es consecuencia de una serie de efectos como la reducción del precio de los combustibles Diesel 2 y Residual 6, del incremento del tipo de cambio, del Indice de Precios al por Mayor (IPM) y del precio de otros energéticos que también influyen en el valor de las tarifas. En otras ciudades abastecidas por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) también experimentarán reducciones las tarifas para los consumidores domésticos. En Trujillo (La Libertad) y en Ica la reducción será de 1.10 por ciento, en Arequipa de 1.12 por ciento y en Huancayo (Junín) de 0.87 por ciento. En el caso de los consumidores del sector industrial, en Trujillo la reducción será de 2.11 por ciento, y en Ica de 2.04 por ciento, en Arequipa de 2.02 por ciento y en Huancayo de 1.69 por ciento. Para el caso de los Sistemas Aislados (Iquitos, Puerto Maldonado y Tarapoto - Moyobamba) el reajuste resulta en una reducción de 26.54 y 35.64 por ciento para los segmentos residencial e industrial, respectivamente. El Osinergmin precisó que este es el resultado de la aplicación de las fórmulas de actualización de sus resoluciones, en cumplimiento de las normas del sector eléctrico. Generalima obtiene nueva concesión temporal en Piura para futura central eólica Lima, dic. 03 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy una concesión temporal a favor de la empresa Generalima para desarrollar estudios relacionados a la actividad de generación de energía eléctrica en la futura central eólica San Pedro ubicada en el departamento de Piura. Los estudios contemplan una capacidad instalada estimada de 200 megavatios (Mw) y se realizarán en el distrito de Vice, provincia de Sechura (Piura). Cabe señalar que el 26 de noviembre el MEM había otorgado a Generalima cuatro concesiones temporales para futuras centrales eólicas cuyos estudios también se realizarán en Piura. La primera concesión corresponde a la futura Central Eólica Piura – Paita – Lote 1, para una capacidad instalada estimada de 300 Mw, los cuales se realizarán en los distritos de La Unión, Paita y La Huaca, provincias de Piura y Paita. La segunda corresponde a la futura Central Eólica Piura – Paita – Lote 2, para una capacidad instalada estimada de 300 Mw, a realizarse en los distritos de La Huaca, Miguel Checa, Piura, Catacaos y La Arena, provincias de Paita, Sullana y Piura. La tercera corresponde a la futura Central Eólica Balneario Punta Balcones, que tendría una capacidad instalada estimada de 300 Mw, los estudios se realizarán en los distritos de Vivhayal y La Brea, provincias de Talara y Paita. La cuarta corresponde a la Central Eólica Yacila, para una capacidad instalada estimada de 100 Mw, las investigaciones se realizarán en el distrito de Paita, provincias del mismo nombre. Según la resolución del MEM publicada hoy, los estudios que realizará Generalima para la concesión mencionada tendrán un plazo de duración de 24 meses, contados a partir de hoy. El concesionario está obligado a realizar los estudios respetando las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el patrimonio cultural de la nación. Igualmente, deberá cumplir con las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo de 24 meses el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en la solicitud de concesión, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del cronograma de ejecución de estudios, la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM ejecutará la garantía otorgada.

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MEM culminó plan maestro de energías renovables para zonas rurales Lima, dic. 07 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó que ya cuenta con el plan maestro de energías renovables para zonas rurales, instrumento técnico que va a permitir llevar electricidad a las zonas más alejadas del país. Ello como parte de la política del gobierno de impulsar el desarrollo de los pueblos más alejados e impulsar la diversificación de fuentes energéticas en el país. El ministerio indicó que en un contexto de preocupación por el cambio climático e inestabilidad en el mercado mundial, hay necesidad de desarrollar alternativas al petróleo. Comentó que el gobierno japonés ha ofrecido seguir apoyando al MEM por medio de la cooperación técnica no reembolsable para la ejecución del plan. Asimismo, dijo que entre las energías renovables la geotermia aún no ha sido aprovechada, sin embargo, hay cuatro departamentos del Perú donde hay potencial geotérmico, como son Tacna, Moquegua, Arequipa y Cajamarca. Explicó que la energía geotérmica constituye una fuente confiable, ya que la energía eléctrica generada basándose en estos recursos es de alto factor de utilización y cuenta con estabilidad del suministro a la red día y noche y durante todo el año. La geotermia representa la oportunidad de disminuir la importación de combustibles y en el caso de descubrir mas petróleo significara incrementar los ingresos del país por exportaciones.

Una planta geotérmica de 55 Megavatios producirá 12,200 Gigavatios por hora y ahorrará 1,600 millones de dólares en petróleo, 450 millones de dólares en carbón durante los 30 años de operación (considerando a 80 dólares el barril de petróleo, seis dólares el millón de BTU de gas natural y 45 dólares la toneladas de carbón). Otro aspecto favorable del aprovechamiento de la energía geotérmica consiste en ser una fuente de estabilidad de balanza económica, debido a que es independiente del movimiento en el precio internacional de los combustibles fósiles o al movimiento del tipo de cambio de moneda.

El MEM destacó que la geotermia es una fuente de desarrollo local, ya que el agua caliente se puede utilizar como fuente calorífica en la agricultura, acuicultura o en diversas industrias locales, también se puede utilizar para secar cereales y maderas y el vapor se puede condensar para el suministro de agua Debido al crecimiento económico para el 2015 se necesitará centrales que generen aproximadamente 3, 605 Megavatios (MW), pues la demanda de electricidad crece a un promedio de 7.3 por ciento anual ( 8.3 por ciento en 2006 y 10.8 por ciento en el 2007), refirió. “El Perú tiene una gran oportunidad de usar más y mejores fuentes de generación de energía, evaluar y optar por las que brindarían mayores posibilidades al país. La gama incluye aprovechar la energía hidráulica, eólica, solar-térmica, Biomasa, fotovoltaica y geotérmica”, comentó el MEM. Utilizarán energía solar para otorgar luz a millón y medio de personas en zonas rurales; Lima, dic. 09 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas elaboró el Plan a Largo Plazo de Electrificación Rural por Energías Renovables que contempla proporcionar electricidad a millón y medio de personas, utilizando principalmente la energía solar y en menor proporción, mini y microcentrales hidroeléctricas. Los fondos requeridos para la implementación del proyecto alcanzan los 218 millones de dólares, correspondiendo 178 millones a la instalación de paneles solares y 39 millones para la construcción de mini y microcentrales hidroeléctricas. El estudio que sustenta el plan fue preparado con apoyo de la Agencia de Cooperación Internacional de Japón (JICA) para proporcionar el vital servicio a 11,348 localidades alejadas del país, ubicadas en áreas de la Amazonía y los andes. Se trata así de corregir la desigualdad existente, pues según últimos datos del Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI) en las áreas rurales la cobertura eléctrica es de sólo 30 por ciento, en tanto que en las áreas urbanas es de 89.

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Para ello se ha planteado la necesidad de introducir formas más eficientes de generación eléctrica a escala pequeña, con la utilización de energías renovables, hoy de aplicación a nivel mundial, como la energía solar y la energía hidráulica que dispone el país en forma abundante. En las áreas mencionadas, de aplicarse la ampliación de redes eléctricas, se requeriría de mayores montos de inversión haciendo inviable e insostenible la implementación de dichos proyectos. El Ministerio de Energía y Minas, a través de la Dirección General de Electrificación Rural, ha implementado planes de electrificación rural con el objeto de promover el desarrollo económico, la eliminación de la pobreza y la mejora de calidad de vida de vastos sectores de la población. En resumen, el plan a largo plazo contempla electrificar 519 localidades con 18 mil 498 viviendas por energía hidroeléctrica y diez mil 829 localidades con 261 mil 520 viviendas con energía solar. Actualmente, se desarrollan los estudios de preinversión del denominado Programa Masivo I, con el objetivo de implementar 20 mil Sistemas Fotovoltaicos en igual número de viviendas a nivel nacional, previéndose iniciar la instalación entre fines del próximo año y principios de 2010. MEM instalará más de 100 fuentes de energía eléctrica renovable en zonas rurales; Lima, dic. 15 (ANDINA).- Más de 100 fuentes de energía eléctrica renovable (producida por el sol y el viento) se instalarán en las comunidades rurales que no cuentan con acceso a la electricidad, con la finalidad de darle un uso estrictamente comunitario para mejorar la calidad de vida y promover el desarrollo de cada una de estas localidades. La instalación de estos equipos se realizará durante el 2009 y beneficiará a más de 100 comunidades ubicadas en 44 distritos de los departamentos de Ayacucho, Ica, Cajamarca, Piura, Amazonas, Huancavelica, Junín, Puno, Lambayeque y Tacna. Se hará como parte del Programa EURO-SOLAR, iniciativa pionera a nivel mundial de la Oficina de Cooperación de la Comisión Europea (EuropeAid) que es desarrollada en el Perú por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), conjuntamente con los sectores Educación y Salud, que tiene por objetivo promover las energías renovables como motor de desarrollo humano en ocho países de América Latina. La energía que usarán será producida por el sol y el viento, y la instalación de los kits comprende los generadores de energía que están compuestos por paneles fotovoltaicos y aerogeneradores que serán usados en las laptops, conservadoras de vacunas, purificadores de agua y demás artefactos que instalará el MEM en cada una de estas comunidades.

El Programa EURO-SOLAR cuenta con un Comité de Seguimiento interinstitucional para la buena ejecución de las actividades contempladas en el Plan Operativo. Asimismo, este programa hará sinergia con el Ministerio de Educación para la capacitación a los profesores en el manejo de las tecnologías de la información y la comunicación, permitiendo que también a los centros educativos de las comunidades rurales que no gozan del beneficio de la energía eléctrica les llegue la innovación pedagógica. De otro lado, también apoyará las actividades del Ministerio de Salud pues transformará la energía del sol y del viento para el uso de las conservadoras de vacunas para las Campañas de Vacunación. Del mismo modo, gracias a los purificadores de agua se disminuirán las enfermedades estomacales, que son causa de elevadas tasas de mortalidad infantil en las zonas rurales de nuestro país. MEM implementará mecanismos para evitar sobrecostos en sistema eléctrico que afecten a usuarios; Lima, dic. 16 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) evalúa implementar en el más breve plazo algunos mecanismos que eviten la generación de sobrecostos en el sistema eléctrico a fin de que el usuario final no se vea afectado. El viceministro de Energía, Daniel Cámac, indicó que se requieren adoptar medidas para

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que el propio mercado no altere las transacciones que realizan los generadores y distribuidores, lo que al final se traduce en mayores tarifas para el consumidor final. “Cuando hay escasez de oferta o ésta no sigue el mismo crecimiento de la demanda, se pueden generar costos marginales muy elevados y eso puede llevar a mucha especulación o alteración de las transacciones en el mercado spot”, explicó. Indicó que esos sobrecostos pueden ser evitados mejorando las transacciones de corto plazo entre generadores y distribuidores, lo que se traducirá en menores costos para el usuario. “El reordenamiento de las transferencias es básico para evitar elevados costos marginales en el sector, estamos trabajando para que a inicios de año estén listas estas medidas”, manifestó.

El viceministro dijo que otro de los puntos que se están evaluando es el tema del gas a fin de generar un equilibrio en las diversas tecnologías que se utilizan para la generación de electricidad. “No se deben dar incentivos para una sola tecnología sino más bien dar medidas que permitan una competencia económica racional entre ambas”, afirmó. En ese sentido, dijo que no necesariamente se debe pensar en elevar el precio del gas para incentivar el desarrollo de centrales hidroeléctricas sino, por ejemplo, también se deberían impulsar las licitaciones de largo plazo de centrales hidroeléctricas para generar nuevas ofertas. Respecto al desarrollo de la energía eólica en el país, indicó que son necesarias pero en este momento se requiere concentrarse en temas que van a generar una mayor sostenibilidad al sistema eléctrico.

MEM establece medidas para asegurar continuidad en prestación de servicio eléctrico; Lima, dic. 18 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) estableció hoy una serie de medidas para asegurar la continuidad del servicio público de electricidad considerando que a partir de enero del 2009 la mayoría de empresas distribuidoras no contarían con contratos de suministro de energía que las respalden para atender la demanda de los usuarios. Ello originaría que dichas empresas requieran efectuar retiros físicos de potencia y energía al no contar con contratos de suministro con las empresas generadoras debido a la escasez de energía eficiente en el sistema. Esta situación podría generar efectos económicos financieros perjudiciales, extraordinarios y no previstos en la normativa vigente, haciendo peligrar la estabilidad económica del sistema eléctrico y la continuidad del servicio público de electricidad. Por ello, el MEM ha determinado que los costos marginales de corto plazo en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se calcularán considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad. Dichos costos no podrán ser superiores a un valor límite que será definido por el MEM. Además, la diferencia entre los costos variables de operación en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los costos marginales que serán determinados por el MEM, será cubierta mediante un cargo adicional en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. El MEM también precisó que las unidades de generación que instalará Electroperú serán consideradas para efectos de distribuir los retiros sin contrato en las condiciones establecidas por la norma publicada hoy. Esta norma tendrá vigencia desde el primero de enero del 2009 hasta el 31 de diciembre del 2011. El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) aprobará las disposiciones necesarias para la aplicación de dicha norma. Colocarán 760 mil focos ahorradores a bajo costo entre la población de escasos recursos; Lima, dic. 22 (ANDINA).- A partir de enero del próximo año, las empresas de electricidad ofrecerán a las familias de 20 regiones del país, más de 760 mil focos ahorradores para ser colocados a bajo costo en las casas en lugar de los focos

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incandescentes. De esta manera dichas familias podrán obtener un uso eficiente de la energía y ahorrar en su facturación mensual. La colocación de estos productos constituirá una medida de impacto inmediato para disminuir la demanda de energía en el país y favorecer a la población de escasos recursos económicos. Se tiene previsto que más de medio millón de familias tendrán los focos ahorradores. Los ahorradores fueron adquiridos a la empresa Philips Peruana, ganadora de una licitación pública realizada ayer por Fonafe en el marco de un convenio de cooperación interinstitucional con el Ministerio de Energía y Minas. Así, el Estado ahorró más de cinco millones de nuevos soles en la adquisición de los focos ahorradores, ya que Philips Peruana S.A. ofreció la venta de cada uno de ellos a cinco nuevos soles cuando el precio promedio en el mercado nacional es de 12 nuevos soles. Las empresas de electricidad bajo el ámbito de Fonafe que ofrecerán el cambio de focos incandescentes por focos ahorradores a partir del 2009 son Electro Sur Este, Electrosur, Electropuno, Sociedad Eléctrica del Sur Oeste, Electro Oriente, Electro Ucayali y Grupo Distriluz). El uso de un foco ahorrador disminuye en cuatro veces el consumo de energía en comparación a los incandescentes que gastan energía porque a la vez producen energía calorífica. MEM convocará en primer trimestre del 2009 obras de electrificación rural en beneficio de 292 mil personas; Lima, dic. 24 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) convocará en el primer trimestre del año 2009 la ejecución de 42 obras de electrificación rural que beneficiarán a 292 mil habitantes de zonas alejadas del país, como parte de las acciones dispuestas por el gobierno en el marco del plan anticrisis, informó hoy este sector. La inversión que se hará en esta oportunidad asciende en total a 288.5 millones de nuevos soles y representa un nuevo esfuerzo del gobierno por elevar el coeficiente de electrificación nacional, afirmó. Asimismo, con esta inversión del sector Público en las zonas rurales se generarán miles de puestos de trabajo en diferentes lugares del país. Nueve de los proyectos mencionados se ejecutarán en el departamento de Huánuco (86.3 millones de soles) y 11 en Amazonas, Ancash, Cajamarca, Lambayeque y Piura (39.2 millones). También se llevarán a cabo 11 proyectos en Ancash, Cajamarca, La Libertad, Lambayeque y Piura (93 millones de soles) y otras 11 obras se han programado para Ayacucho, Huancavelica, Huánuco, Junín, Pasco y San Martín (70 millones). La ejecución de estos proyectos comprende la elaboración del expediente técnico respectivo, el suministro y transporte de materiales y equipos, el montaje electromecánico, las obras civiles y su puesta en servicio, de acuerdo a un cronograma.Con la electrificación rural, que demanda un gran esfuerzo, el MEM contribuye eficazmente a la lucha frontal contra la pobreza, en la medida que el hecho de contar con electricidad significa, para los pueblos más alejados del país, la posibilidad de desarrollar nuevas actividades económicas que mejoren sus ingresos, aseguró. Agregó que ello traerá como consecuencia un mejoramiento de la calidad de vida de las referidas poblaciones. La energía representa también para estos pueblos las oportunidades de una mayor comunicación con el país, de estar mejor informados, de acceder a Internet; de leer por las noches con toda comodidad, sin tener que recurrir a las velas. MEM otorga concesión a Electro Sur Este para operar línea de transmisión en Cusco; Lima, dic. 24 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó hoy a la empresa Electro Sur Este una concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en la Línea de Transmisión Cachimayo – Pisac –Paucartambo en la región Cusco. Según una resolución suprema del MEM publicada hoy,

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dicho proyecto de transmisión eléctrica se ubicará en los distritos de Cachimayo, Chinchero, Coya, Taray, Pisac, Colquepata y Paucartambo, en las provincias de Anta, Calca, Urubamba y Paucartambo. La línea de transmisión tendrá una terna con una potencia de 60 kilovatios (Kv) y una extensión de 57.09 kilómetros. La norma aprueba también el contrato de concesión de 17 cláusulas y tres anexos que suscribirá el MEM con Electro Sur Este. En ese sentido, se autoriza al director general de Electricidad del MEM a suscribir, a nombre del Estado, el contrato de concesión. Según el reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, la resolución será notificada al concesionario, en este caso Electro Sur Este, dentro de los cinco días hábiles siguientes a su expedición. Iberoperuana Inversiones y Sowitec obtienen concesión temporal para estudios de generación eólica; Lima, dic. 25 (ANDINA).- Las empresas Iberoperuana Inversiones y Sowitec Energías Renovables de Perú recibieron hoy del Ministerio de Energía y Minas (MEM) tres concesiones temporales para realizar estudios de factibilidad relacionados a la generación eléctrica en futuras centrales eólicas. Iberoperuana Inversiones desarrollará los estudios a nivel de factibilidad de la futura Central Eólica Parque Ocucaje 1, para una capacidad instalada estimada de 150 Megavatios (Mw), los cuales se realizarán en el distrito de Paracas, provincia de Pisco en la región de Ica. También recibió una segunda concesión temporal para elaborar los estudios de factibilidad de la futura Central Eólica Parque Lomitas 1, para una capacidad instalada estimada de 200 Mw, que se realizarán en los distritos de Ocucaje y Santiago, en la provincia de Ica. En ambos casos, Iberoperuana Inversiones deberá realizar los estudios en un plazo de 23 meses contados a partir de mañana. Esta empresa, de capitales peruanos y españoles, ya cuenta con un total de quince concesiones para realizar proyectos eólicos en el Perú con una potencia de 2,050 Mw. Sus otros proyectos son el Parque Magdalena de Cao de 240 Mw (La Libertad), el Parque Nuevo Chimbote de 180 Mw (Ancash), el Parque Tacna de 150 Mw, el Parque Lobitos de 150 Mw (Piura), el Parque Tumbes-Zorritos de 150 Mw (Tumbes). También están el Parque Lambayeque de 100 Mw, el Parque Mancora de 100 Mw (Tumbes y Piura), el Parque San Pedro de Lloc de 100 Mw (La Libertad), el Parque San Juan de 80 Mw (Ica y Arequipa), el Parque Miramar de Santa Maria de 80 Mw (Arequipa), el Parque Icla de 80 Mw (Moquegua y Tacan), el Parque Vice de 80 Mw (Piura), el Parque Vichayal de 80 Mw (Piura) y el Parque Huacho de 240 Mw. Por su parte, Sowitec Energías Renovables de Perú recibió la concesión temporal para realizar los estudios de factibilidad de la futura Central Eólica Parque Pampa Matacaballo y que tendría una capacidad instalada de 150 Mw.

Los estudios se realizarán en el distrito de Huarmey, provincia de Huarmey en la región Ancash, por un plazo de 24 meses. Ambos concesionarios están obligados a respetar las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y demás normas legales pertinentes. Si vencido el plazo, el concesionario no cumpliera con las obligaciones contraídas en su solicitud, respecto a la ejecución de los estudios y al cumplimiento del Cronograma de Ejecución de Estudios, la Dirección General de Electricidad ejecutará la garantía otorgada.

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MEM invirtió S/. 273 millones este año para llevar electricidad a 1,800 localidades rurales; Lima, dic. 28 (ANDINA).- El Ministerio de Energía y Minas (MEM) informó hoy que este año se han invertido 273 millones de nuevos soles en obras públicas de electrificación a nivel nacional y se ha logrado llevar el servicio a 1,800 localidades rurales. Dicho portafolio agregó que esa inversión ha permitido ejecutar un total de 234 obras de electrificación rural y que ha permitido dotar de energía eléctrica a un total de 89 mil viviendas.En ese sentido, calculó que 479 mil peruanos han sido beneficiados con los proyectos de electrificación rural, lo cual significa uno de los logros del MEM para el 2008. Según un informe del MEM, los proyectos de electrificación rural se han desarrollado en 19 departamentos del Perú y entre los que figuran Amazonas, Ancash, Apurímac, Arequipa, Ayacucho, Cajamarca, Cusco y Huancavelica. Además figuran obras en Huánuco, Junín, La Libertad, Lambayeque, Lima, Loreto, Pasco, Piura, Puno, San Martín y Tumbes. Asimismo, indicó que se ha implementado un piloto de Sistema Híbrido Eólico Fotovoltaico en la localidad de Campo Alegre en Cajamarca para beneficiar a 20 viviendas y que eventualmente se irá extendiendo a otras zonas necesitadas. También durante este año se puso en ejecución el Programa Eurosolar que beneficiará a 50 mil habitantes en 101 centros poblados. Con la electrificación rural, que demanda un gran esfuerzo, el Ministerio del Energía y Minas contribuye eficazmente a la lucha frontal contra la pobreza, en la medida que el hecho de contar con electricidad significa, para los pueblos más alejados de nuestro país, la posibilidad de desarrollar nuevas actividades económicas que mejoren sus ingresos. “Ello traerá como consecuencia un mejoramiento de la calidad de vida de las referidas poblaciones”, manifestó el MEM. Añadió que la energía representa también para estos pueblos las oportunidades de una mayor comunicación con el país, de estar mejor informados, de acceder a Internet, de leer por las noches con toda comodidad y sin tener que recurrir a las velas.

COES descarta posibilidad de que se produzca racionamiento de energía eléctrica durante el 2009; Lima, dic. 31 (ANDINA).- El presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac), César Butrón, descartó hoy que durante el año 2009 exista la posibilidad de que se presenten racionamientos o cortes de energía eléctrica a nivel nacional. “Descartaríamos problemas de energía casi todo el año 2009 en el sentido de racionamientos, que son cortes programados todos los días por falta de capacidad, eso queda descartado pero lo que no puede quedar descartado nunca es la eventualidad de una falla”, refirió.Indicó que la posibilidad de que se presenten fallas en el sistema eléctrico de Perú siempre va a existir, pero eso dependerá también de la cantidad de reservas que exista en dicho momento. “Si tuviéramos una reserva muy grande entonces esas fallas no se notarían, pero en estos momentos estamos en una situación más tranquila y más holgada porque empezaron las lluvias y hay más producción de energía hidroeléctrica”, indicó. En ese sentido, refirió que en la actualidad las reservas de generación eléctrica están entre cinco y siete por ciento, y pese a que no es un nivel óptimo, sí alcanza para manejar el sistema interconectado con algo de tranquilidad para los primeros meses del 2009. Explicó que el inicio de la temporada de lluvias en los últimos meses ha permitido que los costos de generación eléctrica sean menos de 200 dólares por megavatio hora (Mwh) que se registró en los meses de estiaje (sequía). Sin embargo, manifestó que los meses de estiaje y los problemas en la capacidad de transporte de gas natural hacia las plantas de generación termoeléctrica originaron que los costos de la electricidad promedio suban entre 30 y 40 por ciento con relación al 2007. “Para el 2009 los costos de generación van a mantenerse altos con respecto al 2008 porque, debido a la falta de gas, se va a seguir generando con diesel y residual (en las termoeléctricas) pero en términos absolutos es

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muy difícil precisar cuánto subirán los cotos porque va a depender del precio del petróleo”, indicó.

Butrón señaló que para los primeros meses del año no se espera un aumento de los costos de generación eléctrica, pero sí para mayo, junio, julio y agosto, hasta que entre en operación la primera ampliación del ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) y se pueda abastecer con gas natural a las generadoras. “Tenemos que recordar que el gobierno autorizó a Electroperú a que contrate grupos de emergencia que funcionen durante los meses de estrés para evitar que haya racionamiento, aunque esto tiene un costo que será trasladado al usuario”, dijo a Visión Económica de TV Perú. Adicionalmente, mencionó que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) fijará en mayo las nuevas tarifas reguladas de electricidad, las cuales podrían variar con relación al 2008 debido a que se deberá considerar el problema de la falta de gas natural para las centrales termoeléctricas. “Esto va a ser considerado de alguna manera en las tarifas, que deberían ser superiores a las del 2008 debido a que habrá un efecto combinado (por los equipos de Electroperú y el problema del gas)”, precisó. Pero aclaró que el aumento en las tarifas para los usuarios finales tendría que ser sólo de cuatro o cinco por ciento, aunque eso se sabrá exactamente en mayo del 2009 y luego de ver el efecto de la caída del petróleo a nivel internacional.

Empresas de Grupo Distriluz recurrirán a mercado de capitales para conseguir mayores recursos en el 2009; Lima, dic. 31 (ANDINA).- Las empresas que conforman el Grupo Distriluz recurrirán al mercado de capitales para conseguir mayores recursos a partir del 2009, dispuso la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) mediante un acuerdo publicado hoy. Distriluz es un grupo de empresas estatales que genera y distribuye energía eléctrica con presencia en 12 de 24 departamentos de Perú, y se ubica geográficamente en Piura (Electronoroeste), Chiclayo (Electronorte), Trujillo (Hidrandina) y Huancayo (Electrocentro). Las empresas que integran el Grupo Distriluz deberán realizar la inscripción de un paquete accionario en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), señala el Acuerdo ProInversión. Ello permitirá a estas empresas conseguir mayores recursos a mejores condiciones con el objetivo de afianzar la viabilidad de las mismas en el largo plazo con la aplicación de recursos frescos para componer una estructura financiera coherente con su patrimonio, afirmó. Distriluz brinda servicio de electricidad a más de 1.4 millones de clientes y tiene niveles de ventas mayores a 274 millones de dólares anuales. Este holding además posee un patrimonio de más de 500 millones de dólares y forma parte del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe).La norma también modifica la entrada en vigencia del Acuerdo ProInversión N° 240, de fecha 24 de junio del 2008, la cual queda fijada para el primero de enero del 2010.

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CUADROS

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Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía y Minería

Cuadro Nº 1


NacionalSistemas Aislados Total

ACTIVOACTIVO CORRIENTE 4 011 714 86 615 4 098 329ACTIVO NO CORRIENTE 23 402 587 424 377 23 826 964 Activo fijo 20 872 960 422 174 21 295 134 Otros activos no corrientes 2 529 627 2 203 2 531 829TOTAL ACTIVO 27 414 301 510 992 27 925 293PASIVO 12 613 804 48 553 12 662 357 PASIVO CORRIENTE 3 408 604 34 993 3 443 597 PASIVO NO CORRIENTE 9 205 200 13 560 9 218 761PATRIMONIO NETO 14 800 497 462 439 15 262 935TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 27 414 301 510 992 27 925 293

Fuente: Osinergmin.

Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR SISTEMAS Al 31 de Diciembre de 2008

(Expresado en Miles de Nuevos Soles)

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Cuadro Nº 2


Nacional

Sistemas Aislados

Total

INGRESOS OPERATIVOS 10,799,037 241,490 11,040,527GASTOS OPERATIVOS 8,061,054 229,728 8,290,783UTILIDAD DE OPERACIÓN 2,737,982 11,762 2,749,745OTROS INGRESOS, REI, PART. IMP. -1,337,379 -4,397 -1,341,776UTILIDAD NETA 1,400,604 7,365 1,407,969

GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 3,842,936 31,253 3,874,188 UTILIDAD DE OPERACIÓN 2,737,982 11,762 2,749,745PROVISIONES DEL EJERCICIO 1,104,953 19,490 1,124,444

Fuente: Osinergmin.Elaborado por: Consorcio Universidad ESAN - Gestión & Energía

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR SISTEMA Al 31 de Diciembre de 2008


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Cuadro Nº 3

Generación Transmisión Distribución Total

ACTIVOACTIVO CORRIENTE 2 545 469 240 221 1 312 639 4 098 329ACTIVO NO CORRIENTE 14 325 069 1 931 017 7 570 877 23 826 964 Activo fijo 13 052 719 888 833 7 353 582 21 295 134 Otros activos no corrientes 1 272 350 1 042 184 217 295 2 531 829TOTAL ACTIVO 16 870 538 2 171 238 8 883 516 27 925 293PASIVO 7 872 160 1 145 443 3 644 754 12 662 357 PASIVO CORRIENTE 1 746 167 282 257 1 415 173 3 443 597 PASIVO NO CORRIENTE 6 125 993 863 186 2 229 582 9 218 761PATRIMONIO NETO 8 998 379 1 025 795 5 238 762 15 262 935TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 16 870 538 2 171 238 8 883 516 27 925 293


RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR ACTIVIDADAl 31 de Diciembre de 2008


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Cuadro N°4

Generación Transmisión Distribución Total

INGRESOS OPERATIVOS 5,752,024 396,313 4,892,189 11,040,527GASTOS OPERATIVOS 4,075,565 202,482 4,012,735 8,290,783UTILIDAD DE OPERACIÓN 1,676,459 193,831 879,454 2,749,745OTROS INGRESOS (EGRESOS), REI, PART. IMP. -838,966 -94,355 -408,455 -1,341,776UTILIDAD NETA 837,493 99,476 470,999 1,407,969

GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 2,312,396 279,297 1,282,495 3,874,188

UTILIDAD DE OPERACIÓN 1,676,459 193,831 879,454 2,749,745PROVISIONES DEL EJERCICIO 635,937 85,466 403,041 1,124,444


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR ACTIVIDADAl 31 de Diciembre de 2008


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Cuadro N° 5Página 2

Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TotalACTIVO 237,832 151,546 170,061 1,163,124 448,675 2,171,238ACTIVO CORRIENTE 26,166 17,319 16,406 116,896 63,434 240,221 Caja-Bancos 5,712 11,412 6,104 19,719 45,328 88,275 Valores Negociables Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 17,347 2,396 2,875 20,411 7,187 50,216 Cuentas por Cobrar Comerciales 17,347 2,396 2,875 20,411 7,187 50,216 Provisión Cobranza Dudosa 0 0 Otras Cuentas por Cobrar (Neto) -572 26 6,296 65,329 10,802 81,881 Otras Cuentas por Cobrar -572 912 6,296 65,329 10,802 82,767 Provisión Cobranza Dudosa 886 886 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Existencias 1,421 1,095 661 11,339 117 14,633 Gastos Pagados por Anticipado 2,257 2,390 470 98 5,216ACTIVO NO CORRIENTE 211,666 134,227 153,655 1,046,228 385,241 1,931,017 Inversiones en Valores 161 161 Cuentas por Cobrar Comerciales 4,427 19,886 24,313 Otras Cuentas por Cobrar 124 124 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 207,116 134,017 153,494 29,541 364,666 888,833 Inmuebles, Maq. y Equipos 289,047 169,683 214,359 55,791 492,519 1,221,399 Depreciación Acumulada 81,931 35,667 60,865 26,250 127,853 332,566 Otros Activos 210 1,016,688 689 1,017,587PASIVO Y PATRIMONIO 237,832 151,546 170,061 1,163,124 448,675 2,171,238PASIVO 31,431 80,745 108,879 641,062 283,326 1,145,443PASIVO CORRIENTE 7,019 12,212 22,365 132,653 108,009 282,257 Sobregiros Bancarios Cuentas por Pagar Comerciales 1,699 653 291 26,759 2,595 31,997 Otras Cuentas por Pagar 125 4,499 7,614 13,497 61,541 87,276 Cuentas por Pagar Emp. del Sector Deuda a Largo Plazo (parte cte.) 5,195 7,059 14,011 92,397 43,874 162,536 Ganancias Diferidas 448 448 OtrosPASIVO NO CORRIENTE 24,412 68,534 86,514 508,410 175,317 863,186 Deuda a Largo Plazo 19,073 68,360 67,213 399,699 101,545 655,891 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. Cuentas por Pagar Emp. del Sector Provisión Beneficios Sociales 5 11 16 Ganancias Diferidas 5,339 5,339 Otros Pasivos 168 19,290 108,710 73,771 201,939PATRIMONIO NETO 206,401 70,801 61,182 522,062 165,350 1,025,795 Capital Social 199,207 63,350 54,097 69,269 115,268 501,191 Capital Adicional 228 11 285,386 285,625 Reservas 3,795 -105 13,854 12,643 30,186 Resultados Acumulados 7,199 -7,142 100,324 8,937 109,317 UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO -5 10,570 7,180 53,229 28,502 99,476



BALANCE GENERAL EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre de 2008

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Cuadro N° 6

Descripición Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTAL SEIN SA TOTAL

INGRESOS 5,752,024 396,313 4,892,189 11,040,527 10,799,037 241,490 11,040,527 Venta Energía Eléctrica al Público 2,198,798 4,572,892 6,771,691 6,556,505 215,186 6,771,691 Venta Energía Precios en Barra 2,641,600 21,085 2,662,685 2,640,534 22,151 2,662,685 Transferencia COES 402,288 25,368 427,656 427,551 105 427,656 Peajes y Uso Instal. Transmisión 87,804 367,101 21,277 476,182 475,842 340 476,182 Otros Ingresos 421,534 29,213 251,568 702,314 698,605 3,709 702,314COSTOS 4,075,565 202,482 4,012,735 8,290,783 8,061,054 229,728 8,290,783 Gastos de Generación 3,607,294 254,492 3,861,786 3,682,335 179,451 3,861,786 Costos de Transmisión 40,338 164,871 197,723 402,933 400,133 2,799 402,933 Gastos de Distribución 1,197 3,064,369 3,065,566 3,045,203 20,363 3,065,566 Gastos de Comercialización 47,252 251,954 299,206 286,973 12,234 299,206 Gastos Generales y Administrativos 379,484 37,611 244,197 661,292 646,410 14,881 661,292UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1,676,459 193,831 879,454 2,749,745 2,737,982 11,762 2,749,745OTROS INGRESOS (EGRESOS) -343,462 -48,924 -111,072 -503,458 -505,952 2,494 -503,458 Ingresos Financieros 138,997 11,414 45,953 196,364 194,396 1,968 196,364 Gastos Financieros -391,195 -54,578 -159,682 -605,455 -604,188 -1,267 -605,455 Transf. Corrientes D.S.065-87-EFDiferencia en Cambio -180,836 -6,990 -2,246 -190,072 -190,072 -190,072 Otros Ingresos (Egresos) 85,482 1,230 1,564 88,276 85,980 2,296 88,276 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 4,090 3,340 7,430 7,932 -503 7,430UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 1,332,998 144,907 768,382 2,246,286 2,232,030 14,256 2,246,286 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 1,332,998 144,907 768,382 2,246,286 2,232,030 14,256 2,246,286 Particip. Utilidad Trabajadores 78,900 4,018 46,687 129,604 128,640 964 129,604 Impuesto a la Renta 416,604 41,413 250,696 708,714 702,786 5,927 708,714UTILIDAD (PERDIDA) NETA 837,493 99,476 470,999 1,407,969 1,400,604 7,365 1,407,969


GANANCIAS Y PÉRDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DE SERVICIO ELÉCTRICO Al 31 de Diciembre de 2008


191



Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TotalINGRESOS 23 675 29 380 35 878 225 590 81 791 396 313 Venta Energía Eléctrica al Público Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 23 675 29 214 35 274 197 724 81 214 367 101 Otros Ingresos 167 604 27 865 577 29 213COSTOS 21 204 10 828 19 575 125 492 25 383 202 482 Gastos de Generación Costos de Transmisión 21 204 9 184 15 200 95 920 23 362 164 871 Gastos de Distribución Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 1 644 4 375 29 572 2 020 37 611UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 2 471 18 552 16 303 100 098 56 408 193 831OTROS INGRESOS (EGRESOS) (1 201) (4 956) (5 613) (22 241) (14 914) (48 924) Ingresos Financieros 209 158 330 5 750 4 968 11 414 Gastos Financieros (1 887) (5 004) (6 418) (24 962) (16 307) (54 578) Transf. Corrientes D.S.065-87-EFDiferencia en Cambio 635 ( 380) (3 696) (3 549) (6 990) Otros Ingresos (Egresos) ( 158) ( 110) 856 667 ( 26) 1 230 Ingresos (Egresos) de Ej. AnterioresUTILIDAD ANTES DEL REI 1 270 13 596 10 690 77 857 41 494 144 907 Resultado Exposición InflaciónUTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1 270 13 596 10 690 77 857 41 494 144 907 Particip. Utilidad Trabajadores 4 018 4 018 Impuesto a la Renta 1 275 3 026 3 509 20 610 12 992 41 413UTILIDAD NETA ( 5) 10 570 7 180 53 229 28 502 99 476


GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre de 2008


193


Cuadro N° 7

Descripción Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTAL SEIN SA TOTALINGRESOS 5,752,024 396,313 4,892,189 11,040,527 10,799,037 241,490 11,040,527 Venta Energía Eléctrica al Público 2,198,798 4,572,892 6,771,691 6,556,505 215,186 6,771,691 Venta Energía Precios en Barra 2,641,600 21,085 2,662,685 2,640,534 22,151 2,662,685 Transferencia COES 402,288 25,368 427,656 427,551 105 427,656 Peajes y Uso Instal. Transmisión 87,804 367,101 21,277 476,182 475,842 340 476,182 Otros Ingresos 421,534 29,213 251,568 702,314 698,605 3,709 702,314GASTOS 4,075,565 202,482 4,012,735 8,290,783 8,061,054 229,728 8,290,783 Combustibles y Lubricantes 1,239,441 182,990 1,422,431 1,284,258 138,174 1,422,431 Suministros Diversos 43,358 4,249 142,121 189,727 178,405 11,322 189,727 Compra de Energía 1,342,890 2,503,768 3,846,658 3,841,997 4,662 3,846,658 Precios en Barra 128,810 1,715,661 1,844,471 1,840,221 4,250 1,844,471 Transferencia COES 514,304 458,430 972,735 972,580 155 972,735 Uso de Transmisión 449,615 12,865 462,480 462,480 462,480 A Terceros 250,160 316,812 566,973 566,716 257 566,973 Cargas de Personal 201,780 39,327 261,348 502,455 484,797 17,657 502,455 Servicios Prestados por Terceros 238,536 52,500 425,805 716,841 687,186 29,655 716,841 Tributos 102,402 6,365 65,246 174,013 170,128 3,885 174,013 Cargas Diversas de Gestión 129,127 14,498 42,989 186,614 181,732 4,882 186,614 Provisiones del Ejercicio 635,937 85,466 403,041 1,124,444 1,104,953 19,490 1,124,444 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 586,568 45,017 365,506 997,091 980,121 16,969 997,091 Compensación Tiempo Servicios 11,687 95 16,462 28,243 27,060 1,183 28,243 Cuentas de Cobranza Dudosa 20,317 11,546 31,863 31,669 194 31,863 Otras Provisiones 17,365 40,354 9,529 67,248 66,103 1,144 67,248 Otros 142,095 142,095 142,095 142,095 Gastos Cargados a Inversiones 77 -14,574 -14,497 -14,497 -14,497UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 1,676,459 193,831 879,454 2,749,745 2,737,982 11,762 2,749,745OTROS INGRESOS Y EGRESOS -343,462 -48,924 -111,072 -503,458 -505,952 2,494 -503,458 Ingresos Financieros 138,997 11,414 45,953 196,364 194,396 1,968 196,364 Gastos Financieros -391,195 -54,578 -159,682 -605,455 -604,188 -1,267 -605,455Diferencia en Cambio -180,836 -6,990 -2,246 -190,072 -190,072 -190,072 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 85,482 1,230 1,564 88,276 85,980 2,296 88,276 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 4,090 3,340 7,430 7,932 -503 7,430UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 1,332,998 144,907 768,382 2,246,286 2,232,030 14,256 2,246,286 Resultado Exposición Inflación 1 1 2 2 2UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1,332,998 144,907 768,382 2,246,286 2,232,030 14,256 2,246,286 Particip. Utilidad Trabajadores 78,900 4,018 46,687 129,604 128,640 964 129,604 Impuesto a la Renta 416,604 41,413 250,696 708,714 702,786 5,927 708,714UTILIDAD (PERDIDA) NETA 837,493 99,476 470,999 1,407,969 1,400,604 7,365 1,407,969


GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO ELECTRICO Al 31 de Diciembre de 2008


195



Descripción Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TotalINGRESOS 23,675 29,380 35,878 225,590 81,791 396,313 Venta Energía Eléctrica al Público Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 23,675 29,214 35,274 197,724 81,214 367,101 Otros Ingresos 167 604 27,865 577 29,213GASTOS 21,204 10,828 19,575 125,492 25,383 202,482 Combustibles y Lubricantes Suministros Diversos 89 4,157 2 4,249 Compra de Energía Precios en Barra Transferencia COES Uso de Transmisión A Terceros Cargas de Personal 523 1,799 36,880 125 39,327 Servicios Prestados por Terceros 10,044 3,577 5,019 26,978 6,884 52,500 Tributos 40 474 542 4,107 1,202 6,365 Cargas Diversas de Gestión 675 509 2,696 9,333 1,285 14,498 Provisiones del Ejercicio 10,445 5,745 9,354 44,037 15,885 85,466 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 10,445 5,705 9,295 4,070 15,503 45,017 Compensación Tiempo Servicios 35 59 95 Cuentas de Cobranza Dudosa Otras Provisiones 5 39,967 382 40,354 Otros Gastos Cargados a Inversiones 77 77UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 2,471 18,552 16,303 100,098 56,408 193,831OTROS INGRESOS Y EGRESOS -1,201 -4,956 -5,613 -22,241 -14,914 -48,924 Ingresos Financieros 209 158 330 5,750 4,968 11,414 Gastos Financieros -1,887 -5,004 -6,418 -24,962 -16,307 -54,578Diferencia en Cambio 635 -380 -3,696 -3,549 -6,990 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) -158 -110 856 667 -26 1,230 Ingresos (Egresos) de Ej. AnterioresUTILIDAD ANTES DEL REI 1,270 13,596 10,690 77,857 41,494 144,907 Resultado Exposición Inflación 1 1UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1,270 13,596 10,690 77,857 41,494 144,907 Particip. Utilidad Trabajadores 4,018 4,018 Impuesto a la Renta 1,275 3,026 3,509 20,610 12,992 41,413UTILIDAD NETA -5 10,570 7,180 53,229 28,502 99,476


GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS TRANSMISORASAl 31 de Diciembre de 2008


206


Cuadro Nº 10

GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TOTAL SEIN SA TOTAL VARIACION - ACT. DE OPERACION 1,197,960 226,828 807,068 2,231,856 2,243,021 -11,165 2,231,856 Utilidad Neta 837,438 99,476 471,085 1,407,998 1,400,689 7,309 1,407,998 Ajustes al Resultado Neto 269,158 130,244 472,090 871,492 852,924 18,569 871,492 Depreciación del periodo 622,686 55,174 355,252 1,033,112 1,016,885 16,227 1,033,112 Beneficios Sociales 5,168 0 7,648 12,816 11,676 1,140 12,816 Otras Provisiones -325,581 41,467 106,219 -177,895 -179,097 1,202 -177,895 Impuestos Diferidos -30,400 33,602 -49,009 -45,807 -45,807 0 -45,807 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo -2,714 0 51,980 49,266 49,266 0 49,266 Más (Menos) 91,364 -2,893 -136,106 -47,635 -10,591 -37,043 -47,635 Cuentas por Cobrar Comerciales 1,243,602 -5,923 13,190 1,250,868 1,247,957 2,912 1,250,868 Cuentas por Cobrar Diversas -6,248 -63,449 -34,901 -104,598 -103,752 -847 -104,598 Gastos Pagados por Anticipado 13,702 1,280 -6,732 8,250 5,630 2,620 8,250 Existencias -13,536 286 -27,881 -41,131 -41,200 68 -41,131 Tributos -345,131 4,168 -3,147 -344,110 -339,906 -4,205 -344,110 Cuentas por Pagar -755,958 -8,979 -127,914 -892,850 -852,713 -40,138 -892,850 Cuentas por Pagar Diversas 32,034 13,255 63,600 108,889 103,772 5,117 108,889 Reservas 0 0 0 0 0 0 0 Beneficios Sociales -24,062 2 -9,330 -33,390 -32,091 -1,299 -33,390 Cargas Diferidas -49 -2,387 -771 -3,207 -3,158 -49 -3,207 Otros -52,990 58,854 -2,219 3,645 4,869 -1,224 3,645VARIACION - ACT. DE INVERSION -581,628 -180,710 -687,522 -1,449,860 -1,433,900 -15,960 -1,449,860 Activo Fijo -511,180 -39,776 -615,880 -1,166,836 -1,163,911 -2,925 -1,166,836 Valores 16,145 40 301 16,486 16,486 0 16,486 Inversiones Intangibles -7,499 -80,648 -13,424 -101,570 -100,783 -787 -101,570 Pago de obras de Contrib. Reembolsable 0 0 0 0 0 0 0 Remesas a Empresas Regionales 0 0 0 0 0 0 0 Desembolso para Estudios y Proyectos -42,736 0 -78,381 -121,117 -121,117 0 -121,117 Préstamos a Terceros -14,855 0 0 -14,855 -14,848 -7 -14,855 Otros -21,502 -60,326 19,862 -61,967 -49,726 -12,241 -61,967VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO -663,946 -103,214 -156,910 -924,070 -951,794 27,724 -924,070 Emisión de Acciones 41,678 0 30,396 72,074 46,779 25,296 72,074 Emisión de Valores 116,914 0 97,730 214,644 214,644 0 214,644 Préstamos Bancarios -155,046 -52,087 44,788 -162,345 -165,149 2,804 -162,345 Préstamos de Accionistas 292,080 0 0 292,080 292,349 -269 292,080 Dividendos -776,772 -26,598 -336,217 -1,139,588 -1,139,480 -108 -1,139,588 Transferencias M.E.M 0 0 0 0 0 0 0 Pago a cuenta de utilidades 0 -4,277 0 -4,277 -4,277 0 -4,277 Pago de C.T.S 0 0 0 0 0 0 0 Proveniente de Contrib. Reembolsables 0 0 -1,096 -1,096 -1,096 0 -1,096 Transferencia Filiales 0 0 -2,075 -2,075 -2,075 0 -2,075 Otros -182,801 -20,251 9,564 -193,489 -193,490 1 -193,489VARIACION DEL EFECTIVO -47,614 -57,096 -37,364 -142,074 -142,672 599 -142,074SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 1,148,616 145,371 239,088 1,533,075 1,523,997 9,078 1,533,075SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 1,101,002 88,275 201,724 1,391,002 1,381,325 9,677 1,391,002


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO POR TIPO DE EMPRESAAl 31 de Diciembre de 2008

(Expresado en miles de Nuevos Soles )

207



CONCEPTO Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa EgesurElectro Andes

Electroperú Enersur KallpaMinera Corona

San Gabán Shougesa Sinersa Termoselva Total

VARIACION - ACT. DE OPERACION 12,831 1,447 207,384 34,151 48,971 62,698 -79,297 557 5,187 45,708 401,060 252,609 679 79,008 61,342 1,538 5,162 56,925 1,197,960 Utilidad Neta 19,686 -929 112,346 47,326 30,503 40,398 -1,715 0 628 61,884 180,017 273,491 -12,624 79,525 5,525 8,626 1,545 -8,793 837,438 Ajustes al Resultado Neto 11,778 2,075 160,868 40,164 35,145 14,122 28,515 0 6,353 17,547 133,471 -273,492 7,412 20,091 14,318 5,696 2,638 42,457 269,158 Depreciación del periodo 6,885 1,929 210,366 16,743 37,134 13,654 40,722 0 5,912 19,759 115,587 66,588 10,174 13,036 12,492 5,696 3,552 42,457 622,686 Beneficios Sociales 0 43 0 0 565 464 0 0 257 0 1,489 2,168 182 0 0 0 0 0 5,168 Otras Provisiones 5,618 103 -16,996 0 0 4 -12,644 0 184 9,273 22,196 -342,200 0 7,055 1,826 0 0 0 -325,581 Impuestos Diferidos -725 0 -33,085 24,244 0 0 437 0 0 -11,485 -5,801 0 -3,072 0 0 0 -914 0 -30,400 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 0 0 582 -823 -2,554 1 0 0 0 0 0 -48 128 0 0 0 0 0 -2,714 Más (Menos) -18,633 300 -65,830 -53,339 -16,676 8,179 -106,097 557 -1,794 -33,723 87,572 252,610 5,892 -20,609 41,499 -12,784 978 23,262 91,364 Cuentas por Cobrar Comerciales -36,953 344 -121,176 5,948 2,815 -4,113 -62,147 1,091 -1,420 -17,990 12,888 1,530,753 -28,149 -673 -18,377 -11,394 -190 -7,655 1,243,602 Cuentas por Cobrar Diversas -194 0 3,125 -4,781 -2,602 171 -80 24 -6,983 -4,720 0 24,058 -8,300 819 -3,866 0 273 -3,192 -6,248 Gastos Pagados por Anticipado 253 0 16,905 0 -279 -926 16 0 -596 77 -2,910 0 -149 18 -521 -162 -93 2,070 13,702 Existencias -42 0 -11,129 -1,424 -9,835 -613 -404 0 -102 713 644 0 -268 -1,164 -55 -244 0 10,386 -13,536 Tributos 0 0 1,078 -23,844 -5,963 10,315 -33,273 -52 1,203 0 0 -278,308 -6,577 -9,711 0 0 0 0 -345,131 Cuentas por Pagar 4,388 0 40,097 -2,079 6 2,946 1,784 -374 2,745 5,622 36,093 -903,588 38,869 -2,270 -2,240 -2,507 134 24,417 -755,958 Cuentas por Pagar Diversas -329 0 5,271 596 -819 376 -4,540 50 3,358 -17,424 42,322 0 10,465 -7,628 3,728 -484 -141 -2,765 32,034 Reservas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Beneficios Sociales 0 -43 0 0 0 0 0 -146 0 0 -1,463 -22,409 0 0 0 0 0 0 -24,062 Cargas Diferidas 0 0 0 0 0 0 0 -49 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -49 Otros 14,245 0 0 -27,755 0 23 -7,453 14 0 0 0 -97,896 0 0 62,831 2,007 995 0 -52,990VARIACION - ACT. DE INVERSION -11,550 -286 -8,769 -12,631 -45,828 -30,609 -7,550 -286 -32,007 -13,043 -31,850 -52,917 -282,970 -16,216 -4,057 -97 -15,181 -15,782 -581,628 Activo Fijo -11,550 -286 -24,601 -12,631 -2,871 -4,558 -7,304 -117 -31,724 -13,296 -13,866 -52,508 -287,144 -14,727 -3,006 -103 -15,104 -15,782 -511,180 Valores 0 0 15,832 0 0 313 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 16,145 Inversiones Intangibles 0 0 0 0 -153 0 -246 -162 -282 0 -3,136 -1,009 0 -1,460 -1,051 0 0 0 -7,499 Pago de obras de Contrib. Reembolsable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Remesas a Empresas Regionales 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Desembolso para Estudios y Proyectos 0 0 0 0 -42,736 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -42,736 Préstamos a Terceros 0 0 0 0 0 0 0 -7 0 0 -14,848 0 0 0 0 0 0 0 -14,855 Otros 0 0 0 0 -68 -26,363 0 0 0 253 0 600 4,175 -29 0 6 -77 0 -21,502VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO -24,299 0 -173,011 -30,204 -37,481 -16,728 -172,375 -290 14,872 -2,134 -203,997 -210,151 334,027 -62,242 -46,976 -2,104 14,891 -45,744 -663,946 Emisión de Acciones 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 41,678 0 0 0 0 0 41,678 Emisión de Valores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 116,914 0 0 0 0 0 0 116,914 Préstamos Bancarios 0 0 -78,920 0 0 0 125,680 0 14,872 0 -55,971 -133,871 0 14,625 -34,129 0 14,891 -22,223 -155,046 Préstamos de Accionistas 0 0 0 0 0 0 0 -269 0 0 0 0 292,349 0 0 0 0 0 292,080 Dividendos -14,053 0 -94,092 -30,204 -37,481 -16,728 -168,579 -21 0 689 -148,026 -193,194 0 -62,236 -12,847 0 0 0 -776,772 Transferencias M.E.M 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pago a cuenta de utilidades 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pago de C.T.S 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proveniente de Contrib. Reembolsables 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Transferencia Filiales 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Otros -10,246 0 0 0 0 0 -129,476 0 0 -2,823 0 0 0 -14,630 0 -2,104 0 -23,520 -182,801VARIACION DEL EFECTIVO -23,018 1,161 25,604 -8,684 -34,338 15,362 -259,222 -19 -11,948 30,531 165,213 -10,459 51,737 550 10,310 -664 4,872 -4,601 -47,614SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 34,567 1,784 29,082 91,673 144,803 28,142 331,947 28 18,600 34,891 199,928 131,120 27,437 3,288 38,993 13,495 3,481 15,357 1,148,616SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 11,549 2,945 54,686 82,989 110,465 43,503 72,725 9 6,652 65,422 365,141 120,662 79,175 3,837 49,303 12,832 8,353 10,756 1,101,002


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS GENERADORASAl 31 de Diciembre de 2008


208


Cuadro Nº 10Página 2

CONCEPTO Eteselva Isa-Perú Redesur Rep Transmantaro TotalVARIACION - ACT. DE OPERACION 10,883 17,418 21,079 127,959 49,490 226,828 Utilidad Neta -5 10,570 7,180 53,229 28,502 99,476 Ajustes al Resultado Neto 20,423 5,710 9,295 62,784 32,033 130,244 Depreciación del periodo 20,423 5,710 9,295 4,244 15,503 55,174 Beneficios Sociales 0 0 0 0 0 0 Otras Provisiones 0 0 0 37,929 3,538 41,467 Impuestos Diferidos 0 0 0 20,610 12,992 33,602 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 0 0 0 0 0 0 Más (Menos) -9,535 1,137 4,604 11,946 -11,046 -2,893 Cuentas por Cobrar Comerciales -7,134 87 452 279 393 -5,923 Cuentas por Cobrar Diversas 3,404 -142 -217 -57,087 -9,407 -63,449 Gastos Pagados por Anticipado 1,873 -1,427 16 818 0 1,280 Existencias 0 0 49 236 1 286 Tributos 0 0 2,663 1,505 0 4,168 Cuentas por Pagar -4,040 207 106 -2,359 -2,893 -8,979 Cuentas por Pagar Diversas -159 2,412 1,280 8,863 860 13,255 Reservas 0 0 0 0 0 0 Beneficios Sociales 0 0 2 0 0 2 Cargas Diferidas -2,387 0 0 0 0 -2,387 Otros -1,090 0 252 59,692 0 58,854VARIACION - ACT. DE INVERSION -1,410 -101 -283 -148,920 -29,996 -180,710 Activo Fijo -1,410 -97 -323 -7,950 -29,996 -39,776 Valores 0 0 40 0 0 40 Inversiones Intangibles 0 -4 0 -80,644 0 -80,648 Pago de obras de Contrib. Reembolsab 0 0 0 0 0 0 Remesas a Empresas Regionales 0 0 0 0 0 0 Desembolso para Estudios y Proyectos 0 0 0 0 0 0 Préstamos a Terceros 0 0 0 0 0 0 Otros 0 0 0 -60,326 0 -60,326VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO -11,096 -17,354 -51,114 -12,623 -11,027 -103,214 Emisión de Acciones 0 0 0 0 0 0 Emisión de Valores 0 0 0 0 0 0 Préstamos Bancarios -11,131 -6,218 -13,824 -9,945 -10,968 -52,087 Préstamos de Accionistas 0 0 0 0 0 0 Dividendos 0 -11,135 -15,463 0 0 -26,598 Transferencias M.E.M 0 0 0 0 0 0 Pago a cuenta de utilidades 0 0 -4,277 0 0 -4,277 Pago de C.T.S 0 0 0 0 0 0 Proveniente de Contrib. Reembolsable 0 0 0 0 0 0 Transferencia Filiales 0 0 0 0 0 0 Otros 35 0 -17,549 -2,679 -58 -20,251VARIACION DEL EFECTIVO -1,623 -37 -30,318 -33,584 8,467 -57,096SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 7,335 11,450 36,422 53,303 36,861 145,371SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 5,712 11,412 6,104 19,719 45,328 88,275


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS TRANSMISORASAl 31 de Diciembre de 2008


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Cuadro Nº 10Página 3

CONCEPTO Coelvisac Edecañete EdelnorElectro Oriente

Electro Puno

Electro Sur Este

Electro Sur Medio

Electro Tocache

Electro Ucayali

Electrocentro

Electronoroeste

Electronorte

Electrosur

Emsemsa Emseusa HidrandinaLuz del Sur

Seal Sersa Total

VARIACION - ACT. DE OPERACION 1,736 5,835 241,634 -13,527 13,927 27,267 32,317 87 4,798 53,439 24,914 23,188 13,356 0 105 75,099 269,329 33,313 253 807,068 Utilidad Neta 1,182 239 154,387 7,840 5,009 8,611 -35,280 505 438 24,428 15,605 13,476 5,089 0 170 32,133 219,434 17,590 228 471,085 Ajustes al Resultado Neto -782 5,009 113,417 16,460 0 21,364 46,800 198 5,212 23,049 15,808 11,433 7,512 0 0 111,544 77,680 17,353 34 472,090 Depreciación del periodo -742 4,179 116,893 14,284 0 19,444 12,131 149 4,446 21,448 11,970 9,742 7,194 0 0 35,871 81,604 16,624 15 355,252 Beneficios Sociales -40 1 0 1,088 0 1,083 685 41 337 1,078 746 610 0 0 0 1,281 0 728 8 7,648 Otras Provisiones 0 1,330 37,408 1,088 0 836 45,133 8 -195 522 3,093 1,081 317 0 0 5,547 10,039 0 11 106,219 Impuestos Diferidos 0 -502 -24,018 0 0 0 -11,150 0 624 0 0 0 0 0 0 0 -13,963 0 0 -49,009 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 0 0 -16,865 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 68,845 0 0 0 51,980 Más (Menos) 1,336 587 -26,171 -37,827 8,918 -2,708 20,798 -617 -852 5,963 -6,500 -1,721 755 0 -65 -68,578 -27,785 -1,630 -9 -136,106 Cuentas por Cobrar Comerciales 40,700 -177 -20,821 -2,761 70,066 2,762 -4,777 91 -2,871 -5,354 -11,058 -5,470 -2,004 0 4,246 -13,462 -29,984 -5,929 -8 13,190 Cuentas por Cobrar Diversas -965 2,264 -21,496 -833 -4,184 600 -3,599 60 1,034 -1,632 -3,953 -690 -181 0 0 -3,396 1,400 707 -37 -34,901 Gastos Pagados por Anticipado 0 -81 -1,073 2,620 0 293 -93 -17 -154 0 -3,152 -4,217 -111 0 0 -393 -354 0 1 -6,732 Existencias 129 -11 -16,998 61 0 -1,427 -1,782 -76 -2,739 -1,577 160 -1,081 257 0 0 3,385 -7,268 1,078 7 -27,881 Tributos -675 -946 0 -4,179 -944 0 0 0 0 -521 0 0 -4,275 0 0 0 5,860 2,505 27 -3,147 Cuentas por Pagar -35,270 -708 27,521 -36,092 -46,540 -5,447 16,472 -116 3,997 -4,940 8,340 6,978 1,624 0 -3,682 -61,175 14 1,101 10 -127,914 Cuentas por Pagar Diversas -1,694 246 3,777 5,695 0 -1,028 13,949 0 254 19,987 3,162 4,894 6,760 0 -629 6,464 2,548 -786 0 63,600 Reservas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Beneficios Sociales -40 0 0 -1,101 -7,131 0 -677 0 -373 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -8 -9,330 Cargas Diferidas -540 0 0 0 0 75 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -306 0 -771 Otros -310 0 2,920 -1,238 -2,349 1,464 1,305 -559 0 0 0 -2,136 -1,317 0 0 0 0 0 0 -2,219VARIACION - ACT. DE INVERSION -1,156 -3,376 -176,808 -15,142 -8,741 -45,096 -47,519 -133 -5,778 -80,428 -30,416 -21,698 -13,655 0 -153 -85,565 -139,916 -11,847 -93 -687,522 Activo Fijo -1,132 -4,084 -201,328 -2,282 -7,152 -45,026 -44,029 -133 -5,778 0 -29,479 -21,698 -13,156 0 -153 -84,363 -144,153 -11,847 -87 -615,880 Valores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 301 0 0 0 0 0 0 301 Inversiones Intangibles -24 -28 -5,093 -619 0 0 -3,490 0 0 -2,117 0 0 -800 0 0 -1,202 -44 0 -6 -13,424 Pago de obras de Contrib. Reembolsable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Remesas a Empresas Regionales 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Desembolso para Estudios y Proyectos 0 0 0 0 0 -70 0 0 0 -78,311 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -78,381 Préstamos a Terceros 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Otros 0 736 29,613 -12,241 -1,590 0 0 0 0 0 -938 0 0 0 0 0 4,281 0 0 19,862VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO 893 -2,375 -47,109 28,061 0 -8,836 -4,117 43 2,928 18,045 3,453 -3,950 877 0 39 5,410 -146,351 -3,836 -86 -156,910 Emisión de Acciones 0 0 0 25,296 0 0 0 0 4,000 607 0 0 0 0 0 0 0 493 0 30,396 Emisión de Valores 0 0 168,465 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -70,735 0 0 97,730 Préstamos Bancarios 893 -300 -81,021 2,765 0 0 0 0 0 17,438 34,444 -3,950 0 0 39 -13,620 88,100 0 0 44,788 Préstamos de Accionistas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Dividendos 0 0 -134,553 0 0 -8,826 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -20,970 -161,739 -10,042 -87 -336,217 Transferencias M.E.M 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pago a cuenta de utilidades 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Pago de C.T.S 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proveniente de Contrib. Reembolsables 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 877 0 0 0 -1,973 0 0 -1,096 Transferencia Filiales 0 -2,075 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -2,075 Otros 0 0 0 0 0 -10 -4,117 43 -1,072 0 -30,991 0 0 0 0 40,001 -4 5,712 1 9,564VARIACION DEL EFECTIVO 1,472 84 17,716 -608 5,185 -26,665 -19,318 -4 1,949 -8,943 -2,049 -2,459 577 0 -9 -5,056 -16,939 17,629 75 -37,364SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 396 483 16,605 7,174 21,328 42,420 29,336 155 2,097 10,431 9,280 6,934 6,286 0 14 13,410 32,513 40,148 78 239,088SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 1,867 567 34,321 6,566 26,513 15,755 10,018 151 4,045 1,488 7,231 4,475 6,864 0 5 8,354 15,574 57,777 152 201,724


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORASAl 31 de Diciembre de 2008


210


Cuadro Nº 11

TOTAL

ACTIVO FIJOCentrales Térmicas

Centrales Hidraúlicas

Comercialización Administración Total SubestacionesLineas Muy alta Tensión

Lineas Alta tensión

Administración TotalRedes Media

TensiónRedes Baja Tensión

Comercialización Adminsitración TotalTotal

Acumulado

ACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 76,600 34,839 97 98,991 210,527 45,181 3,038 24,230 38,627 111,076 38,601 0 98,812 395 137,808 459,411 Inmuebles 1,060,075 9,547,815 2,715 90,357 10,700,964 134,599 28,756 108,423 123,014 394,792 80,326 26 88 860 81,299 11,177,055 Maquinarias y Equipos 4,243,008 5,124,479 21,087 125,794 9,514,367 2,904,073 5,093,022 542,531 53,385 8,593,011 1,371,319 525,767 503,092 9 2,400,187 20,507,565 Muebles 9,723 5,842 1,987 28,445 45,996 12,498 12,716 27,776 26,831 79,821 10,100 2,522 39 1,287 13,948 139,766 Unidades de Transporte 11,666 37,905 145 19,319 69,035 10,399 15,210 20,270 18,584 64,462 10,667 0 130 331 11,127 144,624 Equipos Diversos 271,855 75,825 8,256 69,711 425,647 27,311 22,381 27,079 31,007 107,778 41,347 2,062 127 2,854 46,390 579,815 Otros 965,080 149,582 1,000 32,788 1,148,449 242,733 185,725 17,063 70,866 516,387 65,874 16,311 5,030 0 87,215 1,752,052 Total 6,638,007 14,976,286 35,287 465,405 22,114,986 3,376,793 5,360,848 767,373 362,314 9,867,328 1,618,235 546,687 607,317 5,735 2,777,974 34,760,288DEPRECIACION ACUMULADA

Inmuebles 227,649 3,075,826 1,958 43,786 3,349,219 30,955 9,964 24,359 33,229 98,506 27,922 3 20,584 158 48,667 3,496,392 Maquinarias y Equipos 1,950,303 3,063,439 368 1,002 5,015,111 1,146,584 2,086,850 253,527 40,840 3,527,801 522,091 196,907 200,750 7 919,754 9,462,667 Muebles 6,389 4,731 1,760 23,897 36,776 9,772 9,668 21,598 18,996 60,033 5,538 1,749 19 884 8,191 105,001 Unidades de Transporte 8,658 30,130 102 12,747 51,636 5,673 10,841 15,610 14,894 47,019 9,035 0 73 94 9,201 107,856 Equipos Diversos 102,464 46,504 4,496 49,652 203,116 15,538 12,591 17,217 18,187 63,534 14,751 1,269 97 1,487 17,603 284,253 Otros 241 2,323 0 2,825 5,389 334 167 0 159 660 2,935 0 0 0 2,935 8,985 Total 2,295,704 6,222,951 8,684 133,909 8,661,248 1,208,856 2,130,081 332,311 126,306 3,797,553 582,272 199,928 221,523 2,629 1,006,352 13,465,154ACTIVO FIJO NETO Terrenos 76,600 34,839 97 98,991 210,527 45,181 3,038 24,230 38,627 111,076 38,601 0 98,812 395 137,808 459,411 Inmuebles 832,426 6,471,990 757 46,571 7,351,745 103,644 18,792 84,065 89,785 296,286 52,404 22 -20,496 702 32,632 7,680,663 Maquinarias y Equipos 2,292,705 2,061,040 20,719 124,792 4,499,256 1,757,489 3,006,173 289,004 12,545 5,065,210 849,228 328,861 302,342 2 1,480,432 11,044,898 Muebles 3,334 1,111 227 4,547 9,220 2,726 3,048 6,178 7,835 19,788 4,562 773 19 403 5,756 34,765 Unidades de Transporte 3,008 7,775 43 6,573 17,398 4,726 4,369 4,660 3,689 17,444 1,632 0 57 237 1,926 36,768 Equipos Diversos 169,392 29,321 3,760 20,059 222,531 11,772 9,790 9,862 12,819 44,244 26,596 793 30 1,367 28,787 295,562 Otros 964,838 147,259 1,000 29,963 1,143,060 242,399 185,557 17,063 70,708 515,727 62,939 16,311 5,030 0 84,280 1,743,067 Total 4,342,303 8,753,335 26,603 331,497 13,453,738 2,167,937 3,230,767 435,062 236,008 6,069,775 1,035,962 346,760 385,794 3,105 1,771,622 21,295,134


EQUIPOS DE GENERACIÓN EQUIPOS DE TRANSMISIÓN EQUIPOS DE DISTRIBUCIÓN

CONSOLIDADO GENERAL DE ACTIVOS FIJOSAl 31 de Diciembre de 2008

(Expresado en miles de soles)

procesamiento y análisis de la información económica … · anÁlisis de ratios financieros por...

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