INFORMACIÓN ECON Y FINAN PUBLICACIÓN - … · 7 1.1. CONTENIDO DEL INFORME El presente documento...

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FFiinnaanncciieerraa

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

EESSTTAADDOOSS FFIINNAANNCCIIEERROOSS AAUUDDIITTAADDOOSS 22000044

EEXXPPRREESSAADDOO EENN NNUUEEVVOOSS SSOOLLEESS

AALL 3311 DDEE DDIICCIIEEMMBBRREE DDEE 22000044 SSEERR//DDDDEE//000022

2

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria OSINERG

“PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN ECONÓMICO Y FINANCIERA 2004”

INDICE

1. CONTENIDO DEL INFORME Y CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA...............................................................................................6

1.1. CONTENIDO DEL INFORME .................................................................................... 7 1.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA ............................................. 7

1.2. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO ................................ 8

1.3. OBSERVACION........................................................................................................ 9

2. ANÁLISIS ECONOMICO FINANCIERO .............................................................. 11

2.1. MARCO DE ESTUDIO ............................................................................................ 12

2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL ........................................................................ 13 2.2.1. ANÁLISIS DE ACTIVOS .......................................................................................... 13 2.2.2. ANÁLISIS DEL PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO NETO ....................................... 17 2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS ............................................................ 22

2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO ....................................................................................... 26 2.3.1. ANÁLISIS VERTICAL .............................................................................................. 26 2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN .................................................. 34 2.3.3. ANÁLISIS DE TENDENCIAS ................................................................................... 37

2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS .......................................................... 56 2.4.1. COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL .......................... 56

2.5. ANÁLISIS DEL ACTIVO FIJO ................................................................................. 63

2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO ................................................................... 67 2.6.1. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA ............................. 67

2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS ......................................................... 75 2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL............................................................... 75 2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS ................................................ 78

2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO .................................................................... 81

2.9. RANKING EMPRESARIAL...................................................................................... 84

2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO ............................................................................ 85 2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO ............................................................................... 86 2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS ........................................................................................... 87

3

2.10.3. TIPO DE CAMBIO................................................................................................... 88 2.10.4. SECTOR FISCAL.................................................................................................... 89 2.10.5. SECTOR EXTERNO ............................................................................................... 92 2.10.6. RESERVAS INTERNACIONALES NETAS................................................................ 94 2.10.7. RIESGO PAÍS ......................................................................................................... 95 2.10.8. EVOLUCIÓN DE LAS VARIABLES MACROECONÓMICAS ...................................... 96

2.11. NOTICIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO: CUARTO TRIMESTRE 2004....................... 99

3. CUADROS...............................................................................................................116

INDICE DE GRAFICOS

Gráfico 1 Activo, Pasivo y Patrimonio Neto................................................................................ 13 Gráfico 2 Componentes del Activo Total ................................................................................... 14 Gráfico 3 Activos por Tipo de Empresa ..................................................................................... 14 Gráfico 4 Total Activo por Sistemas .......................................................................................... 15 Gráfico 5 Pasivo Total y Patrimonio Neto del Sector Eléctrico .................................................... 18 Gráfico 6 Pasivo Total por Tipo de Empresa ............................................................................. 18 Gráfico 7 Pasivo Total por Sistema ........................................................................................... 19 Gráfico 8 Componentes del Pasivo total.................................................................................... 19 Gráfico 9 Estructura del Pasivo y Patrimonio Neto..................................................................... 20 Gráfico 10 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa ...................................................................... 20 Gráfico 11 Estructura del Balance y Relación Deuda/Capital por Tipo de Empresa...................... 21 Gráfico 12 Estructura del Balance y Relación Deuda/Capital por Empresa Privada...................... 21 Gráfico 13 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico .......................................... 22 Gráfico 14 Estructura del Estado de Resultados y EBITDA por Tipo de Empresa ........................ 23 Gráfico 15 Estructura de Activos: Empresas Generadoras ......................................................... 27 Gráfico 16 Estructura de Activos: Empresas Transmisoras......................................................... 27 Gráfico 17 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras ........................................................ 28 Gráfico 18 Estructura del Pasivo: Empresas Generadoras ......................................................... 28 Gráfico 19 Estructura del Pasivo: Empresas Transmisoras......................................................... 29 Gráfico 20 Estructura del Pasivo: Empresas Distribuidoras ........................................................ 29 Gráfico 21 Estructura del Activo en Empresas Generadoras....................................................... 35 Gráfico 22 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras ...................................................... 35 Gráfico 23 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras ...................................................... 36 Gráfico 24 Evolución del Activo Total (Base 2002) ..................................................................... 39 Gráfico 25 Evolución del Activo Corriente (Base 2002) .............................................................. 39 Gráfico 26 Evolución del Activo Fijo (Base 2002) ....................................................................... 40 Gráfico 27 Evolución del Activo Fijo Neto.................................................................................. 41 Gráfico 28 Evolución del Pasivo Total ....................................................................................... 41 Gráfico 29 Evolución del Patrimonio Neto ................................................................................. 42 Gráfico 30 Evolución de Pasivo/Pat rimonio Neto ....................................................................... 42 Gráfico 31 Evolución de Caja y Banco (Base 2002) ................................................................... 43 Gráfico 32 Evolución de los activos Fijos Netos (Base 2002) ..................................................... 44 Gráfico 33 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras .................................................. 45 Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Generadoras ...................... 46 Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Generadoras .......................... 47 Gráfico 36 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras ................................................ 48 Gráfico 37 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras .................................. 50 Gráfico 38 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras ......................... 51 Gráfico 39 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras ................................................. 51 Gráfico 40 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras ..................... 52 Gráfico 41 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras ......................... 53 Gráfico 42 Evolución del Activo en el SEIN ............................................................................... 53

4

Gráfico 43 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en el SEIN................................................... 54 Gráfico 44 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN ....................................................... 54 Gráfico 45 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados .......................................................... 55 Gráfico 46 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en los Sistemas Aislados .............................. 55 Gráfico 47 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados .................................. 56 Gráfico 54 Comportamiento de la Variable Ingreso 1995-2004 ................................................... 79 Gráfico 55 Variación del Producto Bruto Interno ........................................................................ 86 Gráfico 56 Evolución del Tipo de Cambio Año 2004................................................................... 88 Gráfico 57 Evolución de las fuentes de ingreso fiscales, 2004 .................................................... 90 Gráfico 58 Operaciones del Gobierno Central, 2004 .................................................................. 91 Gráfico 59 Balanza Comercial, Año 2004.................................................................................. 92 Gráfico 60 Exportaciones FOB 2004, según tipo de producto..................................................... 93 Gráfico 61 Importaciones de Bienes por Uso o Destino Económico, 2004 ................................... 94 Gráfico 62 Evolución de las RIN, 2004 ...................................................................................... 95 Gráfico 63 Indicadores de Riesgo País (Pbs) ............................................................................ 96

INDICE DE TABLAS

Tabla 1 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa................................... 57 Tabla 2 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras ......................... 58 Tabla 3 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisoras ........................ 58 Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras ........................ 59 Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema................................................. 59 Tabla 6 Análisis Vertical de Costos Combinados por Tipo de Empresa ....................................... 60 Tabla 7 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Generadoras ............................. 61 Tabla 8 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Transmisoras ............................ 61 Tabla 9 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras ............................ 62 Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema................................................... 63 Tabla 11 Análisis Vertical del Activo Fijo por Tipo de Empresa ................................................... 63 Tabla 12 Activo Fijo por Tipo de Empresa ................................................................................. 64 Tabla 13 Análisis Horizontal del Activo Fijo por Tipo de Empresa ............................................... 64 Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema................................................................. 65 Tabla 15 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Empresa y de Equipo........................................... 66 Tabla 24 Ratios de las Empresas de Generación ...................................................................... 67 Tabla 25 Ratios de las Empresas de Transmisión...................................................................... 70 Tabla 26 Ratios de las Empresas de Distribución ...................................................................... 72 Tabla 27 Balance General 1995-diciembre 2004 ....................................................................... 76 Tabla 28 Proyección del Balance General a Diciembre 2005 ...................................................... 77 Tabla 29 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (cifras ajustadas) ............................................ 78 Tabla 30 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa ............................................................ 78 Tabla 31 Ingresos Proyectados a Diciembre 2005 ..................................................................... 79 Tabla 32 Proyección del Estado de Ganancias y Perdidas a Diciembre 2005 .............................. 80 Tabla 33 Flujo de Efectivo por Tipo de Empresa........................................................................ 82 Tabla 34 Flujo de Efectivo por Sistema ..................................................................................... 83 Tabla 35 Ranking General ....................................................................................................... 84 Tabla 36 Ranking Total ............................................................................................................ 85 Tabla 37 PBI según Sectores Económicos, Año 2004 ................................................................ 87 Tabla 38 Variación de los Índices de Precios a Diciembre 2004.................................................. 87 Tabla 39 Operaciones del Gobierno Central, Año 2004.............................................................. 90 Tabla 40 Exportaciones FOB, según tipo de productos .............................................................. 93 Tabla 41 Empleo mensual en Lima Metropolitana, 2004 ............................................................ 97 Tabla 42 Evolución de las Variables Macroeconómicas, 2004 .................................................... 98

5

INDICE DE CUADROS

Cuadro N° 1 Resumen del Balance General por Sistemas ....................................................... 117 Cuadro N° 2 Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Sistemas................................ 118 Cuadro N° 3 Resumen del Balance General por Tipo de Empresa............................................ 119 Cuadro N° 4 Resumen de Estado de Ganancias y Pérdidas por Tipo de Empresa..................... 120 Cuadro N° 5 Balance General resumido por Tipo de Empresa y Sistema .................................. 121 Cuadro N° 6 Balance General de Empresas Generadoras ....................................................... 122 Cuadro N° 7 Balance General de Empresas Transmisoras....................................................... 123 Cuadro N° 8 Balance General de Empresas Distribuidoras ...................................................... 124 Cuadro N° 9 Ganancias y Pérdidas por Destino por Tipo de Empresa y Sistema....................... 125 Cuadro N° 10 Ganancias y Pérdidas por Destino de Empresas Generadoras ............................ 126 Cuadro N° 11 Ganancias y Pérdidas por Destino de Empresas Transmisoras ........................... 127 Cuadro N° 12 Ganancias y Pérdidas por Destino de Empresas Distribuidoras ........................... 128 Cuadro N° 13 Ganancias y Pérdidas por Naturaleza por Tipo de Empresa y Sistema ................ 129 Cuadro N° 14 Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de Empresas Generadoras ....................... 130 Cuadro N° 15 Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de Empresas Transmisoras ...................... 131 Cuadro N° 16 Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de Empresas Distribuidoras ...................... 132 Cuadro N° 17 Ratios de las Empresas Eléctricas 2004 ............................................................ 133 Cuadro N° 18 Ratios de las Empresas Eléctricas 2003 ............................................................ 134 Cuadro N° 19 Ratios de Empresas Generadoras 2004 ............................................................ 135 Cuadro N° 20 Ratios de Empresas Generadoras 2003 ............................................................ 136 Cuadro N° 21 Ratios de Empresas Tr ansmisoras 2004............................................................ 137 Cuadro N° 22 Ratios de Empresas Transmisoras 2003............................................................ 138 Cuadro N° 23 Ratios de Empresas Distribuidoras 2004............................................................ 139 Cuadro N° 24 Ratios de Empresas Distribuidoras 2003............................................................ 140 Cuadro N° 25 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General por Tipo de Empresa y Sistema

.................................................................................................................................... 141 Cuadro N° 26 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General .......................................... 142 Cuadro N° 27 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General Empresas Generadoras ...... 143 Cuadro N° 28 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General Empresas Transmisoras ..... 144 Cuadro N° 29 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General Empresas Distribuidoras ..... 145 Cuadro N° 30 Estado de Flujo de Efectivo por Tipo de Empresa y Sistema ............................... 146 Cuadro N° 31 Estado de Flujo de Efectivo Empresas Generadoras .......................................... 147 Cuadro N° 32 Estado de Flujo de Efectivo Empresas Transmisoras.......................................... 148 Cuadro N° 33 Estado de Flujo de Efectivo Empresas Distribuidoras ......................................... 149 Cuadro N° 34 Consolidado General de Activos Fijos................................................................ 150 Cuadro N° 35 Activo Fijo por Tipo de Empresa........................................................................ 151 Cuadro N° 36 Resumen de Ratios Financieros ........................................................................ 152 Cuadro N° 37 Glosario ........................................................................................................... 153

6

1. CONTENIDO DEL INFORME Y CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA

7

1.1. CONTENIDO DEL INFORME

El presente documento constituye el informe expresado en nuevos soles del

estudio “Procesamiento y Análisis de la Información Económica y Financiera

2004” encargado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG

(OSINERG-GART) a la Escuela de Administración de Negocios para Graduados –

ESAN. El documento incluye la información de 40 empresas eléctricas.

1.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN RECIBIDA

Los Estados Financieros Auditados del año 2004, conteniendo la información

económica-financiera de las empresas del Sector Eléctrico, fueron proporcionados

por el OSINERG-GART en formato impreso, magnético (diskette o CD) y a través

del correo electrónico. Adicionalmente, se adjuntaron archivos en formato Excel©

con información procesada correspondiente a los años 2002 y 2003, con la

finalidad de poder efectuar el análisis comparativo respectivo.

Además, las empresas enviaron el Dictamen de Auditoria correspondientes al

ejercicio 2004. Cabe resaltar que se está considerando la información del cuarto

trimestre del 2004 de EMSEMSA como Auditada por indicación de la empresa.

Del total de 42 empresas que a la fecha operan en el sector eléctrico, 40

empresas presentaron la información correspondiente auditada. Cabe indicar que

las empresas que presentaron la información económica financiera en moneda

extranjera (US$) fueron: Enersur, Transmantaro y Redesur. Quedaron fuera del

análisis las empresas que se muestran en el Cuadro 1.

Cuadro 1 Empresas no consideradas en el Estudio

Empresa Tipo Actividad SistemaElectro Pangoa Distribuidora SAEgepsa Generadora SA

8

El Cuadro 2 muestra el inventario de los tipos de información recibidos por

empresa al cierre de la elaboración del Informe 5.

Cuadro 2 Inventario de la información recibida

N° Nombre de la EmpresaFlujo de Efectivo

Dictamen de EEFF Auditados

Historico Ajustado Historico Ajustado Historico Ajustado Historico Ajustado Historico Ajustado Historico Ajustado Historico Impresos

1 Coelvisac û û û û û û û û û û û û û û ü û2 Edecañete û û û û û û û û û û û û û û ü û3 Edelnor û û û û û û û û û û û û û û ü û4 Electro Oriente û û û û û û û û û û û û û û ü û5 Electro Pangoa û û û û û û û û û û û û û û û û6 Electro Puno ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü û7 Electro Sur Este û û û û û û û û û û û û û û ü û8 Electro Sur Medio ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü9 Electro Tocache ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü û ü

10 Electro Ucayali û û û û û û û û û û û û û û ü û11 Electrocentro û û û û û û û û û û û û û û ü û12 Electronoroeste û û û û û û û û û û û û û û ü û13 Electronorte ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü14 Electrosur ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü15 Emsemsa ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü û ü16 Emseusa ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü û ü17 Hidrandina ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü18 Luz del Sur û û û û û û û û û û û û û û ü û19 Seal û û û û û û û û û û û û û û ü û20 Sersa û û û û û û û û û û û û û û ü û21 Cahua-Pacasmayo û û û û û û û û û û û û û û ü û22 Chavimochic û û û û û û û û û û û û û û ü û23 Edegel û û û û û û û û û û û û û û ü û24 Eepsa ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü25 Egasa ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü û26 Egemsa û û û û û û û û û û û û û û ü û27 Egenor û û û û û û û û û û û û û û ü û28 Egepsa û û û û û û û û û û û û û û û û29 Egesur û û û û û û û û û û û û û û ü û30 Electro Andes û û û û û û û û û û û û û û ü û31 Electroperu û û û û û û û û û û û û û û ü û32 Enersur û û û û û û û û û û û û û û ü û33 Etevensa ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü34 San Gabán ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü35 Shougesa ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü36 Sindicato Energia û û û û û û û û û û û û û û ü û37 Termoselva û û û û û û û û û û û û û û ü û38 Eteselva û û û û û û û û û û û û û û ü û39 Isa-Perú û û û û û û û û û û û û û û ü û40 Redesur û û û û û û û û û û û û û û ü û41 Transmantaro ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü ü42 Red de Energía del Perú û û û û û û û û û û û û û û ü û

Recibido: ü Electro Tocache, Emseusa y EMSEMSA con información al IV Trimestre de 2004.No Recibido: û

INVENTARIO DE LA INFORMACION RECIBIDA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2004

Costo Combinado por Destino

Activo FijoBalance General

Estado de Ganacias y

Pérdidas por Naturaleza

Estado de Ganacias y

Pérdidas por Destino

Costo Combinado por Naturaleza

Formato CTE

Impreso

Formato Magnét.

1.2. METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO

El análisis económico y financiero que se presenta en el estudio es realizado

sobre la base del Software CTE 2.6 V2 que se retroalimenta a partir de los datos

proporcionados por las empresas.

9

Se presentan los principales conceptos utilizados en el presente estudio:

1. EBITDA: La Utilidad antes de Intereses, Impuestos, Depreciación y

Amortización1 representa una medida aproximada del flujo de caja

operativo basada en la información del estado de ganancias y pérdidas de

la empresa.

2. GIR: La Generación Interna de Recursos trata de reflejar con mayor

aproximación el flujo de caja operativo al no considerar las provisiones

totales del período como de depreciación, compensación por tiempo de

servicios, cuenta por cobranza dudosa y otras provisiones.

El estudio se basa en los estados financieros presentados por las empresas

eléctricas al OSINERG. La información es presentada en términos acumulados al

fin del período de análisis.

El Factor del IPM se obtiene por la variación del Índice de Precios al por Mayor

(IPM) con base 1994. El factor se utiliza para reexpresar los valores de periodos

anteriores de los EEFF y compararlos con los valores del periodo de análisis.

Algunas empresas presentaron información en dólares americanos2 por lo que se

estimó la depreciación con el Tipo de Cambio promedio bancario para reexpresar

dicha información y hacerla comparable aplicando el Factor del IPM.

1.3. OBSERVACIÓN

Para el presente informe, se tiene en consideración lo siguiente:

1 Del inglés “Earnings before Interests, Taxes, Depreciation and Amortization”. 2 Las empresas que presentaron información en dólares americanos fueron Redesur, Transmantaro y Enersur.

10

1. Chavimochic, que hasta el cierre del informe del primer trimestre del

presente año integraba el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

(SEIN), se incorpora a los Sistemas Aislados (SA)3 .

2. La empresa Cahua S.A. mediante documento GG-285-2004 del 31 de

mayo de 2004 comunicó la fusión mediante absorción de Energía

Pacasmayo S.R.L. a partir del 01 de junio de 2004.

3 La GART solicitó mediante mail la inclusión de Chavimochic a los Sistemas Aislados.

11

2 ANÁLISIS ECONOMICO FINANCIERO

12

2.1. MARCO DE ESTUDIO

El estudio contiene el análisis económico-financiero de 40 empresas del sector

eléctrico: 16 empresas generadoras, 5 empresas transmisoras y 19 empresas

distribuidoras (Cuadro 3)

Cuadro 3 Información por Tipo de Empresa

Tipo/Sistema SEIN SA Universo Marco de Estudio

Generadoras 15 2 (a)* 17 16

Transmisoras 5 0 5 5

Distribuidoras 16 4 (b ) 20 19

Total 36 6 42 40

Marco de Estudio 36 4 40

* Considera a Chavimochic parte del Sistema Aislado; Desde el 01.06.04 Cahua y Energía Pacasmayo se fusionaron.

No presentaron información: (a) Egepsa; (b) Electro Pangoa

El análisis se ha efectuado sobre la base de los estados financieros ajustados por

efectos de la inflación, elaborados por las empresas eléctricas y remitidos al

OSINERG, de acuerdo a lo establecido por el Artículo Nº 59 de la Ley de

Concesiones Eléctricas4

Para efectos del análisis comparativo se han tomado como referencia los Estados

Financieros Auditados de diciembre de 2002 y 2003, los que han sido

reexpresados a soles de diciembre de 2004, utilizando para ello los índices IPM

publicados por el INEI con índice base 1994 = 100.

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

4 Decreto Ley N° 25844, del 19 de noviembre de 1992

13

2.2. ANÁLISIS DEL PERIODO GLOBAL

2.2.1 ANÁLISIS DE ACTIVOS Al fin del ejercicio 2004, las empresas del sector eléctrico registraron S/..26.159

millones en activos totales; en tanto que los pasivos totales ascendieron a S/. 10

298 millones y el patrimonio neto fue de S/..15.861 millones: 39,4% y 60,6% de

los activos totales respectivamente (Gráfico 1).

Gráfico 1 Activo, Pasivo y Patrimonio Neto

26 159

15 861

10 298

-

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

24 000

28 000

Mill

. S/.

Total Activos Pasivo y Patrimonio Neto

Total Activo Patrimonio Neto Total Pasivos

Los Activos Fijos Netos5 representan el 80,1% del Activo Total, ascendiendo a S/.

20 942 millones a diciembre de 2004 como resultado de los S/. 30 716 millones

que registró el sector en la cuenta de Inmuebles, Maquinarias y Equipos y los S/.

9 773 millones de Depreciación Acumulada (Gráfico 2).

Los Otros Activos del Gráfico 2 comprenden a los activos corrientes y los otros

activos no corrientes, los cuales registraron S/. 3 169 millones (12,1% del Total

Activo) y S/..2.047 millones (7,8% del Total Activo) respectivamente.

5 Sólo considera las cuentas de inversión en activo fijo (no incluye la cuenta Otros Activos)

14

Gráfico 2 Componentes del Activo Total

26 15922 990

3 169

20 942

5 217

-

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

24 000

28 000

Mill

. S/.

Total Activos Activo fijo neto Otros activosActivos No Corrientes Activo Corriente

Las cuentas de mayor importancia del Activo Corriente son las Cuentas por

Cobrar Comerciales Netas y el rubro Caja y Bancos, que representaron el 37,0%

y 31,8% de los Activos Corrientes, respectivamente.

Del Total Activos de las empresas del sector eléctrico, el 60,3% corresponde a las

empresas generadoras, el 30,5% a las empresas distribuidoras y el 9,2% a las

empresas transmisoras (Gráfico 3).

Gráfico 3 Activos por Tipo de Empresa

20 942

12 887

1 178

6 877

-

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

24 000

Mill

. S/.

Activos Fijos Tipo Empresa

Activos Fijos Generadoras Transmisoras Distribuidoras

15

Reagrupando esta información por sistema, se tiene que el 98,5% (S/..25.766

millones) corresponden al SEIN, mientras que sólo un 1,5% (S/..393 millones) a

los Sistemas Aislados (Gráfico 4).

Gráfico 4 Total Activo por Sistemas

26 159 25 766

393

-

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

24 000

28 000

Mill

. S/.

Total Activos Sistema

Total Activos SEIN SA

El Cuadro 4 presenta a las seis empresas eléctricas más grandes del sector

según el nivel de sus activos. Dentro de este grupo, se observa que Edegel y

Electro Perú representan el 17,3% y 16,0% de los activos fijos netos del sector,

respectivamente. De otro lado, dentro de este grupo de empresas, Luz del Sur y

Enersur son las empresas que presentan un incremento en sus activos fijos netos,

a diferencia de los demás, por S/. 316 millones y S/..83 millones, respecto a

diciembre de 2003.

Cuadro 4 Activos por Empresa

Tipo EmpresaACTIVO FIJO NETO

2004PARTICIPACION POR TIPO G/T/D

PARTICIPACION DEL TOTAL

ACTIVO FIJO 2003 REEXPRESADO

VARIACION

G Edegel 3 630 018 28,2% 17,3% 3 720 895 (90 878)G Electro Peru 3 342 214 25,9% 16,0% 3 459 305 (117 091)D Edelnor 1 973 021 28,7% 9,4% 2 019 133 (46 112)D Luz del Sur 1 671 860 24,3% 8,0% 1 356 324 315 536G Egenor 1 224 060 9,5% 5,8% 1 262 989 (38 929)G Enersur 977 027 7,6% 4,7% 894 394 82 632G Egasa 779 460 6,0% 3,7% 796 249 (16 789)

TOTAL 20 942 387 100% 100% 20 874 072 68 314

16

Cuadro 5 Activos y Participación por Empresa

ACTIVO FIJO NETO 2004

PARTICIPACION POR TIPO

PARTICIPACION POR TOTAL

ACTIVO FIJO BRUTO 2004

PARTICIPACION POR TIPO

PARTICIPACION POR TOTAL

Edegel 3 630 018 28,2% 17,3% 4 500 906 23,6% 14,7%Electro Peru 3 342 214 25,9% 16,0% 6 333 916 33,2% 20,6%Egenor 1 224 060 9,5% 5,8% 1 996 312 10,5% 6,5%Enersur 977 027 7,6% 4,7% 1 201 416 6,3% 3,9%Egasa 779 460 6,0% 3,7% 1 161 577 6,1% 3,8%Electro Andes 503 234 3,9% 2,4% 544 279 2,9% 1,8%Egemsa 455 949 3,5% 2,2% 607 996 3,2% 2,0%San Gaban 473 835 3,7% 2,3% 531 817 2,8% 1,7%Etevensa 458 988 3,6% 2,2% 666 698 3,5% 2,2%Termoselva 256 339 2,0% 1,2% 298 174 1,6% 1,0%Cahua 275 724 2,1% 1,3% 381 408 2,0% 1,2%Egesur 175 131 1,4% 0,8% 340 625 1,8% 1,1%Eepsa 184 367 1,4% 0,9% 265 513 1,4% 0,9%Chavimochic 25 662 0,2% 0,1% 37 471 0,2% 0,1%Sinersa 89 423 0,7% 0,4% 103 970 0,5% 0,3%Shougesa 35 588 0,3% 0,2% 91 834 0,5% 0,3%

Total Generadoras 12 887 019 100,0% 61,5% 19 063 914 100,0% 62,1%

Eteselva 245 672 20,9% 1,2% 285 227 21,0% 0,9%ISA 175 153 14,9% 0,8% 189 620 14,0% 0,6%Redesur 209 087 17,7% 1,0% 240 869 17,8% 0,8%Transmantaro 518 304 44,0% 2,5% 601 898 44,4% 2,0%REP 29 831 2,5% 0,1% 38 718 2,9% 0,1%

Total Transmisoras 1 178 048 100,0% 5,6% 1 356 332 100,0% 4,4%

Coel 19 491 0,3% 0,1% 21 873 0,2% 0,1%Ede Cañete 32 482 0,5% 0,2% 52 619 0,5% 0,2%Edelnor 1 973 021 28,7% 9,4% 2 710 999 26,3% 8,8%Electro Centro 590 124 8,6% 2,8% 913 411 8,9% 3,0%Electro Noroeste 307 731 4,5% 1,5% 493 047 4,8% 1,6%Electro Norte 194 346 2,8% 0,9% 336 560 3,3% 1,1%Electro Oriente 300 625 4,4% 1,4% 325 265 3,2% 1,1%Electro Puno 191 642 2,8% 0,9% 301 209 2,9% 1,0%Electro Sur 125 019 1,8% 0,6% 225 555 2,2% 0,7%Electro Sureste 295 888 4,3% 1,4% 495 631 4,8% 1,6%Electro Surmedio 193 565 2,8% 0,9% 328 708 3,2% 1,1%Electro Tocache 970 0,0% 0,0% 1 531 0,0% 0,0%Electro Ucayali 114 170 1,7% 0,5% 149 394 1,5% 0,5%Emsemsa 195 0,0% 0,0% 259 0,0% 0,0%Emseusa 380 0,0% 0,0% 1 645 0,0% 0,0%Hidrandina 633 871 9,2% 3,0% 1 207 349 11,7% 3,9%Luz del Sur 1 671 860 24,3% 8,0% 2 238 047 21,7% 7,3%Seal 231 870 3,4% 1,1% 492 431 4,8% 1,6%Sersa 69 0,0% 0,0% 92 0,0% 0,0%

Total Distribuidoras 6 877 320 100,0% 32,8% 10 295 626 100,0% 33,5%

TOTAL 20 942 387 100,0% 100,0% 30 715 871 100,0% 100,0%

SEIN 20 615 650 98,4% 98,4% 30 351 397 98,8% 98,8%

SIST. AISLADOS 326 737 1,6% 1,6% 364 474 1,2% 1,2%TOTAL 20 942 387 100,0% 100,0% 30 715 871 100,0% 100,0%

Al 31 DE DICIEMBRE DE 2004

17

En el Cuadro 5 se presentan los activos fijos netos y brutos alcanzados por las

empresas eléctricas.

Por tipo de empresa, las empresas eléctricas de generación representan el 61,5%

de los activos fijos netos del (S/. 12 887 millones) y el 62,1% de los activos fijos

brutos (S/. 19 064 millones).

Las empresas eléctricas de transmisión representan el 5,6% de los activos fijos

netos (S/.1 178 millones) y el 4,4% de los activos fijos brutos (S/. 1 356 millones).

Las empresas eléctricas de distribución representan el 32,8% de los activos fijos

netos (S/. 6 877 millones) y el 33,5% de los activos fijos brutos (S/..10.296

millones).

Por sistema, las empresas eléctricas que pertenecen al Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional (SEIN) representan el 98,4% de los activos fijos netos

totales (S/. 20 616 millones) y el 98,8% de los activos fijos brutos (S/..30.351

millones); mientras que las empresas eléctricas de los Sistemas Aislados

representan el 1,6% de los activos fijos netos totales (S/. 327 millones) y el 1,2%

de los activos fijos brutos (S/. 364 millones).

2.2.2. ANÁLISIS DEL PASIVO TOTAL MÁS PATRIMONIO NETO

Al cierre del presente ejercicio, el Pasivo Total de las empresas del sector

eléctrico ascendieron a S/. 10 298 millones, representando el 39,4% de los activos

totales mientras que el Patrimonio Neto ascendió a S/. 15 861 millones,

significando el 60,6% de los activos totales (Gráfico 5).

18

Gráfico 5 Pasivo Total y Patrimonio Neto del Sector Eléctrico

26 159

15 861

10 298

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

Mill

. S/.

Pasivo y Patrimonio Neto Patrimonio Neto Pasivo

Los pasivos por tipo de empresa están conformados por un 60,6% de las

obligaciones de las empresas generadoras, un 27,2% de las empresas

distribuidoras y un 12,2% de las empresas transmisoras (Gráfico 6).

Gráfico 6 Pasivo Total por Tipo de Empresa

10 298

6 245

1 252

2 801

-

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

Mill

. S/.

Total Pasivos Tipo Empresa

Total Pasivos Generadoras Transmisoras Distribuidoras

En relación al tipo de sistema, se observa una concentración del pasivo en las

empresas del SEIN alcanzando a diciembre de 2004 el 99,7%, mientras que las

19

empresas de los Sistemas Aislados sólo tienen una participación de 0,3%

(Gráfico 7).

Gráfico 7 Pasivo Total por Sistema

10 298 10 271

27

-

2 500

5 000

7 500

10 000

Mill

. S

/.

Total Pasivos Sistema

Total Pasivos SEIN SA

Al término del ejercicio 2004, el Pasivo Corriente ascendió a S/. 2 726 millones

(26,5% del pasivo) y el Pasivo No Corriente ascendió a S/..7.572 millones (73,5%

del pasivo) (Gráfico 8).

Gráfico 8 Componentes del Pasivo total

10 298

7 572

2 726

5 122

2 449

894610

1 222

-

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

Mill

. S/.

Total Pasivos Pasivo No CorrientePasivo Corriente Deuda a LPOtros Pasivos No Corrientes Otras Ctas por PagarDeuda a LP (parte cte) Otros pasivos

20

Con relación al Patrimonio Neto, este ascendió a S/. 15 861 millones y representó

el 60,6% de los activos totales (Gráfico 9). El Capital Social del sector eléctrico

registró S/. 13 607 millones, representando el 85,8% del Patrimonio Neto (ó 52,0

% de los activos totales).

Gráfico 9 Estructura del Pasivo y Patrimonio Neto

Patrimonio Neto

60,6%

Pasivo 39,4%

Millones S/. %Pasivo y Patrimonio Neto 26 159 100,0%Pasivo 10 298 39,4%Patrimonio Neto 15 861 60,6%Deuda/Capital 0,65

Respecto al Patrimonio Neto Total del sector eléctrico, las empresas generadoras

participan del 60,1%, mientras que las distribuidoras con el 32,6% y las de

transmisión con el 7,3% (Gráfico 10).

Gráfico 10 Patrimonio Neto por Tipo de Empresa

15 861

9 532

1 162

5 167

-

3 600

7 200

10 800

14 400

18 000

Mill

. S/.

Patrimonio Neto Tipo Empresa

Patrimonio Neto Generadoras Transmisoras Distribuidoras

21

De los resultados anteriores, se puede apreciar que el sector eléctrico presenta un

nivel de apalancamiento (o relación pasivo/patrimonio neto) de 0,65.

Por tipo de actividad, las empresas transmisoras son las que muestran la mayor

relación pasivo/patrimonio neto, con 1,08; en tanto las empresas generadoras

0,66; y las empresas distribuidoras 0,54 (Gráfico 11).

Gráfico 11 Estructura del Balance y Relación Deuda/Capital por Tipo de Empresa

Pasivos Pasivos Pasivos39% 40% Pasivos 35%

52%Activos Activos Activos Activos

100% Pat. Neto 100% Pat. Neto 100% 100% Pat. Neto61% 60% Pat. Neto 65%

48%

Sector Eléctrico

Deuda/Capital0,65

Empresas Generadoras Empresas DistribuidorasEmpresas Transmisoras

Deuda/Capital Deuda/Capital Deuda/Capital0,66 1,08 0,54

Respecto al grado de apalancamiento financiero de las empresas privadas del

sector eléctrico, en general, es de 0,82. Las empresas transmisoras privadas son

las que muestran la mayor relación pasivo/patrimonio neto, con 1,08; en tanto las

empresas distribuidoras privadas 1,04; y las empresas generadoras privadas 0,68

(Gráfico 12).

Gráfico 12 Estructura del Balance y Relación Deuda/Capital por Empresa Privada

Pasivos PasivosPasivos 40% 52% Pasivos

45% 51%Activos Activos Activos Activos

100% 100% 100% 100%Pat. Neto Pat. Neto

55% 60% Pat. Neto Pat. Neto48% 49%

Emp. Eléctricas Privadas Emp. Generadoras Privadas Emp. Distribuidoras PrivadasEmp. Transmisoras Privadas

Deuda/Capital Deuda/Capital Deuda/Capital Deuda/Capital0,82 0,68 1,08 1,04

22

2.2.3. ANÁLISIS DEL ESTADO DE RESULTADOS • INGRESOS, GASTOS Y UTILIDAD OPERATIVA

El Total de Ingresos del sector eléctrico ascendió a S/. 8 250 millones, 6,8% por

encima de lo obtenido en similar periodo de 2003. En lo que respecta a los Gastos

Operativos, éstos alcanzaron los S/. 6 653 millones, incrementándose en 13,8%

respecto a lo obtenido en diciembre de 2003. Como resultado de ello, la Utilidad

Operativa resultó 14,8% menor a su similar del año 2003 alcanzando un nivel de

S/. 1 596 millones.

Gráfico 13 Estructura del Estado de Resultados del Sector Eléctrico

7 206

5 368

1 838

7 715

5 840

1 875

8 250

6 653

1 596

0

1 100

2 200

3 300

4 400

5 500

6 600

7 700

8 800

Mill

. S/.

2002 2003 2004

Ingresos Gastos Operativos Utilidad Operativa

Ø Por Tipo de Empresa

Al término del ejercicio 2004, el 51,1% de

los Ingresos Totales corresponden a las

empresas generadoras (conformado por 16

empresas), el 44,1% a las empresas

distribuidoras (conformado por 19

empresas) y el 4,8% a las empresas

transmisoras (conformado por 5 empresas).

Ingresos por tipo de empresa

Transmisoras4,8%

Distribuidoras44,1%

Generadoras51,1%

23

Respecto a los Gastos Operativos, el

49,1% corresponde a las empresas

generadoras (S/..3.268 millones), el 48,0%

a las empresas distribuidoras (S/..3.194

millones) y el 2,9% a las empresas

transmisoras (S/. 191 millones).

La Utilidad Operativa queda proporcionada

de la siguiente manera: el 59,4% a las

empresas generadoras (S/. 949 millones),

el 27,7% a las empresas distribuidoras

(S/..443 millones) y el 12,8% proviene de

las empresas transmisoras (S/. 205

millones).

Gráfico 14 Estructura del Estado de Resultados y EBITDA por Tipo de Empresa

Distribuidoras

31,6%

Transmisoras9,4%

Generadoras59,0%

EBITDA (Mill S/.) 2493 100,0%Generadora 1470 59,0%Transmisora 235 9,4%Distribuidora 787 31,6%

395

4 217

3 637

3 194

191

3 268

205

949

443

-

400

800

1 200

1 600

2 000

2 400

2 800

3 200

3 600

4 000

4 400

Generadoras

Transmisoras

Distribuidoras

Mill S/.

Ingresos Gastos Operacionales Utilidad Operativa

• Las empresas Generadoras presentan un EBITDA6 de S/. 1 471 millones,

superior en S/. 522 millones a su Utilidad Operativa (S/. 949 millones) por

concepto de Provisión por Depreciación.

6 EBITDA = Utilidad Operativa + Depreciación

I

Gastos operativos por tipo de empresa

Utilidad operativa por tipo de empresa

Distribuidoras48,0%

Generadoras49,1%

Transmisoras2,9%

Transmisoras12,8%

Generadoras59,4%

Distribuidoras27,7%

24

• Las Transmisoras presentan una Utilidad Operativa de S/.205 millones y un

EBITDA de S/.235 millones superior en S/.30 millones correspondientes a la

Provisión por Depreciación.

• Las empresas Distribuidoras presentan una Utilidad Operativa de S/.443

millones y un EBITDA de S/. 787 millones, superior en S/. 344 millones

correspondientes a la Provisión por Depreciación.

Ø Por Sistema

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

(SEIN) representa el 98,5% de los Ingresos

operativos (S/. 8.123 millones) siendo éste

superior a su similar de diciembre de 2003 en

6,9%.

Respecto a los Gastos Operativos, el SEIN

representa el 98,2% (S/..6.534 millones), y

los Sistemas Aislados el 1,8% (S/. 119

millones).

La Utilidad Operativa muestra que la

participación del SEIN representa el 99,5%

(S/. 1 589 millones), y los Sistemas

Aislados el 0,5% (S/. 7 millones).

I

I

Utilidad operativa por sistema

Gastos operativos por sistema

Ingresos por sistema

SA1,5%

SEIN98,5%

SEIN98,2% SA

1,8%

SEIN99,5%

SA0,5%

25

• UTILIDAD NETA

A nivel del Sector Eléctrico, la Utilidad Neta al término del ejercicio 2004 es de S/.

1 082 millones que corresponden al 13,1% del Total Ingresos, el cual resultó

menor en 1,8% al nivel alcanzado en el año 2003.

Ø Por Tipo de Empresa • Las empresas Generadoras presentan una Utilidad Neta de S/..626 millones,

inferior en 7,2% a su Utilidad Neta correspondiente a diciembre de 2003 (S/.

674 millones a soles de diciembre 2004) debido principalmente a la reducción

de la utilidad neta en Edegel (-4,8%), y Electro Perú (-34,1%). La menor

utilidad del sub sector se vio fuertemente influenciado por las mayores

compras de combustibles y lubricantes, así como por las mayores compras de

energía.

• Las Transmisoras presentan una Utilidad Neta de S/. 152 millones, superior en

54,9% a su correspondiente a diciembre de 2003 (S/. 98 millones a soles de

diciembre 2004) debido principalmente al incremento de la utilidad neta en

REP (42,0%).

• Las empresas Distribuidoras presentan una Utilidad Neta de S/..304 millones,

inferior en 7,5% a su correspondiente a diciembre de 2003 (S/. 329 millones a

soles de diciembre 2004).

Ø Por Sistema • El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) presenta una Utilidad

Neta de S/. 1 077 millones, inferior en 1,6% a su utilidad neta correspondiente

a diciembre de 2003 (S/. 1 095 millones a soles de diciembre 2004).

• Los Sistemas Aislados presentan una Utilidad Neta de S/. 5 millones, inferior

en 29,8% a su utilidad neta correspondiente a diciembre de 2003 (S/. 7

millones a soles de diciembre 2004).

26

2.3. ANÁLISIS ESTADÍSTICO

Esta sección presenta el análisis vertical y horizontal del Balance General y el

Estado de Ganancias y Pérdidas ajustado por efecto de la inflación,

correspondiente a los estados financieros auditados del año 2004.

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 Total más

Patrimonio Neto, haciendo comparables las estructuras de cada una de las

empresas bajo análisis.

En lo que respecta al Estado de Ganancias y Pérdidas se asigna un valor de

100% a los Ingresos Totales.

• Por Tipo de Empresa

En lo que se refiere al Balance General se registró lo siguiente:

Con respecto a la estructura de activos de las empresas generadoras, el 81,7%

corresponde al Activo Fijo Neto (S/..12.887 millones), mientras que el 12,3%

corresponde al Activo Corriente (S/..1.947 millones) y el 6,0% a Otros Activos No

Corrientes (S/. 943 millones).

El nivel alcanzado de Activos Fijos Netos es el resultado de los S/..19.064

millones por Activos Fijos Brutos, y los S/. 6 177 millones por Depreciación

Acumulada a diciembre de 2004.

27

Gráfico 15 Estructura de Activos: Empresas Generadoras

Activo Corriente

12,3%

Otros Activos No Corrientes

6,0%

Activo Fijo neto

81,7%

Para las empresas transmisoras, se puede apreciar que el Activo Fijo Neto (S/. 1

178 millones) representa el 48,8% de los Activos Totales. Por su parte el Activo

Corriente (S/. 291 millones) constituye el 12,1%, mientras que los Otros Activos

No Corrientes (S/. 944 millones) representan el 39,1%.

Gráfico 16 Estructura de Activos: Empresas Transmisoras

Activo Fijo neto

48,8%


39,1%

Activo Corriente

12,1%

Para las empresas distribuidoras, el 86,3% de sus Activos Totales corresponde a

los Activos Fijos Netos (S/.6 877 millones), mientras que el Activo Corriente ocupa

el 11,7% (S/.931 millones) y los Otros Activos No Corrientes el 2,0% (S/. 160

millones).

28

Gráfico 17 Estructura de Activos: Empresas Distribuidoras

Activo Corriente

11,7%


2,0%

Activo Fijo neto

86,3%

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

39,6% proviene de fuentes de financiamiento con terceros (S/. 6 245 millones),

mientras que el 60,4% de fuentes propias (S/. 9 531 millones).

Gráfico 18 Estructura del Pasivo: Empresas Generadoras

Patrimonio Neto

60,4%

Pasivo Corriente

11,3%

Pasivo No

Corriente28,3%

En el caso de las empresas transmisoras, el 51,9% proviene de fuentes de

financiamiento con terceros (S/. 1 252 millones) y el 48,1% de fuentes propias (S/.

1 162 millones).

29

Gráfico 19 Estructura del Pasivo: Empresas Transmisoras

Pasivo Corriente

5,5%

Pasivo No

Corriente46,3%

Patrimonio Neto

48,1%

Respecto a las empresas de distribución, el 35,2 % proviene de fuentes de

financiamiento con terceros (S/. 2 801 millones) y el 64,8 % de fuentes propias

(S/. 5 167 millones).

Gráfico 20 Estructura del Pasivo: Empresas Distribuidoras

Pasivo no Corriente

25,0%

Patrimonio Neto

64,8%

Pasivo Corriente

10,2%

Al analizar el Estado de Ganancias y Pérdidas, se aprecia que los principales

ingresos por cada tipo de empresa se relacionan directamente con su actividad

principal.

30

Los Ingresos Totales de las empresas

generadoras ascendieron a S/. 4.217

millones, siendo su principal ingreso la

venta de energía a precios en barra

(60,3% de sus Ingresos). La venta de

energía eléctrica al público representa el

16,9% de los ingresos.

De otro lado, los Gastos Operativos

ascendieron a S/. 3 268 millones y

representan el 77,5% del Total

Ingresos. Dentro de los Gastos

Operativos más representativos se

tienen: la Compra de Energía con

33,9% de participación, las

Provisiones del Ejercicio con 13,5% y los Servicios prestados por Terceros con

6,3% del Total de Ingresos respectivamente.

En la estructura de Gastos Operativos de las empresas generadoras, las

empresas Electro Perú y Edegel representaron en conjunto el 43,9% del total de

gastos.

Electro Perú alcanzó un nivel de Gastos Operativos por S/. 1 001 millones (30,6%

de los gastos de las empresas generadoras) donde la mayor participación se

encuentra en la Compra de Energía (78,3%). La Compra de Energía a Precios en

Barra representó el 43,4% de los gastos, y los de Uso de Transmisión el 30,5% de

los gastos de la empresa. Las provisiones alcanzaron el 12,2% de los gastos

(11,7% de Depreciación de Inmuebles, maquinaria y equipo). Las cargas de

personal representan el 2,9% de los gastos. Por destino, los costos de generación

representan el 95,1% mientras los gastos de administración y ventas representan

el 2,7% y 2,0% respectivamente.

Ingresos empresas generadoras

Venta energía

precios en barra

60,3%

Venta energía

eléctrica al público16,9%

Otros22,8%

Gastos y Utilidad Operativa empresas generadoras

Compra de energía33,9%

Utilidad Operativa

22,5%

Servicios prestados por

terceros6,3%

Otros23,7%

Provisiones del ejercicio

13,5%

31

Edegel alcanzó gastos operativos por S/. 432 millones de los cuales los costos de

generación y transmisión representaron el 92,3% de los gastos mientras los

gastos de administración representan el 7,7%. Dentro de los primeros, los mas

representativos fueron la Depreciación y amortización por S/. 123 millones; los

gastos por consumo de combustibles y lubricantes fueron de S/.93 millones, y la

compra de energía alcanzó los S/. 47 millones. En la estructura de los gastos de

administración los de mayor participación fueron los tributos, los gastos de

personal y los servicios prestados a terceros (S/. 10 millones, S/. 9 millones, y S/.

7 millones respectivamente).

Así, la Utilidad Operativa ascendió a S/. 949 millones, lo cual representa el 22,5%

del Total Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 626 millones, 14,8% de los

Ingresos Totales.

El Total de Ingresos de las empresas

transmisoras a diciembre del 2004, ascendió

a S/. 395 millones, siendo el principal Ingreso

de estas empresas el pago por Peaje de

transmisión que pagan las empresas

generadoras, el cual representa el 97,5% de

sus Ingresos.

Los Gastos Operativos ascendieron a S/. 191 millones y representan el 48,2% de

sus Ingresos.

Dentro de los Gastos Operativos, los

más representativos son: las

Provisiones S/. 32 millones, los

Servicios de terceros S/. 36 millones,

y las Cargas de personal S/. 29

millones, los cuales representan el

8,0%, 9,1% y 7,2% de sus ingresos,

respectivamente.

Ingresos empresas transmisoras

Peajes y uso Instal.

transmisión97,5%

Otros ingresos

2,5%

Gastos y Utilidad Operativa empresas transmisoras

Cargas de personal

7,2%

Utilidad Operativa

51,8%

Otros23,9%

Servicios prestados

por terceros9,1%


8,0%

32

Las empresas transmisoras presentan una reducción del 6,9% respecto al año

2003, influenciada principalmente por la reducción de las Provisiones en 51,3% y

de las Cargas de Personal en 27,2%.

La reducción de gastos es sensible a lo ocurrido en la empresa REP donde se

presenta una reducción del Gasto Operativo en 6,2%, principalmente por la caída

de las Provisiones en 89,4% y de las Cargas de Personal en 21,7%. Realizando el

análisis por Destino, la reducción de los gastos se debe a la caída de los Gastos

de Administración en 30,8%, por reducción de Cargas de Personal (de S/. 13

millones en el 2003 a S/. 6 millones en el 2004), de Tributos (de S/. 6 millones en

el 2003 a S/. 4 millones en el 2004), y de la Provisión por Depreciación de

equipos, mobiliario y unidades de transporte (de S/. 636 miles en el 2003 a S/.

309 miles en el 2004).

Así la Utilidad Operativa asciende a S/. 205 millones, lo cual representa el 51,8%

del Total de sus Ingresos. La Utilidad neta ascendió a S/. 152 millones, 38,4% de

sus Ingresos Totales.

El Total de Ingresos de las empresas

distribuidoras a diciembre de 2004,

asciende a S/. 3.637 millones siendo el

principal ingreso la venta de energía

eléctrica al público con el 94,6% de

participación del Total Ingresos.

Los Gastos Operativos ascendieron a S/. 3.194 millones representando el 87,8%

de los Ingresos. Los más representativos son la Compra de energía y las

Provisiones que representan el 56,9% y 10,4% de sus Ingresos.

Ingresos empresas distribuidoras

Otros5,4%

Venta energía


33

Así la Utilidad Operativa asciende a S/.

443 millones, lo cual representa el

12,2% del Total Ingresos. La Utilidad

neta ascendió a S/. 304 millones (8,4%

de los Ingresos Totales).

Ø Por Sistemas

En el Estado de Ganancias y Pérdidas por destino se observa la misma tendencia

de acumulación, el 98,5% de los Ingresos corresponde al Sistema Eléctrico

Interconectado Naciona l y el 1,5% a los Sistemas Aislados.

Las principales ítems de ingresos del

SEIN son la Venta de energía eléctrica

al público y la Venta de energía precios

en barra (49,8% y 31,4% de los

ingresos respectivamente).

Los principales Gastos de

Operación son la Compra de

energía y las Provisiones del

ejercicio (43,1% y 11,9% de los

ingresos). Las Utilidad Operativa del

SEIN representa el 19,6% de los

ingresos.

Gastos y Utilidad Operativa empresas distribuidoras

Utilidad Operativa

12,2%

Otros20,5%


10,4%


Ingresos SEIN

Otros18,8%

Venta energía


Venta energía

precios en barra31,4%

Gastos y Utilidad Operativa SEIN


11,9%


Otros25,5%

Utilidad Operativa

19,6%

34

Las principales ítems de ingresos de los

Sistemas Aislados son la Venta de

energía eléctrica al público y la Venta

de energía precios en barra (84,5% y

13,6% de los ingresos).

Los principales Gastos de Operación

son la Combustibles y lubricantes, las

Cargas de personal y servicios

prestados por terceros (39,8%, 14,1 y

13,7% de los ingresos).

Las Utilidad Operativa representa el

5,8% de los ingresos.

2.3.2. ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN


Las empresas generadoras muestran un nivel de los activos totales de S/. 15 777

millones que representa el 60,3% del Total de Activos. Asimismo el nivel de los

pasivos alcanzó S/. 6 245 millones, mientras que el patrimonio neto S/. 9 532

El Gráfico 21 muestra que entre Edegel y Electro Perú concentran el 50,8% de los

activos totales. El 25,8% de Activos totales es propiedad de Edegel, el 25,0% de

Electro Perú, y Egenor posee el 8,8%; concentrándose en estas 3 empresas el

59,5% de los activos totales.

Ingresos Sistemas Aislados

Otros1,9%

Venta energía


Venta energía

precios en barra13,6%

Gastos y Utilidad Operativa Sistemas Aislados

Utilidad Operativa

5,8%

Otros27,4%


12,9%

Combustibles y lubricantes

39,8%

Cargas de personal14,1%

35

Gráfico 21 Estructura del Activo en Empresas Generadoras

Otras40,5%

Edegel25,8%

Electro Peru25,0%

Egenor8,8%

Las empresas transmisoras muestran un total de activos de S/. 2 414 millones. El

45,3% de Activos totales es propiedad de REP y el 23,9% de Transmantaro,

concentrándose en estas 2 empresas el 69,1% de los activos totales.

Transmantaro posee el 44,0% de los activos fijos netos en este grupo, mientras

que Eteselva y Redesur poseen el 20,9% y el 17,7% respectivamente (Gráfico

22).

Gráfico 22 Estructura del Activo en Empresas Transmisoras

REP45,3%

Otras30,9%

Transmantaro23,9%

Las empresas distribuidoras presentan niveles de activos de S/. 7 969 millones. El

activo fijo neto es de S/. 6 877 millones. Las empresas que concentran cerca del

52,7% de los Activos totales en esta actividad son: Edelnor (27,9%) y Luz del Sur

(24,8%). Con relación a los pasivos se registra un nivel de S/. 2 801 millones

(Gráfico 23).

36

Ingresos por Generadoras

Edegel18,1%

Otras40,5%

Electro Peru27,2%

Enersur14,2%

Ingresos por Transmisoras

REP51,4%

Transmantaro

24,2%

Otras24,4%

Gráfico 23 Estructura del Activo en Empresas Distribuidoras

Edelnor27,9%

Otras47,3%

Luz del Sur24,8%

Del 100% de ingresos de las

generadoras sólo 2 empresas

concentran el 45,3%, siendo éstas:

Electro Perú con el 27,2% y Edegel

con el 18,1%. Enersur tiene una

participación del 14,2% sobre el

total; mientras que Egenor participa

con el 8,1% del total de Ingresos de

las empresas generadoras.

Del 100% de ingresos de empresas

transmisoras Red de Energía del

Perú concentra el 51,4%.

Transmantaro tiene una

participación del 24,2%.

37

Para las empresas distribuidoras sólo

2 empresas concentran el 62,8%,

siendo éstas: Luz del Sur con el

31,8% y Edelnor con el 30,9% de

participación en este grupo.

2.3.3. ANÁLISIS DE TENDENCIAS

Para este análisis se ha tomado como referencia la bibliografía de Leopoldo

Berstein y el artículo de Giovanny E. Gómez, en donde se menciona lo siguiente:

“El Método de análisis horizontal es un procedimiento que consiste en comparar estados financieros homogéneos en dos o mas periodos consecutivos, para determinar aumentos y disminuciones o variaciones de las cuentas de un periodo a otro. Este análisis es de gran importancia para la empresa porque mediante él se informa si los cambios en las actividades y si los resultados han sido positivos o negativos, también permite definir cuales merecen mayor atención por ser cambios significativos en marcha. A diferencia del vertical que es estático porque analiza y compara datos de un sólo período, este procedimiento es dinámico porque relaciona los cambios financieros presentados en aumentos o disminuciones de un período a otro.” 7

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.

Ø A nivel global

Durante el período de análisis, las empresas del sector eléctrico han visto

decrecer sus activos totales. Esta disminución ha tenido como principal fuente la

disminución del nivel de los activos fijos netos que entre diciembre de 2004 y

diciembre de 2002 se redujo en 1,4 %, en tanto los Activos Corrientes lo hicieron

en 10,8% (Gráfico 24).

7 “Análisis financiero para la toma de decisiones”

Ingresos por Distribuidoras

Otras37,3%

Luz del Sur31,8%

Edelnor30,9%

38

Esta reducción de los activos tiene como efecto el menor requerimiento de

fuentes de financiamiento, traducido en un decremento del Pasivo total en 2,6%.

Por otro lado, el Patrimonio Neto decreció en 4,0%, entre diciembre de 2004 y

diciembre de 2002 (Gráfico 28 y 29).

Entre diciembre de 2004 y diciembre de 2003, el Pasivo total aumentó en 1,0%

mientras que el Patrimonio Neto disminuyó ligeramente en 0,4%, originado que en

su conjunto el Pasivo total y el Patrimonio Neto (cuantitativamente igual al Total

de Activos) se incremente en 0,1%.

El Gráficos 25 caracteriza el nivel de riesgo operativo del negocio eléctrico. Al

término del ejercicio 2004, el 80,1% de los activos totales está constituido por

activos fijos netos (no líquidos).

Se puede apreciar, además, la política de financiamiento del sector. Los activos

fijos (de largo plazo) han sido financiados con recursos de largo plazo (patrimonio

neto y Deuda de largo plazo)

Al finalizar el año 2004, el Total de Activos del sector eléctrico (S/. 26 159

millones) incrementó en 0,1% respecto a similar periodo del año 2003 (y decreció

3,5% respecto al 2002) El Gráfico 24 muestra esta tendencia descendente de los

Activos Totales del sector.

39

Gráfico 24 Evolución del Activo Total (Base 2002)

26 15926 12227 096

-3,5%-3,6%

0,0%

-

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

24 000

28 000

2002 2003 2004

Mill. S/.

-6,0%

-4,9%

-3,8%

-2,8%

-1,7%

-0,6%

Total Activos ? Activos

El activo corriente registró a diciembre de 2004 S/. 3 169 millones lo cual

representó una reducción de 10,8% en relación al año 2002, sin embargo en el

año 2003 lo registrado fue una reducción de 14,2% en relación al año 2002.El

Gráfico 25 se muestra lo indicado.

Gráfico 25 Evolución del Activo Corriente (Base 2002)

3 5553 051

3 169

-14,2%

-10,8%

0,0%

-

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

2002 2003 2004

Mill S/.

-25,0%

-21,0%

-17,0%

-13,0%

-9,0%

-5,0%

-1,0%

Activo corriente ? Activo Corriente

40

El activo fijo neto a diciembre del 2004 fue de S/. 20 942 millones lo cual significó

una reducción del 1,4% en relación al año 2002.El valor registrado en el año 2003

fue de 1,7%, esto se muestra en el Gráfico 26.

Gráfico 26 Evolución del Activo Fijo (Base 2002)

20 94220 87421 231

-1,7%

-1,4%

0,0%

-

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

24 000

2002 2003 2004

Mill S/.

-2,8%

-2,3%

-1,8%

-1,3%

-0,8%

-0,3%

0,2%

Activo Fijo Neto ? Activo Fijo Neto

Dentro de la estructura de Activos, los Activos Fijos Netos muestran un

crecimiento en su participación: de 79,9% en diciembre de 2003, a 80,1% a

diciembre de 2004 (a diciembre de 2002 los Activos Fijos representaban un 78,4%

del total).

41

Gráfico 27 Evolución del Activo Fijo Neto

26 15927 096

26 122

20 94220 874

21 231

78,4% 79,9% 80,1%

-

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

24 000

28 000

2002 2003 2004

Mill. S/.

-5%

20%

45%

70%

95%

120%

%

Total Activos Activo Fijo Neto % Activo Fijo Neto

En términos de participación, se puede apreciar una tendencia ascendente del

nivel de apalancamiento del sector; los Pasivos pasan de un 39,0% respecto de

los activos totales a diciembre de 2002 (y diciembre de 2003) a 39,4% a diciembre

de 2004.

Gráfico 28 Evolución del Pasivo Total

26 15926 12227 096

10 29810 19210 576

0,0%-3,6% -2,6%

39,4%39,0%39,0%

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2002 2003 2004

Mill

S/.

-10,0%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

Total Activo Pasivo % Pasivo ? Pasivo

Respecto al comportamiento del patrimonio neto, en términos de participación

sobre los activos totales, el patrimonio se redujo de 61,0% desde diciembre de

2002 (y diciembre de 2003) a 60,6% desde diciembre de 2003 a diciembre de

2004.

42

Gráfico 29 Evolución del Patrimonio Neto

26 15926 122

27 096

15 86115 93016 520

61,0% 61,0% 60,6%

0,0%-3,6% -4,0%

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2002 2003 2004

Mill

. S/.

-10,0%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

Total Activo Patrimonio Neto% Patrimonio Neto ? Patrimonio Neto

Por otro lado, el grado de apalancamiento financiero en el sector eléctrico en

general presenta una tendencia ascendente pasando de 0,64 en diciembre de

2002 (y diciembre de 2003) a 0,65 en diciembre de 2004.

Gráfico 30 Evolución de Pasivo/Patrimonio Neto

15 86115 93016 520

10 29810 19210 576

0,650,640,64

-

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

24 000

28 000

2002 2003 2004

Mill. S/.

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

Patrimonio Neto Pasivo Deuda/Patrimonio

43


En las empresas Generadoras, los activos totales han venido decreciendo en los

últimos dos años. Así, a diciembre de 2003 los activos totales habían disminuido

en 5,3% respecto al período de 2002. En tanto, respecto a diciembre de 2003

estos se redujeron en 1,1%, y 6,3% respecto del ejercicio 2002.

Los activos de las empresas generadoras se redujeron en 1,1% respecto al año

2003 debido principalmente a la caída del nivel de activos fijos netos en 1,5% y a

pesar del incremento de los activos líquidos o corrientes en 3,5%. La reducción

del nivel de activos fijos se debió a la caída presentada en las empresas

Electroperú (-3,4%) y Egenor (-3,1%) respecto al año 2003.

Dentro de los activos corrientes la cuenta Caja y Banco tiene en promedio la

mayor participación con el 31,8% de los activos corrientes (ó 3,8% del total de

activos del año 2004). Tomando como base diciembre de 2002 esta cuenta

presenta una reducción del 13,2% y en el año 2003 presento una reducción de

29,8%(Gráfico 31)

Gráfico 31 Evolución de Caja y Banco (Base 2002)

1 947

1 882

2 257

758 613

873

0,0%

-29,8%

-13,2%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2002 2003 2004

Mill

. S/.

-55,0%

-45,0%

-35,0%

-25,0%

-15,0%

-5,0%

5,0%

Activo corriente Caja-Bancos Var. Caja y Banco

La caída de esta cuenta se debe principalmente a la reducción del 60,5% entre

diciembre de 2002 a diciembre de 2004 en Edegel: S/. 58 millones a S/. 23

44

millones, en el periodo referido; Electro Perú presenta una reducción de 32,8%

(S/. 181 millones a S/. 122 millones, entre los ejercicios 2003 y 2004)

Los activos fijos netos, tomando como base diciembre de 2002, presenta una

reducción del 2,8% y del 4,3% comparando con diciembre de 2003 y diciembre

del 2004. (Gráfico 32)

Gráfico 32 Evolución de los activos Fijos Netos (Base 2002)

3 721 3 6303 459

3 342

1 263 1 2241 000

2 000

3 000

4 000

Mill

. S/.

Edegel 3 721 3 630

ElectroPerú 3 459 3 342

Egenor 1 263 1 224

2003 2004

La reducción la cuenta mencionada anteriormente, se debe principalmente a la

caída, desde diciembre de 2003 a diciembre de 2004 en Edegel (reducción de

2,4%): S/. 3 721 millones a S/. 3 630 millones, en el periodo referido; Electro Perú

presenta una reducción de 3,4% (S/. 3 459 millones a S/. 3 342 millones, en el

periodo referido); y Egenor también presenta una reducción de 3,1% (S/. 1 263

millones a S/. 1 224 millones, en el periodo referido) lo dicho anteriormente se

muestra en el Gráfico 32

Los activos fijos netos de Electro Perú se redujeron debido al incremento del 4,2%

de la depreciación acumulada (por depreciación del periodo en Casa de

Máquinas, obras civiles y otras construcciones por S/. 46 millones, Maquinaria y

equipo por S/. 69 millones y Equipos diversos por S/. 2 millones) y a pesar del

ligero incremento de la inversión en activos fijos brutos (por transferencia de

Maquinaria y Equipo por S/. 3 millones y de trabajos en curso por –S/. 4 millones).

45

Por parte de Egenor, la depreciación acumulada se incrementó en 6,6%. Los

inmuebles, maquinaria y equipo alcanzaron S/. 191 millones neto de depreciación

acumulada por S/. 77 millones correspondiente al mayor valor por revaluación

(por tasación) de terreno, construcciones, instalaciones, maquinaria y equipo de la

Central Hidroeléctrica Cañón del Pato y de las Plantas Térmicas de Chimbote y

Trujillo, realizada por la Empresa de Generación Eléctrica Nor Perú S.A. en 1996.

Además se han provisionado por desvalorización de maquinaria y equipo de la

Central Hidroeléctrica de Carhuaquero un monto de S/. 5 millones. Al finalizar el

año 2004, se tiene maquinaria y equipo y muebles y enseres por S/. 108 millones

totalmente depreciados que todavía se encuentran en uso.

Gráfico 33 Evolución del Activo en las Empresas Generadoras

-5,3%-6,3%

-2,8%-4,3%

0

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

Mill

. S/.

Dic-02 16 842 13 463

Dic-03 15 953 13 080

Dic-04 15 777 12 887

Total Activo Activo Fijo

Por parte de los pasivos de las empresas generadoras, se incrementaron en 1%

respecto al año 2003 debido al incremento de los pasivos corrientes en 45,3% y a

pesar de la reducción de los pasivos no corrientes en 10,0% (incluyendo la caída

de la deuda de largo plazo en 23,5%). El incremento de los pasivos totales se

debió principalmente por el incremento del 32,2% en Edegel (S/. 1 689 millones).

Los pasivos corrientes de Edegel se incrementaron en 27,7% respecto al año

2003 principalmente por el incremento de los Sobregiros Bancarios (27,9%), las

Cuentas por Pagar Comerciales (35,9%) y la parte corriente de la Deuda de Largo

Plazo (58,9%).

46

Respecto a los Sobregiros Bancarios de Edegel (S/. 117 millones), se tienen

compromisos con los bancos Interbank y Banco Wiese Sudameris por un monto

de S/. 97 millones; los préstamos corresponden a pagarés en moneda nacional y

extranjera obtenidos para capital de trabajo. Las Cuentas por Pagar Comerciales

(S/. 28 millones) están compuestas principalmente por la Provisión para compra

de energía y peaje al COES (S/. 10 millones) y las Facturas por Pagar del

Proyecto Callahuanca (S/. 6 millones).

La parte corriente de la deuda de largo plazo de Edegel alcanzó S/. 166 millones.

Se emitieron Bonos Corporativos por US$ 726 millones con el fín de refinanciar

las inversiones de capital y/o refinanciar la deuda existente (Resolución

CONASEV N° 076-99-EF/94.11). Al 31 de diciembre de 2004 se han realizado

seis emisiones en US$ por un total de US$ 130 millones y siete emisiones en

Nuevos Soles por S/. 330 millones. Además, se realizó el financiamiento del

Proyecto Yanango y Chimay por un monto de US$ 28 millones.

El Patrimonio neto de la empresas generadoras para el año 2004 se redujo 2,4%

(-6,5% respecto de diciembre de 2002). El Gráfico 34 muestra lo indicado.

Gráfico 34 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Generadoras

-7,0% -6,1%

-4,2% -6,5%

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

Mill

. S/.

Dic-02 6 649 10 194

Dic-03 6 185 9 768

Dic-04 6 245 9 532

Pasivo Patrimonio Neto

47

Durante el ejercicio 2004, los Ingresos operativos de las empresas generadoras

se incrementaron en 13,1% con respecto a similar periodo del año 2003, sus

gastos operativos se incrementaron en 28,9% y la Utilidad operativa se redujo en

20,5%.

Las empresas generadoras con mayor participación de ingresos son Electro Perú

(27,2%), Edegel (18,1%) y Enersur (14,2%).

Los ingresos de Electro Perú fueron de S/. 1 147 millones de los cuales la mayor

proporción se obtuvo de Ventas de Energía Precios en Barra (90,1%), mientras la

Venta de Energía Eléctrica al Público y la Transferencia COES participan del

7,3% y del 2,6% de los ingresos de la firma.

Por su parte, Edegel alcanzó un total de ingresos por S/. 763 millones de los

cuales el 75,3% corresponde por venta de Energía, el 23,8% por venta de

Potencia y el 0,9% por Otros Ingresos. Del total de venta de energía y potencia,

S/. 204 millones corresponden a empresas vinculadas, mientras que S/. 7

millones de los Otros ingresos corresponden a transacciones con terceros.

Gráfico 35 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Generadoras

3 440

2 197

1 243

3 730

2 537

1 194

4 217

3 268

949

-

1 100

2 200

3 300

4 400

Mill

. S/.

2002 2003 2004

Ingresos Operativos Gastos Operativos Utilidad Operativa

De otro lado, las empresas Transmisoras, para diciembre de 2004 muestran un

descenso en sus Activos de 2,7% con relación al total de Activos a diciembre de

48

2003 (-3,4% respecto a diciembre de 2002). El activo fijo neto disminuyó en 5,2%

respecto al periodo similar de 2003 (-9,1% respecto a diciembre de 2002).

Gráfico 36 Evolución del Activo en las Empresas Transmisoras

-0,7%-3,4%

-4,1% -9,1%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

Mill

. S/.

Dic-02 2 498 1 296

Dic-03 2 480 1 243

Dic-04 2 414 1 178


En lo que respecta a la evolución del Pasivo, para diciembre de 2004 éste se

encuentra en 12,0% por debajo de lo registrado a diciembre de 2003 (-16,1%

respecto de diciembre de 2002); mientras que el Patrimonio neto se incrementó

en 9,8% (15,5% respecto de diciembre de 2002).

Las reducciones en el pasivo se produjeron principalmente por el impacto en las

cuentas de las empresas REP y Transmantaro (-12% y -7,7% respecto al año

2003).

En REP, la reducción de los pasivos totales está influenciada con la caída de los

pasivos corrientes y no corrientes en 31,4% y 8,8% respectivamente. Respecto a

los pasivos corrientes, la empresa presenta reducciones en Otras Cuentas por

Pagar (-75,7%) y en la Parte Corriente de la Deuda de Largo Plazo (-17,0%).

Dentro de las Otras Cuentas por Pagar de REP, los intereses por pagar incluyen

aquellos por emisión de bonos por S/. 2 997 miles e intereses por préstamos

bancarios por S/ 931 miles (S/ 1 844 miles y S/. 2 080 miles en el año 2003). Las

Compensaciones por pagar son aquellas relacionadas al siniestro ocurrido en

setiembre de 2003 en la ciudad de Huanuco en uno de los activos del sistema de

49

transmisión. Se pagó una compensación aproximada de US$ 3 millones de los

cuales US$ 2,5 millones se cancelaron con recursos de la compañía de seguros y

el deducible fue asumido por la Compañía.

Por el lado de los pasivos no corrientes de REP, los Préstamos Bancarios de

Largo Plazo presentan notable variación debido a la reducción de la deuda por

US$ 134 otorgado por el Banco de Crédito del Perú y el Banco Continental. La

Compañía amortizó cuatro cuotas por US$ 7,3 millones y efectuó un prepago de

deuda por US$ 20 millones con los fondos obtenidos en la tercera emisión de

bonos, Serie A y B. Además, el Préstamo por Valor de Actualización Constante

(VAC) otorgado por el Citibank N.A. Sucursal de Lima fue cancelado el 01 de

diciembre de 2004. La Compañía mantuvo por este préstamo garantía de prenda

otorgada por los accionistas sobre la titularidad de las acciones de la Compañía e

hipotecas sobre el derecho de Concesión y sobre los activos concesionados.

En julio de 2004 la Compañía efectuó la Tercera Emisión de Bonos Corporativos,

Serie A por US$ 14,2 millones colocados en su totalidad. En agosto de 2004 se

realizó la Tercera Emisión de Bonos, Serie B por US$ 5,8 millones colocados en

su totalidad. A noviembre de 2004, se efectuó la Quinta Emisión de Bonos

Corporativos por US$ 30 millones colocados en su totalidad.

Por su parte, Transmantaro la reducción de sus pasivos totales fue del 7,7%

respecto al año 2003. Los pasivos corrientes se redujeron en 15,7% debido,

principalmente, a la reducción de la Parte Corriente de la Deuda de Largo Plazo

en 10,7%.

Los pasivos no corrientes de Transmantaro disminuyeron en 7,2% principalmente

por la reducción de la Deuda de Largo Plazo en 13,9%.

50

Gráfico 37 Evolución del Pasivo y Patrimonio de Empresas Transmisoras

-4,7%-16,1%

5,2%15,5%

0

500

1 000

1 500

Mill

. S/.

Dic-02 1 492 1 006

Dic-03 1 422 1 058

Dic-04 1 252 1 162


Durante el ejercicio anterior, los Ingresos operativos de las empresas

transmisoras se redujeron en 5,6% en relación al periodo respectivo del año 2003,

lo mismo que los gastos operativos (-6,9%). Como resultado, la Utilidad Operativa

disminuyó en 4,3% respecto del mismo periodo del año pasado.

La reducción de gastos es sensible a lo ocurrido en la empresa REP donde se

presenta una reducción del Gasto Operativo en 6,2%, principalmente por la caída

de las Provisiones en 89,4% y de las Cargas de Personal en 21,7%. Realizando el

análisis por Destino, la reducción de los gastos se debe a la caída de los Gastos

de Administración en 30,8%, por reducción de Cargas de Personal (de S/. 13

millones en el 2003 a S/. 6 millones en el 2004), de Tributos (de S/. 6 millones en

el 2003 a S/. 4 millones en el 2004), y de la Provisión por Depreciación de

equipos, mobiliario y unidades de transporte (de S/. 636 miles en el 2003 a S/.

309 miles en el 2004).

51

Gráfico 38 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Transmisoras

257

137 120

419

205 214

395

191 205

-

120

240

360

480

Mill

. S/.

2002 2003 2004


Las empresas Distribuidoras al término del año 2004 incrementaron sus niveles

de Activos totales en 3,6% respecto de diciembre de 2003 (2,8% por encima de

diciembre de 2002); como resultado del aumento de los Activos no corrientes en

3,4% (superior en 5,0% de lo obtenido en diciembre de 2002), y de los Activos

corrientes en 5,5% (menor en 11,7% respecto al ejercicio 2002). Los activos fijos

netos presentan un incremento del 5,0% y del 6,3% respecto a diciembre de 2003

y de 2002 respectivamente.

Gráfico 39 Evolución del Activo en las Empresas Distribuidoras

-0,9%2,8%

1,2% 6,3%

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

Mill

. S/.

Dic-02 7 755 6 472

Dic-03 7 688 6 551

Dic-04 7 969 6 877


52

Con relación a los Pasivos a diciembre de 2004 se registra un incremento de

8,4% respecto a lo obtenido en diciembre de 2003 (superior en 15,1% comparado

con lo alcanzado en diciembre de 2002), y a la vez un incremento del Patrimonio

neto en 1,2% en relación al año 2003. Comparando con diciembre de 2002 existe

una reducción del Patrimonio neto de 2,9%.

Gráfico 40 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en las Empresas Distribuidoras

6,1%15,1%

-4,1% -2,9%

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

Mill

. S/.

Dic-02 2 435 5 320

Dic-03 2 584 5 104

Dic-04 2 801 5 167


Respecto a los resultados obtenidos por las empresas distribuidoras, éstas

registraron durante el año 2004 un incremento de los ingresos de 2,0% y un

aumento de los gastos operativos en 3,1% lo cual originó una reducción de la

Utilidad Operativa en 5,2%, respecto a diciembre de 2003.

53

Gráfico 41 Estructura del Estado de Resultados en las Empresas Distribuidoras

3 509

3 034

475

3 566

3 099

467

3 637

3 194

443

-

1 000

2 000

3 000

4 000

Mill

. S/.

2002 2003 2004


Ø Por Sistema

Tomando como base diciembre de 2002, las empresas que conforman el Sistema

Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en forma consolidada presentan una

disminución de los activos totales de 3,7% respecto al año 2003. Considerando el

mismo periodo de análisis, los activos registraron una reducción de 3,6% respecto

del ejercicio 2004.

Gráfico 42 Evolución del Activo en el SEIN

-3,7% -3,6%-1,7%-1,5%

0

6 000

12 000

18 000

24 000

30 000

Mill

. S/.

Dic-02 26 732 20 933

Dic-03 25 746 20 567

Dic-04 25 766 20 616

Total Activo Activo fijo

Respecto a los Pasivos totales, con la misma base, el SEIN experimentó una

disminución del 3,6% en relación a lo registrado finalizado el año 2003, y del 2,5%

54

con respecto al término del 2004. En cuanto al Patrimonio neto, éste presentó un

reducción de 4,4% respecto a diciembre de 2002.

Gráfico 43 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en el SEIN

-3,6% -2,5%

-3,8% -4,4%

0

3 000

6 000

9 000

12 000

15 000

18 000

Mill

. S/.

Dic-02 10 532 16 200

Dic-03 10 156 15 590

Dic-04 10 271 15 495


En lo que respecta a los resultados obtenidos al finalizar el año 2004, los Ingresos

del SEIN presentaron un aumento del 6,9% con respecto al año 2003. Los Gastos

Operativos se incrementaron en 14,0% respecto al mismo periodo del año

anterior, dando como resultado que la Utilidad operativa presente una reducción

de 15,0%.

Gráfico 44 Estructura del Estado de Resultados en el SEIN

7 096

5 256

1 839

7 602

5 733

1 869

8 123

6 534

1 589

0

1 200

2 400

3 600

4 800

6 000

7 200

8 400

Mill

. S/.

2002 2003 2004

Ingresos Operativos Costos Operativos Utilidad Operativa

55

Con base del año 2002, las empresas que conforman los Sistemas Aislados

(SA) en forma consolidada presentan un incremento de los activos en 1,9%

respecto lo registrado en diciembre de 2003 y del 6,4% respecto a diciembre de

2004.

Gráfico 45 Evolución del Activo en los Sistemas Aislados

1,9% 6,4%

2,1% 8,8%

0

100

200

300

400

500

Mill

. S/.

Dic-02 369 300

Dic-03 376 307

Dic-04 393 327

Total Activo Activo fijo

Con la misma base, en lo que respecta a los Pasivos, experimentaron una

disminución del 25,2% con respecto a lo registrado a diciembre de 2003, y del

43,5% con respecto a diciembre de 2004. En cuanto al Patrimonio neto, éste

presentó un incremento del 13,7% respecto a diciembre de 2002.

Gráfico 46 Evolución del Pasivo y Patrimonio Neto en los Sistemas Aislados

-24,5%

-43,5%

5,7%13,7%

0

100

200

300

400

500

Mill

S/.

Dic-02 47 322

Dic-03 36 341

Dic-04 27 366


56

Los ingresos consolidados de las empresas que conforman este sistema al 2004

se incrementaron en 12,1% respecto a similar periodo de 2003. Los Gastos

Operativos también aumentaron, en 10,8%, lo cual dio como resultado un

incremento de la Utilidad operativa en 38,0%, respecto al 2003.

Gráfico 47 Estructura del Estado de Resultados en los Sistemas Aislados

111 112

-0,9

113 107

5

126119

7

0

20

40

60

80

100

120

140

Mill

. S/.

2002 2003 2004

Ingresos Costos Operativos Utilidad Operativa

2.4. ANÁLISIS DE LOS COSTOS COMBINADOS

El análisis de costo combinado fue desarrollado adicionalmente en hoja de cálculo

Excel, debido a que el sistema no arroja resultados agrupando por tipo de

empresa o por sistemas.

2.4.1. COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL

• ANÁLISIS HORIZONTAL POR CONCENTRACIÓN


Las empresas generadoras concentran el mayor porcentaje de Costos Totales

incluyendo los Costos del Servicio y las Cargas Financieras, con el 49,2% del

total.

57

Las empresas distribuidoras presentan una participación del 46,8% en los Costos

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

transmisoras que apenas representan el 4% de dichos costos.

Tabla 1 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Tipo de Empresa

TIPO DE EMPRESA Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total602. Combustibles y Lubricantes 88,0 0,1 11,9 100,0606. Suministros Diversos 28,5 4,2 67,3 100,0607. Compra de Energía 40,9 0,0 59,1 100,062. Cargas de Personal 34,7 7,8 57,5 100,063. Servicios Prestados por Terceros 46,0 6,2 47,9 100,064. Tributos 61,2 5,3 33,5 100,065. Cargas Diversas de Gestión 64,6 11,1 24,3 100,068. Provisiones del ejercicio 55,1 9,0 35,9 100,0

Total Costo del Servicio 49,1 2,9 48,0 100,0670. Cargas Financieras 50,0 24,7 25,3 100,0

Costo servicio+Cargas Financieras 49,2 4,0 46,8 100,0

Empresas Generadoras

Como podemos apreciar en la tabla adjunta, la empresa Electro Perú concentra la

mayor cantidad de costos, representando el 29,0% del total de costos de servicio

(incluyendo cargas financieras) de las empresas generadoras. Es seguida por

Edegel con el 14,5% y Enersur con el 12,0% del total costos de las empresas

generadoras. Electro Perú, a su vez, realiza el 54,8% de las compras de energía

en este grupo, asimismo que la mayor parte de Gastos de Personal está

concentrado en: Electro Perú (23,0%), Egenor (16,8%) y Edegel (15,4%).

La empresa que más contrata Servicios de terceros es Enersur con el 34,9% del

total del rubro, a continuación está Termoselva con el 27,7%. Etevensa reporta

menos costos en este rubro, con 2,5%. La empresa que concentra el mayor Costo

en combustibles y lubricantes en el grupo de empresas generadoras es Etevensa

con 29,7%, seguido por Enersur con 28,5%.

58

Tabla 2 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Generadoras

EMPRESAS GENERADORAS Edegel Egenor Electro Perú Enersur Etevensa Termoselva Total602. Combustibles y Lubricantes 14,6% 6,3% 0,9% 28,5% 29,7% 0,0% 100,0%606. Suministros Diversos 9,5% 11,9% 18,3% 16,0% 4,2% 0,0% 100,0%607. Compra de Energía 9,8% 4,4% 54,8% 1,2% 2,2% 1,8% 100,0%62. Cargas de Personal 15,4% 16,8% 23,0% 1,5% 4,0% 0,0% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 7,3% 7,9% 4,9% 34,9% 2,5% 27,7% 100,0%64. Tributos 23,0% 10,8% 27,5% 9,1% 6,0% 0,0% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 5,6% 5,2% 13,8% 8,2% 2,2% 37,4% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 22,5% 9,3% 21,3% 10,7% 5,5% 2,6% 100,0%Total Costo del Servicio 13,2% 6,7% 30,6% 11,5% 8,3% 4,8% 100,0%670. Cargas Financieras 37,7% 20,3% 0,0% 20,1% 6,4% 0,0% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 14,5% 7,4% 29,0% 12,0% 8,2% 4,5% 100,0%

Empresas Transmisoras

Como observamos en la tabla siguiente, la empresa que concentra la mayor parte

de los Costos totales (incluyendo cargas financieras) en que incurren las

transmisoras es REP con 52,9%, seguida por Transmantaro con 23,3%. REP,

adicionalmente, es la empresa que presenta más cargas financieras dentro de

este grupo de empresas, con 50,4%.

Tabla 3 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Transmisoras

EMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva ISA Redesur Transmantaro REP Total602. Combustibles y Lubricantes606. Suministros Diversos 0,0% 0,2% 4,1% 0,0% 95,7% 100,0%607. Compra de Energía62. Cargas de Personal 0,0% 1,0% 5,3% 4,6% 89,1% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 14,6% 10,9% 10,9% 12,8% 50,8% 100,0%64. Tributos 0,1% 7,2% 7,9% 21,7% 63,1% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 0,4% 4,2% 16,5% 17,1% 61,8% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 12,3% 7,0% 8,9% 32,3% 39,5% 100,0%Total Costo del Servicio 8,8% 6,4% 9,3% 21,5% 54,1% 100,0%670. Cargas Financieras 0,0% 12,0% 10,4% 27,3% 50,4% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 5,9% 8,2% 9,6% 23,3% 52,9% 100,0%

Empresas Distribuidoras

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

empresas Edelnor y Luz del Sur con 30,8% y 30,1%, respectivamente, del total de

los costos registrados por las distribuidoras. Entre ambas empresas se concentra

el 68,0 % de Compra de energía y el 47,4% en Cargas de personal.

59

Tabla 4 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Edelnor Electro Centro Electro Oriente Electro Ucayali Hidrandina Luz del Sur Total

602. Combustibles y Lubricantes 0,0% 0,0% 58,6% 22,3% 0,2% 0,0% 100,0%606. Suministros Diversos 15,8% 9,3% 9,9% 3,2% 12,7% 6,9% 100,0%607. Compra de Energía 34,5% 3,5% 0,0% 1,3% 6,9% 33,5% 100,0%62. Cargas de Personal 19,5% 5,6% 8,0% 2,4% 7,6% 27,9% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 22,7% 7,8% 5,8% 1,2% 11,1% 28,1% 100,0%64. Tributos 31,4% 4,3% 4,4% 2,0% 7,6% 28,9% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 10,6% 7,7% 7,7% 3,7% 17,1% 23,4% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 31,8% 6,3% 4,0% 1,3% 9,0% 22,9% 100,0%Total Costo del Servicio 30,4% 4,5% 3,5% 2,0% 7,7% 29,6% 100,0%670. Cargas Financieras 45,3% 0,0% 0,7% 0,1% 0,0% 46,6% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 30,8% 4,4% 3,4% 2,0% 7,5% 30,1% 100,0%

Ø Por Sistema Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional representan el

90,0% del Costo total del servicio, dado que concentran el mayor número de

empresas del total del sistema. Las empresas pertenecientes a los Sistemas

Aislados reportan el 10% del costo total del servicio.

Tabla 5 Análisis Horizontal de Costos Combinados por Sistema

TIPO DE SISTEMA SEIN SA Total602. Combustibles y Lubricantes 85,6% 14,4% 100,0%606. Suministros Diversos 75,8% 24,2% 100,0%607. Compra de Energía 93,3% 6,7% 100,0%62. Cargas de Personal 83,0% 17,0% 100,0%63. Servicios Prestados por Terceros 88,2% 11,8% 100,0%64. Tributos 87,4% 12,6% 100,0%65. Cargas Diversas de Gestión 90,7% 9,3% 100,0%68. Provisiones del ejercicio 88,2% 11,8% 100,0%Total Costo del Servicio 90,1% 9,9% 100,0%670. Cargas Financieras 86,7% 13,3% 100,0%Costo servicio+Cargas Financieras 90,0% 10,0% 100,0%

• ANÁLISIS VERTICAL


Podemos observar que el 94,7% de los costos totales están constituidos por los

costos operacionales. Mientras que las cargas financieras representan sólo el

5,3%.

Las empresas generadoras muestran un porcentaje de 94,6% y las empresas

distribuidoras 97,1%, mientras que las transmisoras presentan un porcentaje

menor: 67,5%.

60

En la estructura de costos de las empresas generadoras, el 41,4% de sus costos

totales corresponden a Compra de energía; el 18,4% pertenece al rubro

Combustibles y Lubricantes; y el 16,5% a Provisiones del Ejercicio.

Las empresas transmisoras dirigen el 32,9% a Provisiones del ejercicio, el 12,7%

a Servicios prestados por Terceros y el 10,1% a Cargas de Personal. Las

empresas de distribución gastan un 62,9% en la Compra de energía y 11,3% está

dirigido a Provisiones del ejercicio.

Tabla 6 Análisis Vertical de Costos Combinados por Tipo de Empresa

Análisis Vertical por tipo de empresa GEN TRAN DIST Total602. Combustibles y Lubricantes 18,4% 0,3% 2,6% 10,3%606. Suministros Diversos 1,1% 1,9% 2,6% 1,8%607. Compra de Energía 41,4% 0,0% 62,9% 49,8%62. Cargas de Personal 3,7% 10,1% 6,4% 5,2%63. Servicios Prestados por Terceros 7,7% 12,7% 8,5% 8,3%64. Tributos 2,7% 2,8% 1,5% 2,2%65. Cargas Diversas de Gestión 3,2% 6,7% 1,3% 2,4%68. Provisiones del ejercicio 16,5% 32,9% 11,3% 14,7%Total Costo del Servicio 94,6% 67,5% 97,1% 94,7%670. Cargas Financieras 5,4% 32,5% 2,9% 5,3%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Empresas Generadoras

Las empresas que más destinaron sus costos a la Compra de energía, en el

periodo 2004, fueron Electro Perú con el 78,3% de sus costos totales (S/. 784

millones) y Shougesa con el 76,1% de sus costos totales (S/. 99 millones). A su

vez, Edegel registra un porcentaje de 28,0% de sus costos totales (S/.140

millones), mientras que Egenor presenta un porcentaje de 24,4%. En lo referente

a Servicios Prestados por Terceros, Termoselva destina el 47,4% de sus costos

totales a este rubro y Enersur el 22,5%.

Edegel, además, destina el 18,5% de sus costos totales (incluyendo cargas

financieras) al rubro Combustibles y Lubricantes, el 25,6% a Provisiones del

ejercicio y presenta Cargas Financieras por un valor de S/. 70 millones (14,0%),

adicionalmente posee Cargas de personal por S/. 20 millones (3,9%).

61

Enersur gasta en Combustibles y Lubricantes S/. 181 millones (43,6% de su costo

total), sus costos en Servicios prestados por terceros son de S/.93 millones

(22,5% de sus costos totales) y; sus Provisiones del ejercicio tienen un valor de

S/. 61 millones (14,7% de sus costos totales).

Cabe resaltar que Termoselva gasta S/. 74 millones en Servicios prestados por

terceros (47,4% de sus costos totales), posee Cargas diversas de gestión por S/.

41 millones (26,4%).

Tabla 7 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Generadoras EMPRESAS GENERADORAS Chavi mochic Egenor Edegel Electro Perú Enersur Etevensa Shougesa Termoselva Total

602. Combustibles y Lubricantes 1,8% 15,7% 18,5% 0,6% 43,6% 66,3% 12,3% 0,0% 18,4%606. Suministros Diversos 10,1% 1,7% 0,7% 0,7% 1,4% 0,5% 0,3% 0,0% 1,1%607. Compra de Energía 0,0% 24,4% 28,0% 78,3% 4,1% 11,0% 76,1% 16,5% 41,4%62. Cargas de Personal 23,7% 8,4% 3,9% 2,9% 0,5% 1,8% 1,8% 0,0% 3,7%63. Servicios Prestados por Terceros 26,0% 8,3% 3,9% 1,3% 22,5% 2,4% 1,4% 47,4% 7,7%64. Tributos 3,5% 3,9% 4,2% 2,5% 2,0% 2,0% 0,8% 0,0% 2,7%65. Cargas Diversas de Gestión 0,4% 2,3% 1,2% 1,5% 2,2% 0,9% 1,0% 26,4% 3,2%68. Provisiones del ejercicio 34,5% 20,8% 25,6% 12,1% 14,7% 11,0% 5,4% 9,6% 16,5%Total Costo del Servicio 100,0% 85,3% 86,0% 100,0% 91,0% 95,8% 99,1% 100,0% 100,0%670. Cargas Financieras 0,0% 14,7% 14,0% 0,0% 9,0% 4,2% 0,9% 0,0% 0,0%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Empresas Transmisoras

La empresa que presenta el mayor costo en este grupo es REP, de los cuales

Cargas Financieras presenta el mayor costo con 31,0 % de sus costos totales,

mientras que las Provisiones del ejercicio tienen un 24,6% y las Cargas de

Personal 17,0%

Transmantaro es la segunda empresa transmisora con mayores niveles de costos

con el 45,5 % correspondiente a las Provisiones del ejercicio y el 38,0% a Cargas

Financieras. Por su parte Redesur tiene el 35,0% corresponde a Cargas

Financieras y el 30,5% a Provisiones del ejercicio.

Tabla 8 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Transmisoras

EMPRESAS TRANSMISORAS Eteselva ISA Redesur Transmantaro REP Total

602. Combustibles y Lubricantes 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,7% 0,3%606. Suministros Diversos 0,0% 0,0% 0,8% 0,0% 3,4% 1,9%607. Compra de Energía 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%62. Cargas de Personal 0,0% 1,3% 5,6% 2,0% 17,0% 10,1%63. Servicios Prestados por Terceros 31,2% 16,9% 14,3% 7,0% 12,2% 12,7%64. Tributos 0,0% 2,5% 2,3% 2,6% 3,4% 2,8%65. Cargas Diversas de Gestión 0,4% 3,5% 11,5% 4,9% 7,8% 6,7%68. Provisiones del ejercicio 68,3% 28,2% 30,5% 45,5% 24,6% 32,9%Total Costo del Servicio 100,0% 52,4% 65,0% 62,0% 69,0% 67,5%670. Cargas Financieras 0,0% 47,6% 35,0% 38,0% 31,0% 32,5%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

62

Empresas Distribuidoras

Las empresas distribuidoras poseen un pequeño porcentaje de sus costos en

Cargas financieras (2,9%). La partida que concentra la mayor parte de los costos,

es la Compra de energía (62,9%); especialmente para Edelnor y Luz de Sur, que

representa para cada una el 70,5% y 70,1% respectivamente, mientras que para

Hidrandina y Electro Centro representan un total de 58,2% y 50,8%,

respectivamente. A su vez, Electro Oriente destina el 44,5% de sus costos totales

a la compra de Combustibles y lubricantes.

Tabla 9 Análisis Vertical de Costos Combinados por Empresas Distribuidoras

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Edelnor Electro Centro Electro Oriente Electro Ucayali Hidrandina Luz del Sur Total602. Combustibles y Lubricantes 0,0% 0,0% 44,5% 29,4% 0,1% 0,0% 2,6%606. Suministros Diversos 1,3% 5,5% 7,5% 4,2% 4,4% 0,6% 2,6%607. Compra de Energía 70,5% 50,8% 0,0% 42,3% 58,2% 70,1% 62,9%62. Cargas de Personal 4,1% 8,3% 15,0% 7,9% 6,6% 6,0% 6,4%63. Servicios Prestados por Terceros 6,2% 15,2% 14,3% 5,0% 12,6% 7,9% 8,5%64. Tributos 1,6% 1,5% 2,0% 1,5% 1,6% 1,5% 1,5%65. Cargas Diversas de Gestión 0,4% 2,2% 2,8% 2,3% 2,9% 1,0% 1,3%68. Provisiones del ejercicio 11,7% 16,4% 13,3% 7,2% 13,7% 8,6% 11,3%Total Costo del Servicio 95,8% 100,0% 99,4% 99,9% 100,0% 95,6% 97,1%670. Cargas Financieras 4,2% 0,0% 0,6% 0,1% 0,0% 4,4% 2,9%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Ø Por Sistema

Podemos observar que a nivel total, la Compra de energía representa la mayor

parte de los costos de las empresas del Sector eléctrico, con el 49,8%; siendo

casi la mitad de los costos totales (incluyendo cargas financieras) de las

empresas eléctricas es la Compra de energía.

El 14,7% va destinado a Provisiones del ejercicio, el 10,3% a Combustibles y

lubricantes y el 8,3% a Servicios prestados por terceros. A su vez, las Cargas

financieras representan el 5,3%.

En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, la Compra de energía

realizada representa el 51,7% del total de sus costos incluido cargas financieras,

las Provisiones del ejercicio alcanzan el 14,4%. Los gastos en Combustibles y

Lubricantes representan el 9,8%

63

En el Sistema Aislado el 33,1% corresponde a la Compra de Energía, las

Provisiones del ejercicio representan el 17,3%, Combustibles y lubricantes con el

14,7%, Servicios prestados por terceros 9,7% y Cargas Financieras participa con

el 7,0% del costo total.

Tabla 10 Análisis Vertical de Costos Combinados por Sistema

Análisis Vertical por Sistemas SEIN SA Total602. Combustibles y Lubricantes 9,8% 14,7% 10,3%606. Suministros Diversos 1,5% 4,4% 1,8%607. Compra de Energía 51,7% 33,1% 49,8%62. Cargas de Personal 4,8% 8,9% 5,2%63. Servicios Prestados por Terceros 8,1% 9,7% 8,3%64. Tributos 2,1% 2,7% 2,2%65. Cargas Diversas de Gestión 2,5% 2,3% 2,4%68. Provisiones del ejercicio 14,4% 17,3% 14,7%Total Costo del Servicio 94,9% 93,0% 94,7%670. Cargas Financieras 5,1% 7,0% 5,3%Costo servicio+Cargas Financieras 100,0% 100,0% 100,0%

2.5. ANÁLISIS DEL ACTIVO FIJO


Las empresas de electricidad poseen en total un Activo fijo neto de S/.20 942

millones, de los cuales el 90,2% está conformado por Inmuebles y Maquinarias y

Equipos (el 39,1% pertenece a Inmuebles y el 51,1% a Maquinarias y Equipos); la

Depreciación acumulada alcanza los S/. 9 773 millones que representa 31,8% del

Activo fijo bruto.

Tabla 11 Análisis Vertical del Activo Fijo por Tipo de Empresa

ACTIVO FIJO Generadoras Transmisoras Distribuidoras TotalActivo Fijo BrutoInmuebles 53,6% 0,1% 6,0% 35,3%Maquinarias y Equipos 41,2% 38,8% 87,0% 56,5%Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%Depreciación AcumuladaInmuebles 40,3% 0,0% 4,5% 27,0%Maquinarias y Equipos 56,2% 39,6% 90,8% 68,0%Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%Activo Fijo NetoInmuebles 59,9% 0,1% 6,8% 39,1%Maquinarias y Equipos 34,0% 38,7% 85,2% 51,1%Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

64

Las empresas generadoras poseen un total de Activos fijos netos de S/. 12 887

millones, de los cuales el 93,9% lo conforman Inmuebles y Maquinarias y Equipos

(el 59,9% pertenece a Inmuebles y el 34,0% a Maquinarias y Equipos); la

Depreciación acumulada de las empresas generadoras alcanza los S/.6 177

millones que representa el 32,4% de su Activo fijo bruto.

Las empresas transmisoras poseen un total de Activos fijos netos de S/. 1 178

millones, de los cuales el 38,8% está conformado por Inmuebles y Maquinarias y

Equipos (el 0,1% pertenece a Inmuebles y el 38,7% a Maquinarias y equipos), la

Depreciación acumulada de las empresas transmisoras alcanza los S/.178

millones que representa el 13,1 % del Activo fijo bruto.

Las empresas distribuidoras poseen un total de Activos fijos netos de S/. 6 877

millones, de los cuales el 92,0% corresponde a Inmuebles y Maquinarias y

Equipos (el 6,8% pertenece a Inmuebles y el 85,2% a Maquinarias y equipos), su

Depreciación acumulada alcanza los S/. 3 418 millones que representa el 33,2%

de su Activo fijo bruto.

Tabla 12 Activo Fijo por Tipo de Empresa

ACTIVOS FIJO DE: Generadoras Transmisoras Distribuidoras TotalActivo Fijo BrutoTotal 19 063 914 1 356 332 10 295 626 30 715 871Depreciación AcumuladaTotal 6 176 894 178 284 3 418 306 9 773 484Activo Fijo netoTotal 12 887 019 1 178 048 6 877 320 20 942 387

De la tabla siguiente, podemos decir que las empresas generadoras poseen el

94,3 % del total de inmuebles del sector eléctrico; mientras que por el lado de

maquinarias y equipos el 41,0% pertenecen a las empresas generadoras y el

54,8% a las distribuidoras.

Tabla 13 Análisis Horizontal del Activo Fijo por Tipo de Empresa

ACTIVOS FIJO DE: Generadoras Transmisoras Distribuidoras TotalActivo Fijo NetoInmuebles 94,3% 0,0% 5,7% 100,0%Maquinarias y Equipos 41,0% 4,3% 54,8% 100,0%Total 61,5% 5,6% 32,8% 100,0%

65

Adicionalmente, podemos notar que las empresas generadoras poseen el 61,5%

de los Activos fijos netos del sector eléctrico, mientras que las empresas

distribuidoras tienen el 32,8% y las empresas transmisoras sólo el 5,6%. A nivel

de Activo fijo bruto las participaciones respecto al total del sector eléctrico son:

62,1% para las empresas generadoras; 33,5% para las empresas distribuidoras y

4,4% para las empresas transmisoras.

Ø Por Sistema

El Sistema Interconectado Nacional cuenta con un total de Activos fijos netos de

S/. 20 616 millones, de los cuales el 90,2% está conformado por Inmuebles y

Maquinarias y Equipos (el 39,5% son Inmuebles y el 50,7% Maquinarias y

Equipos), su Depreciación acumulada alcanza los S/. 9 736 millones y

corresponde al 32,1% de su Activo fijo bruto.

Tabla 14 Análisis Vertical del Activo Fijo por Sistema

SISTEMAS SEIN SA TotalActivo Fijo BrutoInmuebles 35,5% 16,5% 35,3%Maquinarias y Equipos 56,2% 74,3% 56,5%Total 100,0% 100,0% 100,0%Depreciación AcumuladaInmuebles 27,1% 11,1% 27,0%Maquinarias y Equipos 68,0% 82,9% 68,0%Total 100,0% 100,0% 100,0%Activo Fijo NetoInmuebles 39,5% 17,1% 39,1%Maquinarias y Equipos 50,7% 73,3% 51,1%Total 100,0% 100,0% 100,0%

Los Sistemas Aislados poseen un total de Activos fijos netos de S/. 327 millones,

de los cuales el 90,4% pertenece a Inmuebles y Maquinarias y Equipos (el 17,1%

corresponde a Inmuebles y el 73,3% a Maquinarias y equipos), la Depreciación

acumulada de los Sistemas Aislados alcanza los S/. 38 millones que representan

el 10,4% del Activo fijo bruto.

66

Tabla 15 Resumen de Activo Fijo por Tipo de Empresa y de Equipo

EQUIPOS DE GENERACION

EQUIPOS DE TRANSMISION

EQUIPOS DE DISTRIBUCION

Total por tipo de empresa

GENERADORAS ACTIVO FIJO BRUTO 18 731 721 0 884 884 19 616 606 DEP.ACUMULADA 6 049 290 0 322 075 6 371 365 ACTIVO FIJO NETO 12 682 431 0 562 810 13 245 241DISTRIBUIDORAS ACTIVO FIJO BRUTO 3 292 0 8 240 763 8 244 055 DEP.ACUMULADA 1 094 0 2 684 391 2 685 485 ACTIVO FIJO NETO 2 198 0 5 556 372 5 558 570TRANSMISORAS ACTIVO FIJO BRUTO 328 900 1 356 332 1 169 978 2 855 210 DEP.ACUMULADA 126 510 178 284 411 841 716 634 ACTIVO FIJO NETO 202 391 1 178 048 758 138 2 138 576Total Equipo ACTIVO FIJO BRUTO 19 063 914 1 356 332 10 295 626 30 715 871 DEP.ACUMULADA 6 176 894 178 284 3 418 306 9 773 484 ACTIVO FIJO NETO 12 887 019 1 178 048 6 877 320 20 942 387

RESUMEN DE ACTIVO FIJO POR TIPO DE EMPRESA Y DE EQUIPO( INFORMACIÓN AJUSTADA EN NUEVOS SOLES al 31/12/2004)

Del total de Activos fijos netos, S/. 12 685 millones corresponden a los equipos de

Generación utilizados por las empresas generadoras y distribuidoras del sector

eléctrico, S/. 1 178 millones a los equipos de Transmisión utilizados por las

distintas empresas y S/. 6 877 millones a los equipos de distribución.

67

2.6. ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO

a. ANÁLISIS DE RATIOS FINANCIEROS POR TIPO DE EMPRESA

a) EMPRESAS GENERADORAS

Tabla 16 Ratios de las Empresas de Generación

RATIOS DE LAS EMPRESAS DE GENERACIÓNGRUPO DETALLE 2003 2004 Var %

A. LIQUIDEZ 1. Razón Corriente 1,54 1,09 -28,8%2. Prueba Acida 1,26 0,93 -26,4%3. Liquidez Inmediata 0,50 0,43 -14,9%

B. GESTION DE CUENTAS 4. Rotacion 5,94 7,66 28,9% POR COBRAR 5. Efectividad de Cobranza 60,62 47,03 -22,4%C. SOLVENCIA 6. Endeudamiento Patrimonial 0,63 0,66 3,5%

7. Cobertura de Interés 6,54 5,35 -18,2%8. Cobertura de Activo Fijo 1,34 1,35 1,0%

D. GESTION DE DEUDA 9. Estructura (%) 19,80% 28,50% 44,0%10. Servicio (%) 5,08% 5,71% 12,3%11. Cobertura (%) 445,24% 322,16% -27,6%

E. RENTABILIDAD 12. Bruta (%) 40,79% 33,41% -18,1%13. Operacional(%) 31,99% 22,50% -29,7%14. Neta (%) 18,07% 14,84% -17,9%15. ROA (%) Anual S/. YTY 7,48% 6,01% -19,6%16. ROE (%) Anual S/. YTY 10,72% 10,71% -0,1%17. GIR sobre ventas (%) 49,42% 36,96% -25,2%18. Gir sobre patrimonio (%) 18,20% 15,94% -12,5%19. GIR sobre activo Fijo (%) 13,59% 11,79% -13,3%20. De explotacion (%) 18,28% 16,42% -10,1%

F. GESTION OPERATIVA 21. Eficiencia 27,6% 31,9% 15,4%22. Depreciacion sobre activo fijo (%) 4,1% 4,0% -0,5%23. Depreciacion acumulada sobre activo fijo (%) 43,8% 47,9% 9,3%24. Gasto de Personal sobre Activo fijo 1,1% 1,0% -8,9%

G. VALOR DE MERCADO 25. Precio / utilidad26. Valor en libros 1,12 1,15 2,5%27. Valor de mercado sobre valor en libros

RENTABILIDAD

La GIR sobre el Activo fijo se ubica a fines del 2004 en 11,79%, obteniendo los

mayores valores Enersur con 28,82%, y Eepsa con 24,83%. Caso contrario

ocurrió en Egesur (-4,07%) principalmente por el incremento de sus gastos en

8,7% respecto al 2003, básicamente por el aumento en 78,5% de los Gastos en

Combustibles y Lubricantes, por el incremento de los precios internacionales del

petróleo.

El ratio GIR/Activo Fijo disminuyó en 13,3% respecto al 2003 por el menor GIR

registrado en el 2004, que decreció en 14,6% respecto al año anterior.

68

El GIR/VNR en el año 2004, para las empresas generadoras, fue de 10,3%.

Significa que las empresas generadoras en su conjunto por cada S/. 1,00 invertido

de manera efectiva lograron generar S/. 0,103.

En el caso de las empresas generadoras privadas este ratio fue de 13,2%. Las

empresas privadas más representativas, según el VNR estimado, son Edegel,

Egenor, Eepsa y Enersur, los cuales presentan como indicador 12,4%; 10,9%;

23,0% y 26,1% respectivamente.

Por otro lado, las empresas generadoras estatales registraron un GIR/VNR de

6,2%. Las empresas más representativas son Chavimochic y Egemsa los que

presentaron un GIR/VNR de 12,9% y 11,1% respectivamente.

LIQUIDEZ

El ratio razón corriente8 para el periodo analizado se encuentra en 1,09, por lo

que puede decirse que, en general, las empresas generadoras pueden cubrir

satisfactoriamente el pago de sus pasivos corrientes con el activo corriente que

disponen. Las empresas que presentan mayores valores de razón corriente son

Egasa (3,73), Egemsa (3.67) y Electro Andes (2,67). Edegel, Egenor y Electro

Perú muestran valores de 0,42; 1,76 y 1,15 respectivamente.

Las empresas generadoras redujeron sus niveles de liquidez respecto al año

anterior. Así, la razón corriente disminuyó en 28,8%, en tanto que los indicadores

de prueba ácida y de liquidez inmediata decrecieron en 26,4% y 14,9%

respectivamente. Esta caída de los ratios de liquidez se debió al mayor

incremento de los pasivos corrientes en general. Estos aumentaron en 45,3%, en

contraste con el crecimiento de los activos corrientes de sólo 3,5%.

69

SOLVENCIA

Analizando el ratio de endeudamiento patrimonial9, se aprecia un valor de 0,66

para las empresas de este grupo, lo cual indica que en general, el patrimonio de

las empresas generadoras sí puede respaldar los pasivos que éstas han

contraído. Las empresa que presentan los mayores ratios son Egasa (0,15),

Egemsa (0,06), Egesur (0,15) y Edegel (0,71). En el otro extremo tenemos a San

Gabán (1,42) donde su pasivo representa casi el doble del valor de su patrimonio.

Asimismo, la empresa Shougesa obtuvo un indicador de 4,73.

La cobertura de interés se redujo en 18,2% debido a los menores resultados

operativos que las empresas de generación obtuvieron por efectos de la sequía y

los mayores precios internacionales del petróleo.

GESTIÓN DE LA DEUDA

Dentro de este grupo de ratios podemos indicar que el ratio Estructura tuvo un

incremento del 44,0% en relación al valor obtenido en el año 2003 (19,8%). El

valor al cierre del ejercicio fue de 28,55 %. El ratio Servicio presentó un valor de

5,71%, mayor en 12,3% al registrado en el año 2003 (5,08%).Por otro lado, el

ratio Cobertura presenta una disminución de 27,6% en relación al ejercicio

anterior, siendo los valores de 445,24% y 322,16% correspondientes a los años

2003 y 2004 respectivamente. El valor tan alto presentado en el ratio de cobertura

se debe a la marcada diferencia que existe entre las cuentas que conforman este

ratio. Se aprecia también que en este grupo de empresas hay algunas que no

presentan parte corriente en sus deudas de largo plazo por lo que el cálculo de

este ratio no se presenta.

8 Razón corriente = Activo corriente / Pasivo corriente 9 Endeudamiento Patrimonial = Total Pasivo / Patrimonio Neto

70

b) EMPRESAS TRANSMISORAS

Tabla 17 Ratios de las Empresas de Transmisión

RATIOS DE LAS EMPRESAS DE TRANSMISIÓNGRUPO DETALLE 2003 2004 Var %

A. LIQUIDEZ 1. Razón Corriente 1,64 2,18 32,8%2. Prueba Acida 1,45 1,98 36,3%3. Liquidez Inmediata 0,64 0,99 54,5%

B. GESTION DE CUENTAS 4. Rotacion 6,16 4,59 -25,5% POR COBRAR 5. Efectividad de Cobranza 58,43 78,44 34,2%C. SOLVENCIA 6. Endeudamiento Patrimonial 1,34 1,08 -19,9%

7. Cobertura de Interés 2,65 2,48 -6,6%8. Cobertura de Activo Fijo 1,17 1,01 -13,7%

D. GESTION DE DEUDA 9. Estructura (%) 12,31% 10,68% -13,2%10. Servicio (%) 7,75% 8,30% 7,1%11. Cobertura (%) 338,71% 329,01% -2,9%

E. RENTABILIDAD 12. Bruta (%) 62,80% 61,35% -2,3%13. Operacional(%) 51,08% 51,79% 1,4%14. Neta (%) 23,39% 38,36% 64,0%15. ROA (%) Anual S/. YTY 8,62% 8,48% -1,6%16. ROE (%) Anual S/. YTY 13,11% 17,63% 34,5%17. GIR sobre ventas (%) 68,20% 61,32% -10,1%18. Gir sobre patrimonio (%) 26,35% 20,33% -22,8%19. GIR sobre activo Fijo (%) 22,43% 20,06% -10,6%20. De explotacion (%) 33,29% 33,02% -0,8%

F. GESTION OPERATIVA 21. Eficiencia 32,9% 32,7% -0,5%22. Depreciacion sobre activo fijo (%) 2,5% 2,6% 4,8%23. Depreciacion acumulada sobre activo fijo (%) 10,7% 15,1% 41,8%24. Gasto de Personal sobre Activo fijo 3,2% 2,4% -23,2%


RENTABILIDAD

La GIR sobre el activo fijo de las empresas transmisoras fué de 20,1%. REP

presenta un indicador extremo de 348,46% debido al bajo nivel de activos fijos

(S/. 30 millones) que presenta respecto al valor alcanzado de la GIR (S/. 104

millones); se puede decir que la empresa es capaz de generar S/. 3,48 por cada

S/. 1,00 destinado a activo fijo.

El valor de GIR/VNR para las empresas transmisoras en el año 2004 de de

15,0%. Las empresas más representativas, según el VNR estimado, son REP e

ISA las que presentan como indicador 26,0% y 14,7% respectivamente.

71

LIQUIDEZ

La razón corriente de las empresas transmisoras es de 2,18; se puede decir que

en su conjunto estas empresas podrían cubrir sus deudas de corto plazo. Las

empresas que presentaron un mayor índice de liquidez corriente fueron

Transmantaro y Redesur con 3,05 y 2,47 respectivamente.

Las empresas transmisoras incrementaron sus niveles de liquidez durante el 2004

debido principalmente a los menores pasivos corrientes. Estos decrecieron en

23,6% por el saldo de la parte corriente de la deuda de largo plazo y menor

importe de otras cuentas por pagar, en tanto los activos corrientes sólo

aumentaron en 1,4%.

SOLVENCIA

El ratio de endeudamiento patrimonial fué de 1,08 lo que indica que las empresas

de este grupo, presentan un alto endeudamiento en relación a su patrimonio. La

empresa que presenta el mejor valor (más bajo) es Eteselva (0,33). Los valores

más altos los encontramos en Redesur (1,75), ISA (1,45) y Transmantaro (1,29).

Los niveles de solvencia se redujeron. El endeudamiento patrimonial se redujo por

la reducción del saldo adeudado a largo plazo (-14,8%), aunque el patrimonio

aumentó en 9,8%. Con la reducción de los activos fijos netos en 5,25 por la mayor

depreciación acumulada (34,4%), la cobertura del activo fijo se redujo en 13,7%

respecto al 2003.


Dentro de este grupo de ratios podemos indicar que el ratio Estructura tuvo una

reducción del 13,2% en relación al valor obtenido en el año 2003 (12,31%). El

valor al cierre del ejercicio fue de 10,68%. El ratio Servicio presentó un valor de

8,30%, mayor en 7,1% al registrado en el año 2003 (7,75%). Por otro lado, el ratio

Cobertura presenta una disminución del 2,9% en relación al ejercicio anterior,

72

siendo los valores de 338,71% y 329,01% correspondientes a los años 2003 y

2004 respectivamente. El valor tan alto presentado en el ratio de cobertura se

debe a la marcada diferencia que existe entre las cuentas que conforman este

ratio.

c) EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

Tabla 18 Ratios de las Empresas de Distribución

RATIOS DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓNGRUPO DETALLE 2003 2004 Var %

A. LIQUIDEZ 1. Razón Corriente 0,97 1,15 18,2%2. Prueba Acida 0,79 0,94 20,1%3. Liquidez Inmediata 0,12 0,14 17,2%

B. GESTION DE CUENTAS 4. Rotacion 6,36 6,07 -4,5% POR COBRAR 5. Efectividad de Cobranza 56,58 59,27 4,8%C. SOLVENCIA 6. Endeudamiento Patrimonial 0,51 0,54 7,0%

7. Cobertura de Interés 9,22 7,39 -19,9%8. Cobertura de Activo Fijo 1,28 1,33 3,7%

D. GESTION DE DEUDA 9. Estructura (%) 35,24% 29,02% -17,7%10. Servicio (%) 4,74% 5,68% 20,0%11. Cobertura (%) 748,01% 1234,97% 65,1%

E. RENTABILIDAD 12. Bruta (%) 23,84% 23,36% -2,0%13. Operacional(%) 13,10% 12,18% -7,0%14. Neta (%) 9,22% 8,36% -9,3%15. ROA (%) Anual S/. YTY 6,08% 5,56% -8,6%16. ROE (%) Anual S/. YTY 9,84% 9,61% -2,4%17. GIR sobre ventas (%) 24,01% 23,62% -1,6%18. Gir sobre patrimonio (%) 16,05% 15,91% -0,9%19. GIR sobre activo Fijo (%) 12,50% 11,95% -4,4%20. De explotacion (%) 21,30% 20,30% -4,7%

F. GESTION OPERATIVA 21. Eficiencia 52,1% 50,6% -2,8%22. Depreciacion sobre activo fijo (%) 5,0% 5,0% -0,1%23. Depreciacion acumulada sobre activo fijo (%) 47,2% 49,7% 5,2%24. Gasto de Personal sobre Activo fijo 3,2% 3,1% -4,6%


RENTABILIDAD

La GIR sobre activo fijo para las distribuidoras fue de 11,95%. Luz del Sur y

Edelnor presentan valores de 17,75% y 14,31% respectivamente. El mayor valor

lo obtuvo Sersa (163,88%) debido al bajo nivel de activos fijos netos (S/. 69,00

miles) y al incremento de las utilidades operativas respecto al 2003 (16,5%), se

puede decir que la empresa obtiene S/. 1,64 por cada S/. 1,00 destinado a activo

fijo.

73

Las empresas distribuidoras registraron un ratio GIR/VNR de 14,8%. Significa que

estas empresas en su conjunto por cada S/. 1,00 de inversión efectiva logran

generar S/. 0,148. En el caso de las distribuidoras privadas el ratio fue de 17,3%.

Las empresas privadas más representativas, según el VNR estimado, son Luz del

Sur con 17,9%, Edelnor con 17,2% y Electro sur medio con 13,7%.

Por otro lado, las empresas distribuidoras estatales registraron un GIR/VNR de

10,6%. Las empresas más representativas son Electro Ucayali y Electro Oriente

los que presentan un GIR/VNR de 21,1% y 19,4% respectivamente.

LIQUIDEZ

La razón corriente para el periodo analizado se encuentra en 1,15, por lo que

podría decirse que, en general, las empresas distribuidoras pueden cubrir

satisfactoriamente el pago de su deuda de corto plazo con el activo corriente que

disponen. Las empresas que presentan mayores valores de razón corriente son

Electro Oriente (3,58), Electro Sur Este (2,78) y Ede Cañete (1,65). Edelnor y Luz

del Sur muestran valores de 0,92 y 1,02 respectivamente.

Las empresas distribuidoras mostraron mayores indicadores de liquidez en el

2004. La razón corriente se incrementó en 18,2%, mientras que los indicadores de

prueba ácida y liquidez inmediata lo hicieron en 20,1% y 17,2% respectivamente.

Los mayores niveles de liquidez de corto plazo se debieron al aumento del activo

corriente en 5,4%, principalmente afectado por el aumento de las cuentas

comerciales (que en neto aumentaron en 12,4%), y la caída del pasivo corriente

en 10,8%.

SOLVENCIA

El ratio de endeudamiento patrimonial presenta un valor de 0,54, lo cual indica

que en general, el patrimonio de las empresas distribuidoras puede respaldar los

pasivos que éstas han contraído.

74

Edelnor y Luz del Sur presentan valores de 0,89 y 1,40 respectivamente. Las

empresas con los valores más bajos son Electro Ucayali (0,08), Electro Sur Este

(0,07) y Electro Puno (0,09).

En el otro extremo tenemos a Electro Tocache (-44,98), debido al nivel alcanzado

de sus pasivos (S/. 2,00 millones) en relación al patrimonio que obtuvo en el

presente periodo de análisis (-S/. 41,00 miles).


Dentro de este grupo de ratios podemos indicar que el ratio Estructura tuvo una

reducción del 17,7% en relación al valor obtenido en el año 2003 (35,24%). El

valor al cierre del ejercicio fue de 29,02 %. El ratio Servicio presentó un valor de

5,68%, mayor en 20,0% al registrado en el año 2003 (4,74%).Por otro lado, el

ratio Cobertura presenta un incremento del 65,1% en relación al ejercicio anterior,

siendo los valores de 748,01% y 1234,97% correspondientes a los años 2003 y

2004 respectivamente. El valor tan alto presentado en el ratio de cobertura se

debe a la marcada diferencia que existe entre las cuentas que conforman este

ratio. Se aprecia también que en este grupo de empresas hay algunas que no

presentan parte corriente en sus deudas de largo plazo por lo que el cálculo de

este ratio no se presenta.

75

2.7. PROYECCIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS

2.7.1. PROYECCIÓN DEL BALANCE GENERAL Para la proyección del Balance General para el año 2005, se han aplicado

diferentes métodos en función del tipo de empresas a anali zar, así por ejemplo,

en las empresas generadoras se proyectó el activo corriente por regresión con un

R2 de 61,3% y con un intervalo de confianza de +/- S/. 249,2 millones.

Para el caso del activo fijo, se usó la tasa de crecimiento de 4,64% como valor

máximo y de -0,89% como valor mínimo, correspondiente a los crecimientos

presentados en el año 2000 y 2003, respectivamente. En la proyección del pasivo

y del pasivo corriente se ha usado las regresiones. A nivel de pasivo, se usó un

R2 de 78,9% con un intervalo de confianza de +/-S/. 790,9 millones, mientras que

para el pasivo corriente el R2 utilizado fue de 67,4% con un intervalo de confianza

de +/-S/. 441,0 millones.

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. Así por ejemplo, para el activo corriente se utilizó tasas de

crecimiento de –0,26% como valor mínimo y 9,51% como valor máximo, con lo

cual los montos proyectados resultan en S/. 929 millones y S/. 1 020 millones

como valores mínimos y máximos respectivamente.

A nivel total sistema se hizo el agregado de cada uno de los tipos de empresas

(generadoras, transmisoras y distribuidoras), obteniéndose así la proyección en

términos generales. De los resultados obtenidos se puede observar que el total de

Activos a diciembre de 2005 alcanzaría un valor máximo de S/. 28 003 millones y

un valor mínimo de S/. 26 231 millones, habiéndose obtenido a diciembre de 2004

S/. 26 159millones.

El Patrimonio neto fluctuaría entre S/. 15 212 millones y S/. 16 283 millones,

habiéndose obtenido a diciembre de 2004 S/.15 861 millones.

76

Tabla 19 Balance General 1995-diciembre 2004

BALANCE GENERAL (en miles de soles)año 1 995 1 996 1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004

GENERACIONACTIVO

ACTIVO CORRIENTE 955 825 1 254 765 1 411 490 1 839 739 1 981 726 1 723 522 1 646 192 2 109 747 1 794 017 1 947 040

ACTIVO NO CORRIENTE 9 709 038 10 657 366 12 442 158 13 401 817 15 439 207 13 968 656 13 331 590 13 634 610 13 417 993 13 829 747 Activo fijo 8 032 118 8 256 756 9 182 863 9 686 245 12 538 081 13 119 756 12 626 630 12 584 569 12 472 252 12 887 019 Otros activos no corrientes 1 676 920 2 400 610 3 259 295 3 715 572 2 901 126 848 901 704 960 1 050 041 945 741 942 728TOTAL ACTIVO 10 664 863 11 912 131 13 853 648 15 241 555 17 420 932 15 692 178 14 977 782 15 744 356 15 212 009 15 776 786

PASIVO 3 338 840 3 297 399 4 378 124 5 380 580 5 471 640 6 199 024 5 704 323 6 215 169 5 897 572 6 245 251 PASIVO CORRIENTE 300 933 361 528 632 746 918 602 1 468 240 1 831 746 1 509 075 2 110 850 1 167 498 1 779 837 PASIVO NO CORRIENTE 3 037 907 2 935 871 3 745 378 4 461 978 4 003 400 4 367 278 4 195 248 4 104 319 4 730 073 4 465 415PATRIMONIO NETO 7 326 023 8 614 732 9 475 524 9 860 975 11 949 293 9 493 154 9 273 461 9 529 188 9 314 438 9 531 535TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 10 664 863 11 912 131 13 853 648 15 241 555 17 420 932 15 692 178 14 977 783 15 744 356 15 212 009 15 776 786TRANSMISIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 93 470 205 849 321 284 345 610 429 018 200 786 258 699 227 397 273 579 291 061ACTIVO NO CORRIENTE 519 526 1 114 453 1 189 725 1 334 504 1 409 058 2 299 162 2 538 737 2 107 580 2 091 335 2 122 542

Activo fijo 518 771 1 114 424 1 181 126 1 271 516 1 346 642 2 211 759 2 435 106 1 211 127 1 184 774 1 178 048 Otros activos no corrientes 755 29 8 599 62 988 62 416 87 404 103 631 896 454 906 562 944 494TOTAL ACTIVO 612 996 1 320 302 1 511 009 1 680 114 1 838 076 2 499 948 2 797 436 2 334 978 2 364 914 2 413 602PASIVO 22 777 82 391 140 767 205 289 287 196 893 344 985 219 1 394 601 1 356 171 1 251 507 PASIVO CORRIENTE 11 672 18 853 40 370 49 450 72 356 649 115 357 340 162 196 166 953 133 710 PASIVO NO CORRIENTE 11 106 63 538 100 397 155 840 214 840 244 229 627 879 1 232 405 1 189 219 1 117 797PATRIMONIO NETO 590 219 1 237 911 1 370 242 1 474 825 1 550 880 1 606 604 1 812 217 940 377 1 008 743 1 162 095TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 612 996 1 320 302 1 511 009 1 680 115 1 838 076 2 499 948 2 797 436 2 334 978 2 364 914 2 413 602DISTRIBUCIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 843 131 923 314 912 448 882 891 880 577 875 871 819 227 987 529 842 160 931 345ACTIVO NO CORRIENTE 3 191 739 3 870 584 4 314 779 5 416 667 5 871 971 6 306 856 6 276 907 6 263 935 6 488 817 7 037 287 Activo fijo 3 014 200 3 760 982 4 233 802 5 330 383 5 715 019 6 052 336 5 984 243 6 050 479 6 246 349 6 877 320

Otros activos no corrientes 177 539 109 602 80 977 86 284 156 952 254 521 292 665 213 456 242 468 159 967TOTAL ACTIVO 4 034 871 4 793 898 5 227 227 6 299 558 6 752 548 7 182 727 7 096 134 7 251 464 7 330 977 7 968 631PASIVO 893 523 1 155 220 1 427 025 1 765 185 1 801 451 2 158 792 2 253 225 2 278 179 2 464 690 2 801 268 PASIVO CORRIENTE 455 047 572 621 618 441 783 185 919 648 1 139 755 899 203 844 380 868 478 812 794 PASIVO NO CORRIENTE 438 476 582 599 808 584 982 001 881 802 1 019 037 1 354 022 1 433 799 1 596 212 1 988 474PATRIMONIO NETO 3 141 347 3 638 678 3 800 202 4 534 373 4 951 097 5 023 935 4 842 909 4 973 284 4 866 287 5 167 364TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 4 034 871 4 793 898 5 227 227 6 299 558 6 752 548 7 182 727 7 096 134 7 251 463 7 330 977 7 968 631SISTEMA TOTALACTIVO

ACTIVO CORRIENTE 1 892 426 2 383 929 2 645 222 3 068 240 3 291 320 2 800 178 2 724 118 3 324 673 2 909 756 3 169 445ACTIVO NO CORRIENTE 13 420 304 15 642 402 17 946 662 20 152 988 22 720 236 22 574 675 22 147 234 22 006 125 21 998 145 22 989 575 Activo fijo 11 565 088 13 132 162 14 597 792 16 288 144 19 599 742 21 383 850 21 045 978 19 846 174 19 903 374 20 942 387 Otros activos no corrientes 1 855 216 2 510 240 3 348 870 3 864 844 3 120 494 1 190 825 1 101 256 2 159 951 2 094 770 2 047 188TOTAL ACTIVO 15 312 730 18 026 330 20 591 884 23 221 228 26 011 556 25 374 853 24 871 352 25 330 798 24 907 900 26 159 020

PASIVO 4 255 141 4 535 009 5 945 915 7 351 055 7 560 287 9 251 160 8 942 766 9 887 948 9 718 433 10 298 026 PASIVO CORRIENTE 767 652 953 001 1 291 557 1 751 236 2 460 245 3 620 615 2 765 618 3 117 426 2 202 929 2 726 340 PASIVO NO CORRIENTE 3 487 488 3 582 008 4 654 358 5 599 819 5 100 042 5 630 545 6 177 149 6 770 522 7 515 504 7 571 686PATRIMONIO NETO 11 057 589 13 491 321 14 645 969 15 870 173 18 451 270 16 123 693 15 928 586 15 442 849 15 189 467 15 860 994TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 312 730 18 026 330 20 591 884 23 221 228 26 011 556 25 374 853 24 871 353 25 330 798 24 907 900 26 159 020

77

Tabla 20 Proyección del Balance General a Diciembre 2005

BALANCE GENERAL (en miles de soles)año 2 004

GENERACION minimo normal maximoACTIVOACTIVO CORRIENTE 1 947 040 1 928 795 2 178 011 2 427 226

ACTIVO NO CORRIENTE 13 829 747 13 314 548 13 735 788 14 157 028

Activo fijo 12 887 019 12 772 003 13 128 442 13 484 882

Otros activos no corrientes 942 728 542 545 607 345 672 146

TOTAL ACTIVO 15 776 786 15 243 343 15 913 799 16 584 254

PASIVO 6 245 251 6 693 744 6 933 673 7 173 601

PASIVO CORRIENTE 1 779 837 2 691 466 2 854 553 3 017 640 PASIVO NO CORRIENTE 4 465 415 4 002 278 4 079 120 4 155 961PATRIMONIO NETO 9 531 535 8 549 599 8 980 126 9 410 653TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 776 786 15 243 343 15 913 799 16 584 254

TRANSMISIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 291 061 291 061 302 079 313 098


Activo fijo 1 178 048 1 152 414 1 210 308 1 268 202


TOTAL ACTIVO 2 413 602 2 429 962 2 492 091 2 554 219

PASIVO 1 251 507 1 217 021 1 271 809 1 326 598 PASIVO CORRIENTE 133 710 168 501 184 892 201 282 PASIVO NO CORRIENTE 1 117 797 1 048 519 1 086 918 1 125 316PATRIMONIO NETO 1 162 095 1 212 942 1 220 281 1 227 621TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 2 413 602 2 429 962 2 492 091 2 554 219DISTRIBUCIONACTIVOACTIVO CORRIENTE 931 345 928 904 974 411 1 019 917


Activo fijo 6 877 320 7 373 581 7 469 317 7 565 052


TOTAL ACTIVO 7 968 631 8 557 717 8 711 266 8 864 815

PASIVO 2 801 268 3 108 205 3 163 975 3 219 744 PASIVO CORRIENTE 812 794 835 990 895 203 954 416 PASIVO NO CORRIENTE 1 988 474 2 272 215 2 268 772 2 265 329PATRIMONIO NETO 5 167 364 5 449 512 5 547 291 5 645 071TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 7 968 631 8 557 717 8 711 266 8 864 815

SISTEMA TOTALACTIVOACTIVO CORRIENTE 3 169 445 3 148 760 3 454 501 3 760 241


Activo fijo 20 942 387 21 297 999 21 808 067 22 318 136

Otros activos no corrientes 2 047 188 1 784 264 1 854 587 1 924 911

TOTAL ACTIVO 26 159 020 26 231 023 27 117 155 28 003 288

PASIVO 10 298 026 11 018 970 11 369 457 11 719 943

PASIVO CORRIENTE 2 726 340 3 695 958 3 934 648 4 173 338 PASIVO NO CORRIENTE 7 571 686 7 323 013 7 434 809 7 546 606PATRIMONIO NETO 15 860 994 15 212 053 15 747 698 16 283 344TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 26 159 020 26 231 023 27 117 155 28 003 288

Proyecciones Dic 2005

78

2.7.2. PROYECCIONES DEL ESTADO DE RESULTADOS En función a la data existente se puede observar los crecimientos anuales de la

variable ingresos desde el año 1996 hasta el 2004, en la cual observamos un

crecimiento máximo de generadoras de 34,1% durante el 1997 y una caída

máxima de 3.2% durante el año 2001. Las empresas Transmisoras por su parte

muestran un crecimiento máximo de 64,5% durante el año 2003 y una caída de

35,7% durante el 2002. Las empresas Distribuidoras por otra parte crecieron más

durante el 1996 en 19.8% y tuvieron su mayor caída durante el año 2001 en 3.8%.

Tabla 21 Ingresos Anuales por Tipo de Empresa (cifras ajustadas)

INGRESOS 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004AjustadosGeneradoras 1 370 128 1 639 151 2 198 337 2 188 115 2 713 775 3 038 677 2 942 798 3 216 151 4 217 186 4 217 186Transmisoras 85 392 111 170 173 877 204 343 242 223 287 840 373 649 240 334 395 265 395 265Distribuidoras 1 882 339 2 254 646 2 508 692 2 499 586 2 891 714 3 271 692 3 146 729 3 283 608 3 633 114 3 637 295Total Sistema 3 337 859 4 004 967 4 880 906 4 892 045 5 847 712 6 598 209 6 463 175 6 740 093 8 245 566 8 249 747

Tabla 22 Crecimiento de Ingresos por Tipo de Empresa

INGRESOS 1 996 1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004AjustadosGeneradoras 19,6 34,1 (0,5) 24,0 12,0 (3,2) 9,3 31,1 0,0 Transmisoras 30,2 56,4 17,5 18,5 18,8 29,8 (35,7) 64,5 - Distribuidoras 19,8 11,3 (0,4) 15,7 13,1 (3,8) 4,3 10,6 0,1 Total Sistema 20,0 21,9 0,2 19,5 12,8 (2,0) 4,3 22,3 0,1

79

Gráfico 48 Comportamiento de la Variable Ingreso 1995-2004

Comportamiento de la Variable Ingreso1995 -2004

TOTAL SISTEMAS

5 848

8 246

8 881

3 338

4 005

4 881 4 892

6 598

6 463 6 740

Generadoras

2 943

3 216 3 039

2 714 2 188

2 198

4 217

1 370 1 639

4 486

Transmisoras

242

440

85

395

240

374

288

204

174

111

Distribuidores

3 956 3 633

3 147 3 284

3 272 2 892

2 500

2 509 2 255

1 882

Los valores presentados al 2004 son cifras estimadas de acuerdo a la evolución de los ingresos en el tiempo.

En función a estos datos el valor mínimo considerado en proyecciones se

encuentra en función a la regresión, mientras que el valor máximo consideró el

crecimiento de 4,6% para las empresas generadoras y del 4,3% para las

distribuidoras, en las empresas transmisoras se consideró el crecimiento de 1998

de 17,5%.

En el siguiente cuadro se muestran las proyecciones de las empresas

generadoras, transmisoras y distribuidoras. Para lo cual se mantuvo la proporción

existente en el año 2003.

Tabla 23 Ingresos Proyectados a Diciembre 2005

INGRESOS 2004 r2 2004 estimado variación porcentual sobre Dic 2004Ajustados mínimo normal máximo minimo normal maximoGeneradoras 4 217 186 95,2% 4 485 744 4 197 577 4 305 314 4 413 051 -0,5% 2,1% 4,6%Transmisoras 395 265 85,8% 439 714 366 405 415 463 464 522 -7,3% 5,1% 17,5%Distribuidoras 3 637 295 95,0% 3 955 604 3 624 093 3 709 804 3 795 514 -0,4% 2,0% 4,3%Total Sistema 8 249 747 96,3% 8 881 062 8 286 192 8 430 581 8 574 971 0,4% 2,2% 3,9%


80

Tabla 24 Proyección del Estado de Ganancias y Perdidas a Diciembre 2005 ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS PROYECTADO 2004 Dic-04

AÑO 1 995 1 996 1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2 004 r2 minimo normal maximoGENERADORAS

INGRESOS 1 370 128 1 639 151 2 198 337 2 188 115 2 713 775 3 038 677 2 942 798 3 216 151 4 217 186 4 217 186 95,2% 4 197 577 4 305 314 4 413 051 Venta Energía Eléctrica al Público 13 688 133 439 319 431 453 090 833 575 794 416 759 580 557 501 711 242 711 242 707 935 726 105 744 276 Venta Energía Precios en Barra 1 189 080 1 363 607 1 531 410 1 410 313 1 431 172 1 662 076 1 625 613 1 975 299 2 457 446 2 544 384 2 532 553 2 597 555 2 662 556 Transferencia COES 161 311 113 662 297 767 273 522 355 750 479 962 457 758 570 615 784 541 697 602 694 359 712 180 730 002 Peajes y Uso Instal. Transmisión 2 187 3 475 18 050 11 498 25 604 21 462 31 224 156 954 156 954 156 224 160 233 164 243 Otros Ingresos 3 861 28 443 46 253 33 140 81 779 76 619 78 385 81 511 107 004 107 004 106 507 109 240 111 974COSTOS 1 023 660 969 629 1 522 175 1 536 967 1 880 347 1 960 547 1 844 651 2 053 972 3 283 012 3 268 417 3 253 219 3 336 718 3 420 217 Gastos de Generación 810 798 747 795 1 281 111 1 302 446 1 534 867 1 598 623 1 586 105 1 691 643 2 921 495 2 785 733 2 772 780 2 843 947 2 915 115 Costos de Transmisión 14 790 58 009 27 929 41 654 79 974 75 367 21 973 26 959 21 918 21 917 21 816 22 375 22 935 Gastos de Distribución 687 475 596 666 666 663 680 697 Gastos de Comercialización 7 341 2 088 20 244 19 389 38 223 40 942 48 683 55 428 50 020 49 921 49 689 50 964 52 239 Gastos Generales y Administrativos 190 731 161 737 192 891 173 478 232 283 244 929 187 414 279 346 288 914 410 179 408 272 418 751 429 230Uti. Operación 346 468 669 522 676 161 651 147 833 428 1 078 130 1 098 147 1 162 179 934 174 948 770 944 358 968 596 992 835OTROS INGRESOS - 165 294 - 9 113 34 697 - 57 894 - 173 345 - 339 478 - 365 516 - 325 560 - 265 974 - 269 535 - 268 282 - 275 167 - 282 053 Ingresos Financieros 46 828 109 074 158 346 227 230 238 164 144 921 90 332 46 110 36 080 37 669 37 493 38 456 39 418 Gastos Financieros - 42 393 - 37 092 - 45 351 - 283 626 - 288 731 - 291 902 - 300 234 - 274 627 - 283 553 - 283 842 - 282 522 - 289 774 - 297 025 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 26 794 24 342 33 - 1 929 Otros Ingresos (Egresos) - 117 766 - 93 535 - 15 112 9 634 - 149 607 - 96 993 - 8 771 - 87 714 - 12 660 - 29 225 - 29 089 - 29 835 - 30 582 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores - 78 757 - 11 901 - 63 220 - 11 131 28 758 - 95 504 - 146 842 - 9 330 - 5 841 5 863 5 836 5 986 6 136UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 181 173 660 409 710 858 593 254 660 083 738 652 732 631 836 619 668 200 679 235 676 076 693 429 710 781REI 52 401 - 75 792 1 227 - 272 821 - 46 628 174 865 43 492 - 11 516 342 763 341 181 339 595 348 311 357 027UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 233 574 584 617 712 085 320 432 613 455 913 518 776 123 825 103 1 010 963 1 020 416 1 015 671 1 041 740 1 067 809PARTICIPACIONES 7 163 - 8 823 6 620 7 414 19 148 40 485 57 177 46 831 45 586 50 056 49 824 51 102 52 381RENTA 46 121 - 56 073 37 881 44 565 130 079 268 428 274 403 277 455 362 132 344 657 343 054 351 859 360 664UTILIDAD (PERDIDA) NETA 180 290 519 722 667 584 268 453 464 228 604 605 444 543 500 817 603 245 625 703 622 793 638 778 654 763

TRANSMISORAS

INGRESOS 85 392 111 170 173 877 204 343 242 223 287 840 373 649 240 334 395 265 395 265 85,8% 366 405 415 463 464 522 Venta Energía Eléctrica al Público Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 85 276 110 914 173 276 203 002 239 627 272 960 368 737 235 693 385 396 385 396 357 257 405 090 452 924 Otros Ingresos 116 256 602 1 342 2 596 14 880 4 912 4 641 9 869 9 869 9 148 10 373 11 598COSTOS 73 707 81 596 121 205 134 542 144 106 182 242 245 690 127 954 191 408 190 568 176 653 200 306 223 958 Gastos de Generación Costos de Transmisión 58 659 66 102 105 147 108 255 118 818 148 387 200 832 75 640 152 592 152 778 141 623 160 585 179 547 Gastos de Distribución Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 15 047 15 494 16 058 26 288 25 288 33 855 44 858 52 314 38 816 37 790 35 031 39 721 44 411UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 11 685 29 574 52 672 69 801 98 117 105 597 127 959 112 380 203 857 204 698 189 752 215 158 240 564OTROS INGRESOS (EGRESOS) 5 622 43 253 21 286 28 061 19 791 2 042 - 26 225 - 79 068 - 74 773 - 75 106 - 69 622 - 78 944 - 88 265 Ingresos Financieros 4 457 17 169 19 304 28 918 34 956 26 499 8 442 1 331 2 065 2 065 1 914 2 171 2 427 Gastos Financieros - 155 - 170 - 159 - 816 - 7 501 - 19 178 - 53 574 - 79 416 - 95 395 - 95 395 - 88 430 - 100 270 - 112 110 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 479 - 1 685 1 756 - 6 762 - 13 254 - 7 396 17 905 - 2 330 - 1 272 - 1 604 - 1 487 - 1 686 - 1 885 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 841 27 939 385 6 721 5 591 2 117 1 002 1 346 19 828 19 828 18 381 20 842 23 303UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 17 307 72 828 73 958 97 862 117 909 107 639 101 733 33 312 129 084 129 592 120 130 136 214 152 298 Resultado Exposición Inflación - 3 057 - 11 230 - 4 570 - 6 109 - 4 667 26 935 19 084 75 235 75 235 69 742 79 080 88 418UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 14 250 61 598 69 389 91 753 113 241 107 665 102 668 52 396 204 320 204 827 189 872 215 294 240 716 Particip. Utilidad Trabajadores - 1 420 3 703 5 191 7 831 4 732 11 440 2 068 4 583 4 583 4 248 4 817 5 386 Impuesto a la Renta - 8 094 21 108 29 587 44 639 27 013 36 295 20 163 48 789 48 637 45 086 51 123 57 159UTILIDAD (PERDIDA) NETA 14 250 52 084 44 577 56 976 60 771 75 920 54 933 30 166 150 948 151 607 140 538 159 355 178 171

DISTRIBUIDORAS

INGRESOS 1 882 339 2 254 646 2 508 692 2 499 586 2 891 714 3 271 692 3 146 729 3 283 608 3 633 114 3 637 295 95,0% 3 624 093 3 709 804 3 795 514 Venta Energía Eléctrica al Público 1 734 876 2 092 118 2 311 350 2 301 567 2 717 749 3 025 100 2 952 665 3 092 058 3 436 810 3 440 962 3 428 472 3 509 556 3 590 640 Venta Energía Precios en Barra 29 090 34 431 37 485 42 005 10 788 76 127 21 384 20 347 25 972 25 893 25 799 26 409 27 020 Transferencia COES 790 Peajes y Uso Instal. Transmisión 1 345 2 317 1 714 2 564 3 164 3 339 6 605 9 501 12 951 12 951 12 904 13 209 13 514 Otros Ingresos 116 238 125 780 158 143 153 450 160 014 167 127 166 075 161 702 157 382 157 489 156 918 160 629 164 340COSTOS 1 828 217 2 127 460 2 330 362 2 288 481 2 559 262 2 828 255 2 718 206 2 839 949 3 189 101 3 194 342 3 182 748 3 258 020 3 333 293 Gastos de Generación 133 045 107 567 103 860 99 918 101 447 132 925 121 199 117 047 140 636 140 636 140 125 143 439 146 753 Costos de Transmisión 11 167 23 008 50 815 56 593 61 749 62 106 70 834 83 909 91 784 91 784 91 451 93 614 95 777 Gastos de Distribución 1 321 761 1 694 703 1 807 227 1 760 461 2 022 845 2 272 211 2 170 208 2 293 869 2 553 312 2 555 283 2 546 008 2 606 221 2 666 435 Gastos de Comercialización 205 596 152 512 173 446 172 838 154 865 159 924 169 543 164 287 205 378 205 556 204 810 209 654 214 497 Gastos Generales y Administrativos 156 648 149 671 195 014 198 671 218 355 201 089 186 422 180 838 197 991 201 084 200 354 205 092 209 831UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 54 123 127 185 178 330 211 105 332 453 443 438 428 522 443 659 444 013 442 953 441 345 451 783 462 221OTROS INGRESOS (EGRESOS) 55 102 113 787 67 830 - 16 142 11 876 - 68 746 24 850 - 4 138 - 13 692 - 12 984 - 12 937 - 13 242 - 13 548 Ingresos Financieros 78 478 104 571 104 146 89 393 82 044 71 118 66 239 54 872 35 869 35 913 35 782 36 628 37 475 Gastos Financieros - 33 303 - 53 254 - 63 208 - 84 217 - 100 334 - 119 110 - 91 068 - 89 006 - 111 032 - 111 268 - 110 864 - 113 486 - 116 108 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 1 249 123 - 295 Otros Ingresos (Egresos) 57 300 115 319 41 477 20 122 33 687 9 628 43 577 43 720 61 255 63 691 63 460 64 961 66 462 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores - 48 621 - 52 971 - 14 585 - 41 440 - 3 521 - 30 382 6 396 - 13 723 215 - 1 320 - 1 315 - 1 346 - 1 377UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 109 225 240 973 246 159 194 963 344 329 374 692 453 372 439 521 430 322 429 969 428 409 438 541 448 673 Resultado Exposición Inflación - 79 329 - 11 109 19 889 36 657 37 401 32 302 - 17 468 12 285 66 723 66 448 66 207 67 773 69 339UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 29 896 229 864 266 048 231 620 381 730 406 994 435 905 451 806 497 045 496 418 494 616 506 314 518 011 Particip. Utilidad Trabajadores 4 232 3 672 11 661 14 251 23 940 20 554 30 622 32 214 32 098 32 857 33 616 Impuesto a la Renta 29 420 - 42 589 58 459 63 477 122 981 140 379 151 042 131 584 150 877 160 006 159 426 163 196 166 967UTILIDAD (PERDIDA) NETA 476 187 275 203 356 164 470 247 087 252 364 260 922 299 668 315 546 304 197 303 093 310 261 317 429

SISTEMA TOTAL

INGRESOS 3 337 859 4 004 967 4 880 906 4 892 045 5 847 712 6 598 209 6 463 175 6 740 093 8 245 566 8 249 747 96,3% 8 286 192 8 430 581 8 574 971 Venta Energía Eléctrica al Público 1 748 565 2 225 557 2 630 782 2 754 657 3 551 324 3 819 515 3 712 245 3 649 559 4 148 052 4 152 204 4 136 407 4 235 662 4 334 916 Venta Energía Precios en Barra 1 218 170 1 398 038 1 568 895 1 452 318 1 441 960 1 738 203 1 646 996 1 995 647 2 483 417 2 570 277 2 558 352 2 623 964 2 689 576 Transferencia COES 162 101 113 662 297 767 273 522 355 750 479 962 457 758 570 616 784 541 697 602 694 359 712 180 730 002 Peajes y Uso Instal. Transmisión 88 808 113 231 178 464 223 616 254 288 301 903 396 803 276 419 555 301 555 301 526 384 578 533 630 681 Otros Ingresos 120 215 154 479 204 998 187 932 244 389 258 626 249 372 247 854 274 255 274 362 272 573 280 242 287 912COSTOS 2 925 584 3 178 685 3 973 742 3 959 991 4 583 714 4 971 044 4 808 548 5 021 876 6 663 521 6 653 327 6 612 620 6 795 044 6 977 468 Gastos de Generación 943 842 855 362 1 384 971 1 402 364 1 636 314 1 731 548 1 707 304 1 808 691 3 062 130 2 926 369 2 912 905 2 987 387 3 061 868 Costos de Transmisión 84 617 147 119 183 891 206 501 255 541 285 860 293 639 186 508 266 294 266 479 254 889 276 574 298 259 Gastos de Distribución 1 321 761 1 694 703 1 807 227 1 760 461 2 022 845 2 272 898 2 170 683 2 294 465 2 553 978 2 555 949 2 546 670 2 606 901 2 667 132 Gastos de Comercialización 212 937 154 600 193 690 192 228 193 087 200 865 218 226 219 715 255 398 255 477 254 499 260 618 266 737 Gastos Generales y Administrativos 362 427 326 902 403 963 398 437 475 926 479 873 418 695 512 498 525 721 649 053 643 657 663 564 683 472UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 412 275 826 282 907 163 932 053 1 263 998 1 627 165 1 654 628 1 718 218 1 582 045 1 596 420 1 575 455 1 635 537 1 695 620OTROS INGRESOS (EGRESOS) - 104 570 147 927 123 812 - 45 974 - 141 678 - 406 181 - 366 892 - 408 766 - 354 439 - 357 624 - 350 840 - 367 353 - 383 867 Ingresos Financieros 129 763 230 814 281 795 345 541 355 164 242 538 165 013 102 313 74 014 75 646 75 190 77 255 79 320 Gastos Financieros - 75 851 - 90 517 - 108 718 - 368 660 - 396 566 - 430 190 - 444 876 - 443 049 - 489 980 - 490 505 - 481 816 - 503 529 - 525 242 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF 28 043 24 465 33 - 1 929 - 295 Otros Ingresos (Egresos) - 59 987 20 099 28 121 22 994 - 129 174 - 94 760 52 710 - 46 324 47 324 32 863 32 885 33 440 33 995 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores - 126 537 - 36 934 - 77 419 - 45 850 30 828 - 123 769 - 139 444 - 21 706 14 203 24 372 22 901 25 481 28 061UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 307 705 974 209 1 030 976 886 079 1 122 320 1 220 984 1 287 736 1 309 452 1 227 606 1 238 796 1 224 615 1 268 184 1 311 753 Resultado Exposición Inflación - 29 985 - 98 131 16 546 - 242 274 - 13 894 207 193 26 959 19 853 484 722 482 865 475 544 495 164 514 784UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 277 720 876 079 1 047 522 643 805 1 108 426 1 428 177 1 314 695 1 329 305 1 712 328 1 721 661 1 700 159 1 763 348 1 826 537 Particip. Utilidad Trabajadores 7 163 - 10 242 14 555 16 277 38 640 59 468 92 557 69 452 80 791 86 854 86 169 88 776 91 383 Impuesto a la Renta 75 541 - 106 755 117 449 137 629 297 699 435 820 461 740 429 201 561 798 553 300 547 566 566 178 584 790UTILIDAD (PERDIDA) NETA 195 016 759 081 915 518 489 899 772 086 932 889 760 399 830 651 1 069 739 1 081 507 1 066 424 1 108 394 1 150 364


81

2.8. ANÁLISIS DEL FLUJO DE EFECTIVO

Se ha considerado en el estudio a las 40 empresas de las cuales se dispone

información de Flujo de Efectivo.

Al término del ejercicio 2004, el Saldo de Efectivo de las empresas del Sector

Eléctrico (Caja, bancos y Valores negociables) asciende a S/. 1 041 millones, lo

cual muestra una disminución de de S/. 35 millones con respecto al saldo del

inicio del año 2004. En términos de porcentajes la disminución representa un

3,2%.

El flujo de efectivo de las actividades de operación asciende a S/. 1 714 millones,

el cual es resultante básicamente del efecto positivo de la utilidad neta (S/.785

millones) y el ajuste a dicho resultado (S/.1 188 millones).

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

asciende a S/. 748 millones, destacando sustancialmente las inversiones en

activo fijo por S/. 706 millones y las inversiones en intangibles por S/. 45 millones;

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

financiamiento, cuyo valor es S/. 1 000 millones sobresaliendo el pago de

dividendos (S/. 440 millones), el pago resultante de préstamos bancarios

anteriores (S/. 370 millones) y el pago a cuenta de utilidades (S/. 111 millones),

sin embargo debemos notar que hubo un incremento en el financiamiento a través

de la emisión de valores por S/. 436 millones.


Las empresas generadoras con S/. 758 millones concentran los mayores niveles

de saldo de efectivo a fin del periodo. La variación de efectivo proveniente de las

actividades de operación es S/. 912 millones.

La actividad de inversión implicó un desembolso de efectivo por S/. 391 millones,

básicamente por el rubro de activo fijo en S/. 386 millones. Mientras que en su

82

actividad de financiamiento han realizado desembolsos por S/. 591 millones,

resultado principalmente del pago de dividendos por S/. 218 millones y el pago a

cuenta de utilidades por S/. 111 millones y a préstamos bancarios por S/. 43

millones. Asimismo, debido a la entrada de efectivo debido a la emisión de

acciones y valores por S/. 83 y S/. 64 millones, respectivamente.

Las empresas transmisoras alcanzan un saldo de efectivo de S/. 165 millones.

La variación de efectivo proveniente de las actividades de operación es de S/. 179

millones, por efecto de Red de Energía del Perú, Transmantaro e ISA,

principalmente.

La actividad de Inversión implicó una salida de efectivo de S/. 43 millones. En

cuanto a las fuentes de financiamiento, observamos el pago de préstamos

bancarios por S/. 243 millones y a la vez el financiamiento a través de la emisión

de valores por S/. 168 millones, la cual fue realizada íntegramente por Red de

Energía del Perú.

Tabla 25 Flujo de Efectivo por Tipo de Empresa

Flujo de Efectivo por Tipo de Emp. Generadoras Transmisoras Distribuidoras TotalVariación - Act. de Operación 911 702 178 904 623 226 1713 832Utilidad Neta 435 000 108 786 241 270 785 056Variación - Act. de Inversión (391 009) (42 517) (314 787) (748 314)Variación - Act. Financiamiento (591 424) (113 127) (295 661) (1000 211)Variación del Efectivo (70 731) 23 260 12 778 (34 693)Saldo Efectivo al inicio del ejercicio 828 890 141 737 105 017 1075 645Saldo Efectivo al fin del ejercicio 758 159 164 998 117 795 1040 951

* En miles de nuevos soles.

Las empresas distribuidoras muestran una variación del efectivo de S/. 13

millones alcanzando un saldo de S/. 118 millones al término del ejercicio 2004.

Los ingresos de efectivo obtenidos de sus actividades de operación ascienden a

los S/. 623 millones, derivados de la utilidad neta de S/. 241 millones y el ajuste al

resultado neto por concepto de depreciación del periodo de S/. 324 millones,

principalmente.

Las inversiones en activo fijo representaron una salida de efectivo de S/. 311

millones, siendo Luz del Sur y Edelnor las que muestran mayores niveles de

83

inversión en activo fijo con S/. 101 millones y S/. 73 millones, respectivamente, así

como Hidrandina con S/. 47 millones.

Ø Por Sistema

Las empresas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional muestran un saldo

de efectivo al 31 de diciembre de 2004 de S/. 1 022 millones, lo cual se debe en

gran parte al saldo de efectivo a inicio del ejercicio 2004 (S/. 1 060 millones). El

flujo resultante de las actividades de operación ascendió a S/. 1 703 millones,

debido a la utilidad neta (S/. 779 millones) y el ajuste positivo al resultado neto (S/.

1 175 millones). El egreso de efectivo por las inversiones realizadas ascendente a

S/. 744 millones se han orientado a la adquisición de activos fijos por S/. 702

millones. Se observan salidas de efectivo derivadas de las actividades de

financiamiento – pagos de dividendos por S/. 440 millones, pagos referidos a

préstamos bancarios por S/. 370 millones, y el pago a cuenta de utilidades por S/.

111 millones – pero a la vez, la entrada de efectivo a través de la emisión de

valores por S/. 436 millones.

Tabla 26 Flujo de Efectivo por Sistema

Flujo de Efectivo por Sistema SEIN SA TotalVariación - Act. de Operación 1702 924 10 908 1713 832Utilidad Neta 778 527 6 529 785 056Variación - Act. de Inversión (743 953) (4 361) (748 314)Variación - Act. Financiamiento (996 918) (3 293) (1000 211)Variación del Efectivo (37 947) 3 254 (34 693)Saldo Efectivo al inicio del ejercicio 1060 085 15 559 1075 645Saldo Efectivo al fin del ejercicio 1022 139 18 813 1040 951

* En miles de nuevos soles.

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

de diciembre de 2004 de S/. 19 millones, mayor en S/. 3 millones que el saldo al

inicio del año 2004. El ingreso de efectivo proveniente de las actividades de

operación fue de S/. 11 millones. Además han efectuado desembolsos de efectivo

para inversiones en Activos fijos e intangibles por S/. 4 millones en conjunto,

mientras que las actividades de financiamiento implicaron una salida de efectivo,

también de S/. 3 millones.

84

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 y patrimonio

neto 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 Edelnor y Luz del

Sur. Del grupo de empresas transmisoras, la más representativa es Red de

Energía del Perú (REP), la cual ocupa el puesto N° 7 a nivel de activos.

Tabla 27 Ranking General

TIPO Descripción

G Edegel 4 065 644 1 2 376 149 1 763 230 4 331 284 1 313 716 1 G Electro Peru 3 941 188 2 2 080 331 2 1 147 415 2 146 042 5 205 552 4 D Edelnor 2 221 166 3 1 174 151 3 1 125 230 3 154 166 4 163 784 5 D Luz del Sur 1 979 057 4 824 829 6 1 156 803 1 211 662 3 222 924 3 G Enersur 1 450 719 5 919 898 5 597 601 5 220 606 2 258 991 2 G Egenor 1 387 478 6 975 086 4 342 716 6 124 657 6 82 085 7 T REP 1 092 666 7 520 351 11 203 179 9 100 013 7 88 424 6 G Electro Andes 1 018 528 8 584 292 9 161 498 12 66 952 8 70 504 9 G Egasa 941 425 9 819 208 7 175 186 11 664 30 13 550 18 D Hidrandina 716 384 10 627 778 8 260 567 8 15 001 17 28 621 13 D Electro Centro 669 557 11 571 215 10 155 772 13 12 060 18 40 404 11 T Transmantaro 576 252 13 251 738 17 95 492 22 54 613 9 78 319 8 G Etevensa 553 885 14 280 552 15 288 705 7 16 442 15 17 814 15 G Egemsa 540 360 15 511 158 12 90 000 23 28 032 11 15 964 16 G San Gaban 578 093 12 239 075 18 114 373 18 11 436 19 12 647 19 D Electro Oriente 364 833 16 339 766 13 116 108 17 4 148 24 5 350 26 D Electro Noroeste 351 283 17 264 062 16 150 556 14 15 713 16 14 128 17 D Electro Sureste 343 815 18 322 419 14 96 317 21 4 959 22 2 461 27 G Termoselva 335 926 20 188 995 22 183 533 10 27 600 12 30 390 12 T Eteselva 282 673 21 212 640 20 26 015 32 9 310 21 7 231 23 D Electro Surmedio 243 347 24 166 541 23 109 644 20 4 864 23 (1 771) 41

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

ACTIVO PAT.NETO INGRESOS U. OPERATIVA U. a. IMPUESTOS RANKING GENERAL

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

en activos y cuarta en ingresos. Electro Perú aparece como la segunda en activos

y en ingresos, quinta en niveles de utilidad operacional, y cuarta en utilidad antes

de impuestos.

Enersur muestra un comportamiento más homogéneo como la quinta en activos,

patrimonio neto y en ingresos y segunda en utilidad operativa y en utilidad antes

de impuestos.

85

Tabla 28 Ranking Total

TIPO Descripción G Edegel 4 065 644 1 2 376 149 1 763 230 4 331 284 1 313 716 1 G Electro Peru 3 941 188 2 2 080 331 2 1 147 415 2 146 042 5 205 552 4 G Enersur 1 450 719 5 919 898 5 597 601 5 220 606 2 258 991 2 G Egenor 1 387 478 6 975 086 4 342 716 6 124 657 6 82 085 7 G Electro Andes 1 018 528 8 584 292 9 161 498 12 66 952 8 70 504 9 G Egasa 941 425 9 819 208 7 175 186 11 664 30 13 550 18 G Etevensa 553 885 14 280 552 15 288 705 7 16 442 15 17 814 15 G Egemsa 540 360 15 511 158 12 90 000 23 28 032 11 15 964 16 G San Gaban 578 093 12 239 075 18 114 373 18 11 436 19 12 647 19 G Termoselva 335 926 20 188 995 22 183 533 10 27 600 12 30 390 12 G Cahua 338 602 19 151 894 26 74 314 25 - 2 347 41 6 663 24 G Eepsa 240 867 25 163 067 25 128 741 16 32 912 10 52 819 10 T REP 1 092 666 7 520 351 11 203 179 9 100 013 7 88 424 6 T Transmantaro 576 252 13 251 738 17 95 492 22 54 613 9 78 319 8 T Eteselva 282 673 21 212 640 20 26 015 32 9 310 21 7 231 23 T ISA 210 330 28 85 881 31 33 136 31 21 029 13 20 333 14 D Edelnor 2 221 166 3 1 174 151 3 1 125 230 3 154 166 4 163 784 5 D Luz del Sur 1 979 057 4 824 829 6 1 156 803 1 211 662 3 222 924 3 D Hidrandina 716 384 10 627 778 8 260 567 8 15 001 17 28 621 13 D Electro Centro 669 557 11 571 215 10 155 772 13 12 060 18 40 404 11 D Electro Oriente 364 833 16 339 766 13 116 108 17 4 148 24 5 350 26 D Electro Noroeste 351 283 17 264 062 16 150 556 14 15 713 16 14 128 17 D Electro Sureste 343 815 18 322 419 14 96 317 21 4 959 22 2 461 27 D Seal 282 217 22 217 648 19 149 150 15 2 868 26 1 873 29 D Electro Surmedio 243 347 24 166 541 23 109 644 20 4 864 23 - 1 771 41 D Electro Norte 223 767 26 148 715 27 110 379 19 9 609 20 8 889 21

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

U. a. IMPUESTOS ROA S/. YTY

TRANSMISORAS

DISTRIBUIDORAS

GENERADORAS RANKING GENERAL ACTIVO PAT.NETO INGRESOS U. OPERATIVA

Por el lado de las empresas transmisoras la más representativa es Red de

Energía del Perú, ocupando el primer lugar en activos y en niveles de utilidades

(operativa y antes de impuestos) de este grupo. Por otro lado Transmantaro sigue

siendo la segunda más grande a nivel transmisoras, segunda a nivel de activos,

ingresos y utilidades.

Entre las Distribuidoras las empresas Edelnor y Luz del Sur son las más grandes.

A nivel de Activos y Patrimonio, Edelnor supera a Luz del Sur mientras ocurre

caso contrario para Ingresos, Utilidades y Rentabilidades. A nivel de utilidades la

empresa más representativa es Luz del Sur ocupando el tercer lugar.

2.10. ANÁLISIS MACROECONÓMICO

La economía nacional se ve afectada principalmente por tres variables

macroeconómicas, las cuales están referidas al Producto Bruto Interno, Índice de

precios (al consumidor y al por mayor) y Tipo de cambio.

86

2.10.1. PRODUCTO BRUTO INTERNO

El Perú continuó con un significativo desempeño económico a nivel de la región

en el que la inversión y las exportaciones jugaron un papel importante. El PBI

alcanzó un crecimiento del orden del 5,1% en términos reales en el año 2004, lo

cual representa un incremento respecto al año anterior (3,8%). A diciembre del

año 2004, el Perú contabilizó 42 meses de crecimiento continuo, en dicho mes el

crecimiento registrado fue de 8.71 % con respecto al mismo mes del año 2003.

Este desenvolvimiento positivo de la economía se debió al resultado favorable de

todos los sectores, con excepción del sector agropecuario.

Gráfico 49 Variación del Producto Bruto Interno

8,6

2,5

6,8

-0,6

0,9

2,8

0,2

4,9

3,8

5,1

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Evolución Anual del PBI: 1995-2004 Fuente: BCRP/INEI

3,5

5,05,9

3,4 3,62,6

3,4

5,9

4,7

2,3

8,7 8,7

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Índice Mensual de la Producción Anual 2004 Fuente: INEI-Dirección Técnica de Indicadores Económicos

Los sectores que registraron mayor crecimiento durante el periodo enero-

diciembre del 2004 fueron: minería e hidrocarburos 5,4%, electricidad y agua en

4,6%, el sector construcción con 4,7% y el sector comercio registrando 4,8%. La

actividad pesquera mostró un incremento acumulado anual considerablemente

grande en su nivel de actividad en el orden de 30,5%, la actividad manufacturera

registró un incremento de 6,7%. Por otro lado la actividad agropecuaria, mostró

disminución acumulada de 1,1% con respecto al año 2003.

87

Tabla 29 PBI según Sectores Económicos, Año 2004

Fuente: BCRP

2.10.2. ÍNDICES DE PRECIOS El INEI informa que los principales indicadores de precios de la economía

registraron el siguiente comportamiento para Diciembre de 2004:

Tabla 30 Variación de los Índices de Precios a Diciembre 2004

INDICE DE PRECIOS Dic 04 Ene - Dic 04

Al Consumidor 1/ -0,01 3,48 Al Por Mayor 2/ -0,35 4,89 Maquinaria y Equipo 1/ -0,58 -2,90 Mat. de Construcción 1/ 0,24 12,52

1/ En Lima Metropolitana 2/ Nacional Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática - INEI

VARIACIÓN DE LOS ÍNDICES DE PRECIOSDICIEMBRE 2004

Fuente: INEI. Informe Técnico Nº 01 – Enero 2005.

El Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana, durante el mes de

diciembre registró una contracción de -0,01%, respecto al nivel del índice del mes

anterior. De esta manera, la inflación anual correspondiente al 2004 llegó a

3,48%.

88

El Índice de Precios al por Mayor a Nivel Nacional, que muestra las variaciones de

los precios de las transacciones entre las empresas mayoristas y los

comerciantes minoristas, en el mes de diciembre decreció en -0,35%. La variación

acumulada del período comprendido entre enero y diciembre 2004, mostró un

aumento de 4,89%.

El Índice de Precios de Maquinaria y Equipo de Lima Metropolitana, que registra

las variaciones de los precios de los bienes de capital, tanto de origen nacional

como de origen importado, en el mes de diciembre varió en -0,58%, acumulando

para el periodo enero-diciembre 2004 una contracción de -2,90%.

El Índice de Precios de Materiales de la Construcción de Lima Metropolitana, que

estima las variaciones de precios de los principales insumos utilizados en el

Sector Construcción, registró en el mes de diciembre un alza de 0,24%. La

variación de los últimos doce meses fue de 12,52%10.

2.10.3. TIPO DE CAMBIO En diciembre de 2004 la cotización promedio del dólar bancario fue S/. 3,281 por

dólar, lo que significó una apreciación nominal de 0,88% respecto al promedio del

mes anterior.

Gráfico 50 Evolución del Tipo de Cambio Año 2004

3,4673,484

3,465 3,4703,487

3,4773,441

3,3953,358

3,321 3,3103,281


Fuente: BCRP

10 Tomado de INEI. Informe Técnico Nº 01 – Enero 2005.

89

El Banco Central intervino en el mes de diciembre, a través de compras en la

Mesa de Negociación, con un total de US$ 118,1 millones. Con ello, el BCRP

acumuló en el año compras por US$ 2 339,6 millones.11

En el primer semestre del año 2004 el dólar tuvo un comportamiento estable en el

rango de S/. 3,465 y S/. 3,484 por dólar. En el mes de Julio se registró una caída

del tipo de cambio bancario de 1,03% con respecto al mes anterior. En el mes de

agosto se acentúo la tendencia a la baja del tipo de cambio ya que se registro una

caída del 1,33 % siendo la mas alta registrada en el año 2004.

Cabe señalar que en la variación de los precios externos en el mes, se consideró

la acentuación de la depreciación del dólar, en términos promedio, respecto a casi

todas las monedas de nuestros socios comerciales. El dólar se depreció respecto

a la libra esterlina (3,6%), al yen japonés (1,0%), y a las monedas de la región (al

peso colombiano 4,5%, al peso chileno 3,4%, y al peso mexicano 1,6%).

2.10.4. SECTOR FISCAL

En el 2004 se registro un resultado primario positivo acumulado de S/. 1 404,8

millones (S/. 478 millones en el año 2003), explicado por el mayor crecimiento de

los ingresos corrientes en S/. 3 813,7 millones (12,1%), respecto al de los gastos

no financieros en S/. 2 714,4 millones (8,6%). Los intereses acumulados (S/. 4

381,4 millones) fueron mayores en 4,5%, con lo que el déficit económico ascendió

a S/. 2 976,7 millones, menor en S/. 736 millones al déficit año 2003.

Los ingresos corrientes del año 2004 ascendieron a S/. 35 381 millones,

superiores en 12,1% respecto al año anterior debido principalmente a la mejora

de los ingresos tributarios (13,6%), lo que se explico principalmente por el

dinamismo de la actividad económica, el aumento de las importaciones, las

mayores cotizaciones de los minerales, las medidas de ampliación de la base

tributaria, que se reflejaron en el incremento del IGV interno del 13%, y la

90

implementación del Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF) que durante

el año recaudo S/ 651 millones. Esto fue parcialmente atenuado por las

reducciones de las tasas del ISC a los combustibles, la eliminación del anticipo

adicional del Impuesto a la Renta en noviembre, la reducción de las tasas

arancelarias y las mayores devoluciones (9%)12

Tabla 31 Operaciones del Gobierno Central, Año 2004

Fuente: BCRP

Gráfico 51 Evolución de las fuentes de ingreso fiscales, 2004

0200400600

800

1000120014001600


Mill

. S/.

IGV ISC TA

Fuente: SUNAT

11 Nota Semanal del BCRP, dic 2004 12 Nota Semanal del BCR, Enero 2005

91

El gasto no financiero del año 2004 ascendería a S/ 34 165, lo cual representaría

un incremento del 8,6% en términos nominales respecto al del año 2003.

Gráfico 52 Operaciones del Gobierno Central, 2004

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000


Mill

. S/.

Resultado Económico Ingresos Corrientes Gastos Corrientes Fuente: BCRP-Nota Semanal

En diciembre de 2004, las operaciones del Gobierno Central registraron un déficit

económico de S/. 1 745 millones (déficit de S/. 1 370 millones en diciembre de

2003). El resultado primario fue negativo en S/. 1 165,5 millones (déficit de S/.

722,9 millones en similar mes de 2003), debido al mayor crecimiento de gastos no

financieros (17,8%) frente al de los ingresos (12,1%), en tanto que los intereses

(S/. 579,5 millones) fueron menores en 10,5% respecto a los de diciembre del año

anterior.

Los ingresos corrientes de diciembre (S/. 3 322,4 millones) fueron superiores en

12,1% a los de diciembre de 2003.

92

2.10.5. SECTOR EXTERNO

En diciembre de 2004 la balanza comercial registro un superávit, por vigésimo

mes consecutivo, de US$ 409,9 millones, mayor en US$ 226,4 millones a

diciembre del 2003. Se acumulo un superávit de US$ 2 792,8 millones, con

exportaciones por US$ 12 616,9 millones e importaciones por US$ 9 824,2

millones, las cifras más altas registradas históricamente.

Gráfico 53 Balanza Comercial, Año 2004

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Agos Set Oct Nov Dic

Mill

. US

$

Exportaciones Importaciones Balanza Comercial

Fuente : BCRP-Nota Semanal

En el año 2004, las exportaciones fueron de US$ 12 616,9 millones, mayores en

US$ 3 631,3 respecto al 2003 (incremento de 40,4%: tradicionales 44,1% y no

tradicionales 33,6%). Las mayores exportaciones tradicionales se explican por el

aumento de las exportaciones mineras en 51,2% (US$ 2 356 millones). Las

exportaciones no tradicionales se explican por el incremento de productos textiles

en 33,3% (US$ 273,1 millones), agropecuarios en 28,6% (US$ 177,8 millones) y

químicos en 33,6% (US$ 104 millones).

93

Tabla 32 Exportaciones FOB, según tipo de productos

Fuente: BCRP-Nota Semanal

Gráfico 54 Exportaciones FOB 2004, según tipo de producto

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Agos Set Oct Nov Dic

Mill.

US

$

Tradicionales No Tradicionales

Fuente: BCRP-Nota Semanal

Las importaciones alcanzaron en el año 2004 US$ 9 824,2 millones. Ello significó

un aumento de 19% respecto al 2003. El aumento respecto al año 2003 se explica

por las mayores compras de insumos (23,3%), por las mayores adquisiciones de

bienes de capital (19,2%).

Las importaciones de Bienes por Uso o Destino Económico en el año 2004

presentaron una evolución con tendencia ascendente tal como se muestra en el

Grafico 61, donde los Bienes de Consumo alcanzaron los US$ 1 972,7 millones,

las Materias Primas y Productos Intermedios los US$ 5 356,1 millones y los

Bienes de Capital los US$ 2 365,4 millones, siendo los incrementos, con respecto

al año 2003, de 6,6%; 23,3% y 19,2% respectivamente.

94

Gráfico 55 Importaciones de Bienes por Uso o Destino Económico, 2004

0

100

200

300

400

500

600

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

Mill.

US

$

Bienes de Consumo Insumos Bienes de Capital

Fuente: INEI

2.10.6. RESERVAS INTERNACIONALES NETAS

En diciembre de 2004, las cifras definitivas de RIN ascendieron a US$ 12 631

millones, superiores en US$ 294 millones respecto a fines de noviembre. El

incremento es explicado principalmente por las compras netas de moneda

extranjera (US$ 346 millones), mayores depósitos del sistema financiero (US$ 14

millones) y rendimientos de las inversiones (US$ 20 millones), lo que fue

parcialmente compensado por los desembolsos para el pago de deuda pública

externa (US$ 40 millones), los menores depósitos del sector público y del Fondo

de Seguro de Depósito (US$ 42 y US$ 2 millones, respectivamente) y un depósito

transitorio en ALADI (US$ 3 millones).

En el año 2004, las RIN registraron un aumento de US$ 2 437 millones. Al cierre

del mismo año, la Posición de Cambio del BCRP ascendió a US$ 6 639 millones,

acumulando un incremento de US$ 2 056 millones.

95

Gráfico 56 Evolución de las RIN, 2004

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6 000

7 000

Mill. US$

RIN Posición de Cambio

Fuente: BCRP.

2.10.7. RIESGO PAÍS En diciembre, el spread promedio del bono global 2012 disminuyó respecto a

noviembre de 2,60 a 2,16 por ciento y el EMBI+ promedio de los bonos soberanos

del Perú de 2,82 a 2,36 por ciento. Los spreads de las economías emergentes

alcanzaron sucesivos mínimos históricos durante el mes.

El riesgo país (medido por el EMBI +) ha seguido su tendencia decreciente

durante el 2004. Dicha tendencia se explica por factores externos: los

movimientos en el precio del petróleo y de los commodities, así como a la

debilidad del dólar americano, cuyo efecto provocó una mejora en el rendimiento

de los mercados emergentes.

En el caso del Perú, la reducción del spread se habría visto favorecido por el

anuncio de que se buscará pre-pagar US$ 500 millones de los US$ 8 260

millones que se debe al Club de París.

96

Gráfico 57 Indicadores de Riesgo País (Pbs)

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700

Perú Embi Bono Global Perú 2012 América Latina Embi

Fuente: BCRP

2.10.8. EVOLUCIÓN DE LAS VARIABLES MACROECONÓMICAS

En el año 2004 el PBI nominal fue de US$ 68 421 millones lo cual represento una

variación del 12,9% con respecto al año 2003 (US$ 60 577 millones). Sin

embargo, el crecimiento real fue de 5,1% en relación al año 2003 (3,8%).

Esta variación del PBI fue producto del buen desempeño de los principales

sectores como construcción (4,69%), electricidad y agua (4,45%), manufactura

(6,72%), minería e hidrocarburos (5,41%) y el Sector Pesquero, que tuvo una

variación significativa en relación al año 2003 de 28,27%.

Para el año 2005, se proyecta alcanzar un PIB nominal de US$ 76 223 millones,

lo que representa una variación % del PBI real del 4,5%, y un PBI per capita de

US$ 2 684.

La tasa de inflación mostró una aceleración del 3,5% vs. 2,5% en el año 2003,

como consecuencia de los problemas agrícolas, así como por la evolución de la

inflación importada, básicamente el fuerte incremento del precio del petróleo. La

evolución de la inflación también atenuó el ciclo económico expansivo. La tasa de

inflación proyectada para el año 2005 es de 2,5%.

97

Por su parte, la tasa de inflación subyacente, indicador de la tendencia

inflacionaria, registró una tasa acumulada de 2,63 por ciento en el 2004.

El déficit en cuenta corriente de la balanza de pagos se cerró luego de más de 15

años, reflejando la notable evolución de las exportaciones, que se explica por una

fuerte mejora de los términos de intercambio así como por el dinamismo de las

exportaciones no tradicionales.

En resumen, la economía peruana mostró durante 2004 un cuadro de estabilidad

macroeconómica que no ocurría desde hace varios años. La política fiscal acusó

también el impacto positivo del ciclo económico, lo que permitió un sobre

cumplimiento de la meta de déficit fiscal, 1,1% del PBI (la meta propuesta era de

1,5%). El déficit fiscal proyectado para el año 2005 es de 1,1%.

Lamentablemente, la oferta laboral continúa muy dinámica sobrepasando a la

demanda de trabajo, lo que se refleja en un estancamiento de los salarios reales y

en una salida neta de peruanos al resto del mundo en busca de mejores

condiciones laboral.

Tabla 33 Empleo mensual en Lima Metropolitana, 2004

Fuente: INEI, “Encuesta Permanente de Empleo”

98

La recaudación tributaria fue de 15,2%. Los gastos corrientes y los Gastos de

Capital mostraron reducciones del 0,7% y de 3,6% respectivamente en relación al

año 2003.

La Balanza Comercial tuvo un resultado favorable en relación al año 2004,

registró un crecimiento de 282,1%. Las exportaciones registraron un incremento

de 40,4% y las importaciones tuvieron una variación de 19,0%.

Tabla 34 Evolución de las Variables Macroeconómicas, 2004

Variables Macroeconómicas 2003 2004 2005 P/

PIB (US$ MM) 60 577 68 421 76 223

PIB Real (var. %) 3,8 5,1 4,5 PBI per-cápita (US$) 2 231 2 433 2 684

Tasa de Inflación (anual) 2,5 3,5 2,5

Tipo de cambio, fin de periodo (S/. Por US$) 3,46 3,28 3,23Depreciación Nominal (anual) -0,8 -5,2 -1,6Tipo de cambio, promedio (S/. Por US$) 3,48 3,41 3,22

Déficit Fiscal (% de PIB) 1,8 1,1 1,1Recaudación Trubutaria (% del PIB) 13,0 15,2 15,3

Gastos Corrientes (% del PIB) 15,0 14,9 14,9Gastos del Capital (% del PIB) 2,8 2,7 2,8

Balanza Comercial (US$ MM) 731 2 793 2 937

Exportaciones (US$ MM) 8 986 12 617 12 989 Importaciones (US$ MM) 8 255 9 824 10 052

Balanza de Cuenta Corriente (US$ MM) -1 061 -71 15Cuenta Corriente (% del PIB) -1,8 -0,1 0,0Reservas Internacionales (US$ MM) 10 194 12 631 13 081

P/ Proyecciones Fuente: INEI, BCRP, Estimado BCP-Servicio de Análisis

99

2.11. NOTICIAS DEL SECTOR ELÉCTRICO: CUARTO TRIMESTRE 2004

ELECTROPERÚ REDUCIRÁ SUS COSTOS EN 500 MIL DÓLARES AL DÍA CON GAS DE CAMISEA (Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa 29 Set 2004) El Ministro de Energía y Minas, Jaime Quijandría Salmón, pidió hoy no politizar el tema de las tarifas eléctricas y dijo que, de lo que se trata fundamentalmente, es de tener una tarifa que cubra los costos y que permita inversiones adicionales. La sostenibilidad energética, afirmó, se mide en el largo plazo y eso se da con tarifas que estén adecuadas a la realidad y con el funcionamiento de un organismo regulador independiente, donde no interviene ninguna de las partes interesadas, definiendo al Estado como parte interesada, porque podría no interesarle que suban las tarifas. Tampoco intervienen los usuarios, ni los consultores, con todo el respeto que les tengo, y tampoco los políticos, añadió. “Creo que tenemos que llegar a fórmulas objetivas en las que se establezcan parámetros claros, y eso significa predictibilidad en el negocio, reducirle el margen de discrecionalidad, y eso es lo que creo que espera el inversionista”, manifestó. En esa dirección estamos caminando, dijo el titular de Energía y Minas, señalando que Camisea si tiene un efecto beneficioso a largo plazo, y que hay que mirarlo en el contexto de su vida. Si va a tener efecto positivo sobre las tarifas, como lo viene teniendo desde el año 99, porque los proyectos se incorporan cuatro años antes de su inicio en la fijación de tarifas, indicó. Lo que no podemos hacer, advirtió, es incluir proyectos que no están listos, es imaginarnos proyectos simplemente para bajar la tarifa, porque esto no sería serio. “Tenemos el máximo respeto por el organismo regulador y creo que las relaciones nos han dado buen resultado, podemos tener discrepancias, sin embargo, cada cual juega su rol”, señaló. Reiteró que Camisea va a tener un efecto positivo y que los peruanos lo saben, como lo indican las encuestas, en las que más del 70% admiten la importancia de esta obra. Ellos esperan beneficios que van a ser amplios y que van a cubrir todo el espectro de la sociedad peruana, expresó, señalando que en su vida, Camisea beneficiará a todos. El Ministro Jaime Quijandría hizo uso de la palabra en la ceremonia que se cumplió en Ventanilla, al iniciar Etevensa la generación de electricidad con el uso de gas natural proveniente de Camisea, aportando al sistema eléctrico nacional 300 MW generados con un combustible limpio y eficiente.

100

Un importante ahorro El estimado que tiene Electroperú con el uso del gas natural en la generación eléctrica, es de una reducción de costos de más o menos 500 mil dólares al día, dijo el Ministro, posteriormente, en conferencia de prensa. “Pero, eso, por favor no lo refieran a la tarifa, porque la tarifa es una combinación de lo que es la generación hidráulica y la generación térmica”, señaló. La generación térmica, explicó, no funciona todo el día, funciona en horas pico; por lo tanto, cuando la demanda comienza a crecer, inicialmente la atiende la generación hidráulica, que, como se sabe, tiene otros costos. Lo que ha afectado el ciclo, en este momento, indicó, por más que se diga que es imprevisión del Estado, fundamentalmente es, el precio de los combustibles y la falta de agua. Eso es lo que en este momento determina, añadió, que centrales que normalmente estarían de respaldo, en este momento están funcionando, incluso en horas que deberían ser cubiertas con la generación hidráulica, pero no ocurre así porque no hay agua. El tema es que no concentremos la atención exclusivamente en una fijación de tarifas, sino que hay que mirarlo en su totalidad y continuidad, opinó. Este sistema, manifestó, tiene que generar aumentos de inversión periódicamente, para que oferta y demanda se balanceen. En este momento, tenemos una oferta que cubre ampliamente la demanda, pero en el papel, porque en la práctica está formada por centrales térmicas obsoletas y caras, comentó. Entonces, dijo, cuando entran a trabajar estas centrales térmicas, el precio se va a niveles que no puede pagar el mercado, así hoy el precio spot está a 120 dólares, cuando la generación de esta turbina es a 35 dólares, pero eso es simplemente en esas horas en que se produce este fenómeno. La tarifa tiene que tomar en cuenta todos esos puntos y uno de los que ha considerado es que la demanda, que la estábamos calculando con un crecimiento al 3%, está creciendo al 6%, lo cual es una buena señal, dijo el Ministro. “Quiere decir que la economía peruana está creciendo, pero significa que las inversiones tienen que venir más rápido; y ya estamos formulando proyectos, pero que mientras no estén listos, no los podemos poner en la tarifa. El otro día, comentó, en la audiencia pública se ha dicho que el Ministerio no ha querido poner Macchu Picchu como proyecto, pero es que Macchu Picchu como proyecto todavía no está listo. Ojalá la empresa, ojalá la Región del Cusco, porque también el presidente regional está interesado, puedan hacer finalmente el proyecto, darnos una idea de cómo se va a financiar, cómo será segunda etapa. Suena muy lógico, indicó, porque son 80 mega watts adicionales, y así tenemos varios proyectos, pero para poderlos poner en la tarifa tienen que estar listos. “Acá quiero ser bien claro, con el dispositivo que se ha dado y que se usa como pretexto, yo creo que es bien claro el cálculo que se ha hecho, es un cálculo

101

matemático”, señaló. Con el dispositivo lo que se ha hecho es fijar las reglas para ver qué proyectos entran y que proyectos no deben entrar, porque no están listos, basados en que en el pasado hemos ingresado, por la oferta y por la demanda, proyectos que después no se materializaron, manifestó. Hemos ingresado a la demanda, detalló, proyectos mineros que finalmente no entraron en el periodo estipulado, como ocurrió en algún momento con el proyecto Tambogrande, que no se concretó. Entonces, reiteró, esto lo hemos ido regulando y esa ha sido la última norma que hemos emitido, no con la intención de vulnerar la autonomía de Osinerg, que la respetamos, sino de establecer reglas de juego cada vez más claras y que todos sepan que invierten hoy, con la seguridad de una recuperación a mediano y largo plazo, porque estas inversiones tienen esa característica. El dispositivo que se ha dado lo que hace casualmente, agregó, es despolitizar el tema de las tarifas, sin vulnerar la autonomía de Osinerg, porque establece claramente las condiciones para ingresar proyectos nuevos. Integración traerá ventajas En segundo lugar, opinó, establece un tema obvio, ya que también se ha dicho que se impone el ingreso de la demanda, que se va a generar como consecuencia de la venta de energía a Ecuador. Bueno, señaló, éste es un hecho, puesto que la línea de transmisión está lista, ya se ha terminado la parte peruana y Ecuador termina su parte en el mes de diciembre; por lo tanto, seguir ignorando que vamos a venderle energía al Ecuador es un poco jugar al avestruz. Sobre las ventajas de esta interconexión eléctrica, dijo que el día que nosotros no tengamos energía, le vamos a comprar energía, por la misma línea, al Ecuador. Entonces, con un recargo pequeñito, nos estamos comprando un seguro, nos estamos comprando el seguro de que el día que necesitemos 100 mega watts, Ecuador nos los venderá, esto, porque tenemos los ciclos de lluvias invertidos”, expresó. Y eso lo vamos a hacer, añadió, con Bolivia y ojalá lo podamos hacer con Chile, porque el mercado tiende a integrarse; primero los países andinos y después Sudamérica constituirá un solo mercado eléctrico. “Entonces, mientras más rápido nos vinculemos, creo que va a ser bueno para todos, sobre todo para los clientes que tienen menor capacidad adquisitiva, y algún día no se sabrá de qué central estaremos comprando: de una brasilera, de una argentina o una colombiana”, comentó. Eso es lo que estamos buscando, explicó, si bien en el corto plazo hay que pagar pequeñas cantidades, pero que es bueno hacerlo como seguridad energética y, en segundo lugar, nos vamos a beneficiar con mejores tarifas, no en el mes de noviembre, que es donde se ha puesto toda la atención, sino en el largo plazo. Eso es lo que buscamos, reafirmó, un negocio sostenible en el largo plazo, mencionando que otros países de América Latina están pasando por dificultades,

102

y que algunos incluso han tenido racionamiento. Nosotros estamos lejos de eso y deberíamos alejarnos en el sentido de tener un sistema confiable que produce decisiones y que produce inversión, afirmó. El decreto de urgencia, dijo, ha sido aceptado por todos, incluso por aquellos que les ha costado, que han tenido que poner plata; creo que el sistema eléctrico ha dado un ejemplo de cómo resolver sus crisis sin necesidad de recurrir a una ley. El Ministro dijo que los usuarios del servicio eléctrico deben tener confianza en que el gobierno no maneja las tarifas con criterio político, porque si así lo hiciera regresaríamos a épocas que ya se superaron como eso de salir a comprar velas, algo que no va a suceder, porque este gobierno mantiene una responsable política de precios y de inversiones. PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD TUVO EL MÁS ALTO INCREMENTO EN DICIEMBRE Generación térmica creció en 97,40% por la falta de lluvias (Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa 11 Oct 2004) La producción de electricidad en el país experimentó un incremento de 7,01% en septiembre último respecto del mismo mes del año anterior, para atender una mayor demanda de energía en el mercado eléctrico, originada por una economía en crecimiento. Según la información proporcionada por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional, la producción de electricidad por empresas en el indicado mes alcanzó una cifra récord. Ella ha sido en total de 1 816,75 Giga watts hora (GW.h), superando significativamente a la de septiembre del año pasado, que fue de 1 697,80 GW.h. Hasta la fecha, el crecimiento de la demanda se había mantenido dentro de un rango ligeramente inferior al 6%, pero ya se venía observando que el desenvolvimiento de la actividad industrial, comercial y de servicios apuntaba a nuevos y mayores requerimientos de energía. Del total de electricidad producida en septiembre, para atender al mercado eléctrico nacional, la de origen hidráulico (1 130,24 GW.h) representó el 62,21% y la de origen térmico (686,52 GW.h), el 37,79%. De acuerdo también a la información del Comité de Operación Económica, se tiene que en el referido mes, la producción térmica de electricidad ha registrado un incremento de 97,40% y al mismo tiempo, se observa una disminución de 16,28% en la producción de origen hidráulico. La menor producción de energía en las centrales hidroeléctricas del país tiene directa relación con la menor disponibilidad de agua, por la escasez de lluvias. Electroperú mantiene el liderazgo de las empresas generadoras de electricidad en el país. En el mes indicado, su producción ha sido de 486,91 GW.h, acusando

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una disminución de 21,46% con relación a mes similar del año pasado. Edegel, con una producción de 344,24 GW.h, registró un incremento de 3,68%. Egenor, con 104,65 GW.h, tuvo una disminución de 5,59%; Enersur, con 186,30 GW.h, experimentó un aumento de 9,79%. Ausencia de lluvias En cuanto al volumen útil de agua para la generación de energía en las centrales hidroeléctricas, se dispone de la información correspondientes al mes de agosto, en que se apreció una disminución del orden del 32,5% en las lagunas principales del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), con relación a idéntico mes del año anterior. En el Lago Junín, la disminución del líquido vital fue de 52,6%, en el Complejo Santa Eulalia de 47,0%, en los Embalses Mantaro de 59,4%, en la Presa Yuracmayo de 20,2%, en la Presa Aguada Blanca de 68,1% y en las lagunas San Gabán de 60,0%. CRECEN VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA AL CONTADO Y DISMINUYEN A CLIENTES REGULADOS (Gestión, Mie 27 Oct 2004) Durante este año el mercado eléctrico, ha enfrentado diversos problemas como la escasez de lluvias y la falta de contratos de abastecimiento energético por parte de las distribuidoras; sin embargo en diciembre último se inició la utilización del gas natural para la generación de energía eléctrica. En cuanto al gas natural –si bien los efectos de la incorporación de la reciente y futuras plantas térmicas ya han sido incorporados en las tarifas– se espera, en el mercado de clientes libres que los precios que se contraten tengan un ritmo de crecimiento menor al que se ha mostrado durante este año, según señala un informe elaborado por el Departamento de Estudios Económicos del Banco Wiese Sudameris. Explican que ello obedecería a que en los contratos se contemplaría la incorporación y/o ampliación de nuevas centrales térmicas a gas. De esta manera sostienen que en la construcción de las centrales térmicas que empleen gas natural permitirán que el superávit de capacidad de producción energética (que actualmente es de 43%) no se reduzca de manera significativa dada la mayor demanda de energía que se espera para los próximos años. De otro lado señalan que dado que las tarifas en el mercado regulado ya han absorbido el efecto del uso del gas natural, es en el mercado spot (mercado de compras de energía al contado no sujetas a contratos de abastecimiento) donde se notarían en mayor grado los efectos de la incorporación de las plantas térmicas que emplean gas.

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Estas plantas térmicas –por tener un menor costo respecto a las que emplean diesel u otros– entrarían a operar en primer lugar, beneficiándose en mayor medida las empresas deficitarias que requieren comprar energía de este mercado. Así ante la escasez de lluvias que actualmente afronta el sector eléctrico, “los costos difícilmente volverán a superar los US$ 111 por megawatts por hora, en que se ubicaron en agosto, cuanto entraron a operar las centrales térmicas más caras del sistema”, indicaron. De esta manera la entrada en operación de dichas centrales en los periodos de escasez de lluvias elevó las ventas en el mercado spot, que llegaron a representar un 6% de las ventas totales en el primer semestre, reduciendo la participación de las ventas en el mercado regulado de 63% a un 58% en el mismo periodo. Ante esta coyuntura y debido al incremento significativo en el precio del petróleo, algunas distribuidoras se quedaron sin contratos de abastecimiento pues a las generadoras no les resultaba económico vender a precio de tarifa en barra y comprar energía en el mercado spot en una situación en la que no podían abastecerse de electricidad generada con sus propios recursos hídricos. De esta manera, junto con la demanda del mercado local, las perspectivas de crecimiento se consideran bastante auspiciosas para las generadoras en los próximos años, que de acuerdo al consumo anual podría llegar a crecer 4,1% este año, según estimaciones de Osinerg, considerando una expectativa de crecimiento del PBI de 4,4%. ¿CRISIS EN EL SECTOR ELÉCTRICO? (Apoyo Consultoría. Viernes, 29 de Octubre de 2004) En la revisión de tarifas de noviembre del 2004, los precios en barra (precio de venta de una empresa de generación a una de distribución) aumentaron 13,8% para la energía y 6,9% para la potencia y se trasladó a alzas de entre 3,5% y 4,5% para la tarifa de usuarios residenciales. Este resultado responde a la coincidencia de tres eventos negativos: la sequía, el aumento del precio del petróleo y el retraso en la inversión del sector. En el corto plazo, se esperan ajustes en las tarifas pero no recortes del servicio. También son previsibles varios cuestionamientos y cambios en el marco regulatorio. El 2006 es un año clave para el sector por la incertidumbre ante posibles cambios de políticas del nuevo gobierno y por el vencimiento de un número importante de los contratos de venta de generadoras a distribuidoras. En el 2004, han coincidido varios shocks (sequía, altos precios de los combustibles, crecimiento de la demanda y bajos niveles de inversión) configurando un escenario poco frecuente, pero que puede repetirse en unos años. Esta coyuntura ha originado que la diferencia entre el costo marginal de corto plazo (precio spot) y la tarifa en barra (precio regulado de generación) aumente más de 200%, entre enero y agosto de este año.

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• El 2004, es un año anómalo debido a la sequía y los precios récord del

petróleo. La generación hidráulica, la fuente menos costosa, usualmente provee 85% de la producción de electricidad. Sin embargo, hasta agosto de este año sólo representó 78% del total generado dada la escasez de agua que se refleja en el bajo volumen útil en las principales lagunas abastecedoras. La generación térmica, que complementa a la hidráulica, también se ha encarecido, pues el precio del petróleo ha aumentado 30% entre enero y octubre, respecto del mismo período del año anterior.

• Entre enero y agosto de este año, las ventas de energía crecieron 5,3%

respecto del mismo período del año anterior. Este registro está en línea con los del 2001 (6,9%), 2002 (5,9%) y 2003 (4,4%). El aumento de las ventas es consistente con el crecimiento de la actividad económica. Por ejemplo, el sector industrial (intensivo en consumo de electricidad) ha crecido alrededor de 5% por año del 2002 al 2004.

• En este escenario, las inversiones en generación eléctrica se han

estancado (o mostrado bajas tasas de crecimiento). La potencia instalada se ha ubicado alrededor de 6 000 MW del 2000 al 2004, luego de crecer en promedio 5% anual entre 1993 y el 2000.

• Estos factores han ocasionado que la diferencia positiva entre el costo

marginal de corto plazo (precio del mercado spot) y la tarifa en barra (precio de la tarifa regulada de contratos entre generadoras y distribuidoras) haya crecido a lo largo del año, de US$ 26 por MWh en enero a US$ 86 por MWh en agosto.

Los principales efectos en el sector son el alza de tarifas, una presión en los resultados financieros de las empresas de generación y un cuestionamiento sobre la efectividad del marco regulatorio. No se espera racionamientos de energía en el corto plazo.

• La normatividad que rige el funcionamiento actual del sector eléctrico se basa en la Ley de Concesiones Eléctricas – LCE (1992) y su Reglamento. Esta ley define la organización del sector eléctrico, la fijación de tarifas y el otorgamiento de concesiones. La metodología para fijación de tarifas considera una proyección de la oferta (ingreso de nuevas centrales de generación) y demanda para los siguientes cuatro años. Es por eso que el impacto de la generación térmica a partir del Gas de Camisea se considera en las fijaciones de tarifas desde el 2001.

• En la revisión de tarifas de noviembre del 2004, los precios en barra

aumentaron 13,8% para la energía y 6,9% para la potencia. El impacto al usuario final se transmite directamente, pues energía y potencia representan alrededor del 50% de la tarifa total de electricidad para el consumidor. El ajuste de noviembre se tradujo en alzas de tarifas de entre 3,5% y 4,5% para usuarios residenciales y de hasta 7,8% para los industriales.

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• La diferencia entre el costo marginal y el precio en barra provocó que las

generadoras limiten los contratos de venta a empresas de distribución. Si bien desde principios de año se conocía que la escasez de agua y el creciente precio del petróleo incrementarían la diferencia entre el costo marginal y la tarifa en barra, era poco lo que con el marco regulatorio vigente se podía hacer para remediar el problema. Esto llevó a que en julio del 2004 se promulgue el DU RM 007 – 2004 que determinó que los retiros de potencia y energía, destinados a atender el Servicio Público de Electricidad, efectuados de julio a diciembre del 2004 por empresas distribuidoras sin contratos de suministro que los respalden serán atribuidos por el COES a las empresas generadoras cuyas acciones son de propiedad y/o administradas por FONAFE, (empresas generadoras estatales como Electroperú).

• Es decir, la pérdida asociada a la diferencia entre el costo marginal y la

tarifa en barra durante el segundo semestre de este año, será asumido por las generadoras estatales. Sin embargo, subsiste la incertidumbre respecto de cuál será el mecanismo permanente para afrontar situaciones como la actual.

• No se anticipan racionamientos de energía eléctrica para los años 2004 y

2005, dado que alrededor de 50% de la capacidad instalada del sector está subutilizada. No obstante, es generación más costosa y ello podría presionar al alza las tarifas. Las inversiones en nuevos proyectos de generación han estado estancadas en los últimos tres años, excepto por la central térmica de ciclo simple que se abastece del gas de Camisea. La inversión se desincentivó con la coyuntura política del 2001, el violento fracaso de la concesión de Egasa y Egesur (2002), la demora en la adjudicación del contrato Take or Pay para la generación a partir del gas de Camisea, el anticipo de la sequía 2004 y los cuestionamientos y aparente poca predictibilidad del proceso de fijación de tarifas.

Se espera que en los próximos meses se discutan eventuales cambios en el marco regulatorio.

• Las condiciones actuales del sector han revelado debilidades del marco regulatorio.

• Se espera una revisión de la regulación para corregir los problemas

observados. En particular, distribuidoras sin contratos y presión sobre las generadoras para seguir abasteciéndolas a un precio menor que el costo marginal. Probablemente se revisará el grado en que el actual marco regulatorio permite un adecuado manejo de riesgos (manejo de contratos) de las empresas generadoras y se buscará proveer reglas transparentes y justas para la atención de demandas sin contrato en caso de coyunturas como la actual.

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• Por otro lado, debe recordarse que en abril del 2004 se promulgó el DS 010 – EM con el objetivo de establecer requisitos más claros para la inclusión de proyectos tanto por el lado de la oferta como de la demanda (los proyectos de oferta tienden a reducir las tarifas y los de demanda a aumentarlas). Recientemente, la Comisión de Defensa del Consumidor del Congreso de la República aprobó, por unanimidad, derogar el DS 010, lo que añade incertidumbre al sector y afecta las decisiones de inversión.

PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD SIGUIÓ CRECIENDO EN OCTUBRE (Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa 04 Nov 2004) La producción de electricidad en octubre fue de 1,864.17 Giga Watts hora (GWh), lo que representa un incremento de 4.43% con relación a la de similar mes del año anterior (1,785.12 GWh). Se mantiene así la tendencia positiva, que obedece a una mayor demanda del mercado eléctrico. La información fue proporcionada por el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Del total de energía producida, el 72.23% (1,346.55 GWh) ha sido de origen hidráulico y el 27.77% (517.63% GWh) de origen térmico. En el primer caso se ha tenido una menor producción de 3.89%, que se explica por la ausencia de lluvias. La empresa pública Electroperú, fue la que más aportó en la generación de electricidad a nivel nacional. Su producción ha sido de 517.74 GWh, menor en 14.79% a la de octubre del año pasado (607.58 GWh). El principal centro de producción de esta empresa es el Complejo Mantaro, formado por las centrales hidroeléctricas Mantaro y Restitución. El segundo lugar correspondió a Edegel, con 355.29 GWh. Esta compañía privada vio incrementar su producción en 2.40%. Por su parte, Egenor registró una producción de 180.65 GWh, superior en 18.36%. La producción de Etevensa en el indicado mes fue de 146.35 GWh. Como se sabe, esta empresa ha comenzado a utilizar el gas natural proveniente de Camisea. Termoselva, cuya producción ha sido de 116.30 GWh, es decir, 6.06% más que el año anterior, es otra empresa que utiliza gas natural (de Aguaytía) en generación eléctrica. El incremento de la producción eléctrica en el país se explica por el crecimiento del PBI, que origina una mayor demanda. Tanto las actividades industriales como las comerciales y de servicios requieren de energía, y esto presiona sobre el mercado eléctrico nacional, determinando un aumento en el proceso de generación eléctrica.

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PLANTEAN FORTALECER EMPRESAS REGIONALES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ?? Objetivo es dotar de energía eléctrica a otros cuatro millones de peruanos (Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa 12 Nov 2004) El Viceministro de Energía, Juan Miguel Cayo, planteó el fortalecimiento de las empresas regionales de distribución a fin de ampliar la frontera eléctrica en el país para que, en los próximos nueve años, cuatro millones 200 mil peruanos que viven en localidades aisladas y rurales puedan contar también al servicio de energía eléctrica. Dijo que para contribuir a la transformación y desarrollo de la calidad de vida de estos peruanos y hacer que dispongan de tan importante instrumento de desarrollo, es necesario redoblar esfuerzos. “No podemos olvidar que la energía más cara es aquella que no se tiene cuando se la necesita”, expresó al inaugurar la Primera Convención de Empresas Regionales Distribuidoras de Energía Eléctrica, que, en una jornada de dos días de trabajo trató sobre la problemática del sector y congregó a representantes de las diversas empresas regionales, quienes destacaron el éxito del evento. Estamos observando la situación de nuestras empresas regionales de distribución que afrontan problemas como la falta de inversión y baja rentabilidad por lo que el reto ahora es lograr una adecuada rentabilidad, su modernización y una mayor eficiencia, dijo. En este sentido, señaló que urge lograr un compromiso entre todos los agentes intervinientes para lograr revertir esta grave situación: Ministerio de Energía y Minas en su calidad de ente rector de la política energética del país, Osinerg como organismo supervisor y fiscalizador, FONAFE como accionista de las empresas, y, por supuesto, las propias empresas de distribución. Destacó así la necesidad de fortalecer y revitalizar a las empresas regionales de distribución para hacerlas viables. “Por lo pronto, tienen mi compromiso personal de trabajar cuanto sea necesario para lograr el fortalecimiento de estas empresas, que tienen un impacto directo en la economía nacional y en la calidad de vida de la población del país.”, dijo. El Viceministro comentó que había conversado con representantes de empresas distribuidoras que hicieron notar que tienen un bajo porcentaje de rentabilidad, la que, en el caso de Electropuno, fue negativa y, en el de Electro Ucayali, nulas, indicando que consecuentemente el 12 por ciento de rentabilidad que establece la Ley de Concesiones Eléctricas ha devenido en letra muerta. En el mismo evento participaron como expositores, por el Ministerio de Energía y Minas, el Director General de Electricidad, Ing. Jorge Aguinaga Díaz; y el Director Ejecutivo de la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP), José Eslava Arnao.

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PERÚ Y ECUADOR PONDRÁN EN MARCHA PRONTO INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA (Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa 16 Nov 2004) El Ministro de Energía y Minas, ingeniero Glodomiro Sánchez Mejía, dijo hoy que el Perú y Ecuador se encuentran próximos a poner en operación la Línea de Transmisión Zorritos – Machala, para la interconexión eléctrica entre ambos países. Fue al inaugurar, en la sede de la Comunidad Andina, la II Reunión del Consejo de Ministros de Energía, Electricidad, Hidrocarburos y Minas de la Comunidad Andina, a quienes dio la bienvenida en nombre propio y del Presidente de la República. Para el Perú, señaló, este enlace constituye el inicio de una nueva etapa en el proceso de integración andina y en el desarrollo de las actividades eléctricas. Por ello, añadió, estamos próximos a la promulgación del “Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad”, que se aplicará a las transacciones que se realicen entre el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y otros sistemas con los que éste se interconecte. Dicho Reglamento, indicó, constituye, a la vez, el inicio del proceso de armonización del marco normativo en materia eléctrica. Por otro lado, el Ministro Sánchez Mejía dijo que, al diversificarse con Camisea, la matriz energética nacional, el Perú entra en una fase de promover activamente la inversión privada en generación térmica con el aprovechamiento del gas natural como combustible. “Actualmente nos encontramos perfeccionando el marco normativo eléctrico con ese objeto específico e inmediato”, anunció. Asimismo, dijo, para dar mayor seguridad y confiabilidad al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, mediante el reforzamiento y la expansión de la generación y transmisión, promovemos la inversión privada mediante adecuados mecanismos financieros. Igualmente, expresó, continuamos realizando esfuerzos para ampliar la frontera eléctrica, incorporando a más pobladores a los beneficios de la electricidad, tanto en las áreas urbano marginales como en las zonas rurales, aisladas y de frontera, donde la inversión genera rentabilidad social. Respecto de la volatilidad del precio internacional del petróleo, el Ministro Sánchez Mejía indicó que el sistema de estabilización creado mediante el Decreto de Urgencia 010-2004, en sus primeras semanas de funcionamiento, palió subidas de los precios por 30 millones de soles. En la actualidad, comentó, la tendencia de los precios internacionales de los combustibles es a la baja, teniendo la posibilidad de recuperar los recursos del fondo y a su vez bajar las bandas de estabilización de algunos productos. Con esto se incentivará la disminución de precios de los combustibles por parte de las empresas productoras e importadoras, manifestó. El titular de Energía y Minas destacó también la decisión de la XV Reunión del Consejo Presidencial Andino, de impulsar el establecimiento de redes de

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interconexión eléctrica y gasífera, con el objeto de fortalecer el desarrollo económico de los países andinos. Los mandatarios andinos también saludaron, recordó, los avances logrados en la consolidación de la Alianza Energética Andina (AEA), orientada a propiciar la construcción de mercados integrados de energía; la inserción en los mercados internacionales de hidrocarburos; la promoción del desarrollo empresarial en “Clusters energéticos”; y el desarrollo de las energías renovables. OSINERG: TARIFAS ELÉCTRICAS PUEDEN BAJAR HASTA 7% SI SE REDUCE PRECIO DE PETRÓLEO RESIDUAL (Gestión, Mie 24 Noviembre 2004) El presidente de Osinerg, Alfredo Dammert, advirtió que Petroperú y Repsol mantienen desde hace 23 días un adelanto de hasta 38% en sus precios del petróleo residual 6, respecto al precio de referencia, e invocó a que en atención al libre mercado no debieran demorar más en reducir tal diferencia, pues ello permitiría reducir hasta en 7% las tarifas eléctricas. La importancia de nivelar el precio del residual radica en que comprende el 36% del precio de la energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, y el 100% en los sistemas eléctricos aislados, mientras el Diesel sólo representa el 2,2% de los costos de la energía. Dammert explicó que desde junio de este año hasta comienzos de noviembre las refinerías habían mostrado un comportamiento sostenido en los precios ex planta del residual, manteniéndolo casi a la par con el precio de paridad de importación que publica Osinerg. Sin embargo indicó que desde el primero de noviembre –en que el precio del residual había subido desde US$ 35 hasta US$ 45 por barril– hasta ayer martes, el precio de paridad del residual 6 ha descendido de US$ 42 hasta US$ 32, es decir ha caído un 38%, situándose en niveles que sólo se tenían en el 2003. Pese a ello, advirtió que, desde esa fecha, tal caída todavía no se refleja en los precios de ambas refinerías, que por 23 días seguidos siguen manteniendo el precio de ese producto más alto, a nivel de los US$ 45 por barril. Consideró que, siguiendo la tendencia que ambas empresas mantuvieron en todo este tiempo, ya deberían haber bajado el precio de dicho combustible. No obstante dijo que, comparando la evolución de precios de los otros combustibles derivados del petróleo de las refinerías, desde el primero de noviembre a la fecha, las diferencias en comparación con el precio de paridad son de inferior magnitud, si bien el precio ex planta de la gasolina de 97 octanos está más alto que la paridad. Indicó que no sucede lo mismo con la gasolina de 84, que mantiene un nivel de precios ex planta por debajo de la paridad, al igual que el kerosene, en tanto los precios del Diesel 2 se están nivelando.

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Impacto El presidente de Osinerg dijo que si bajara el residual, como se espera que baje por las fuerzas del mercado, utilizando el precio de paridad de importación, esto daría como resultado una reducción de las tarifas eléctricas para los usuarios finales. Precisó que para los usuarios residenciales que se abastecen del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la reducción en este caso, sería del 4%, y en los sistemas aislados, es decir los que no se abastecen en el SEIN, y que se ubican en lugares apartados del país donde no llega la conexión eléctrica, hasta el 13,2%. Asimismo, para el consumidor industrial, la reducción podría alcanzar hasta el 7%, acotó. Explicó que para las empresas generadoras de electricidad (de bajarse el residual a su nivel de paridad de importación) la reducción sería del 7,5%, en el SEIN, y de 17,5% para los sistemas aislados. GOBIERNO PREOCUPADO POR FUTUROS CONTRATOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Gestión (Mie, 24 Nov 2004) El viceministro de Energía, refiriéndose a la expiración este 31 de diciembre del D.U. 007, que resolvió el problema de la falta de contratos entre generadoras y distribuidoras eléctricas, recordó que ya el titular del MEM ha adelantado que ante esa situación quedan dos caminos: o que las generadoras públicas y privadas contraten de forma inmediata con las distribuidoras a largo plazo (mínimo tres años), o se establezca un mecanismo de prorrateo hacia delante, de forma que no se vuelva a repetir lo ocurrido este año (en que se dividió por semestres y por generadoras públicas y privadas asumir el costo de generación). Recordó que actualmente ya el congresista Javier Diez Canseco ha planteado un esquema de prorrateo, y dijo que hasta donde conoce, Osinerg tenía una propuesta similar, pero con un esquema distinto de prorrata, y comentó que ése es un gran tema que se puede discutir. “Lo que es urgente es saber si las generadoras van a contratar a largo plazo, o si en lo que queda de la legislatura, corremos para aprobar esta modificación a la ley, que permitirá que nunca más ocurra lo que sucedió el 2004”, anotó. En todo caso dijo que vencido el indicado plazo de vigencia del D.U. 007, el resolver el problema dependerá de la voluntad de los generadores, públicos y privados, y la discusión que se tenga en esta semana en el Congreso entre todos los agentes involucrados y los congresistas.

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REGIÓN PASCO ASEGURA SU DESARROLLO CON MAYOR GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa 28 Nov 2004) El Ministro de Energía y Minas, Glodomiro Sánchez, inauguró y puso aquí en servicio un sistema eléctrico que beneficiará a 13 mil familias de la provincia y sus centros poblados periféricos y asegura la demanda de energía para los próximos 20 años. Se trata de una Subestación de Transformación propia y dotada de los últimos adelantos tecnológicos que permitirá a Pasco disponer en un servicio más eficiente y de mejor calidad, independiente de las subestaciones de las empresas mineras. En la víspera, el titular de Energía y Minas y congresista presidió en Yanahuanca la ceremonia de firma de contrato para la ejecución del Pequeño Sistema Eléctrico Chaupihuaranga II y III Etapa, que permitirá proporcionar energía a más de siete mil habitantes de 48 localidades de la provincia Daniel A. Carrión. Ambas ceremonias tuvieron como marco la celebración del 60 aniversario de creación política del departamento (hoy Región) de Pasco, como, parte de la cual el Ministro presidió una imponente marcha cívica y luego presenció un desfile militar y escolar, junto con el congresista Eduardo Carhuaricra; el Presidente de la Región, Víctor Raúl Espinoza Soto; y las principales autoridades locales. COMPROMISO CON LA REGION Al rendir homenaje a las tres provincias de la Región, renovó su compromiso de trabajar por Pasco y expresó su satisfacción por la entrega al servicio de las nuevas instalaciones eléctricas y la suscripción del documento que permitirá extender el servicio, considerando que la conmemoración de la fecha “debe servir para integrarnos, unirnos y comprometernos a trabajar juntos por el desarrollo de Pasco”. El Ministro destacó también la importancia de la Subestación de Pasco, obra ejecutada por Electrocentro a un costo superior a los 24 millones de soles y que permitirá contar con una infraestructura de distribución eléctrica completamente nueva, construida con materiales de tecnología de última generación a un solo nivel de tensión de distribución normalizada que reemplazará a las redes antiguas. Con la ejecución de esta obra, Electrocentro ha invertido en la Región 34 millones de soles y entre las obras que ejecutará el 2005 figura la nueva Línea de Interconexión Pasco-Quiulacocha-Yurajhuanca-Rancas, en 10 kilómetros de extensión, la que permitirá atender especialmente a las compañías mineras que operan en la zona así como una efectiva ampliación de la frontera eléctrica.

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LUZ PARA MÁS PUEBLOS El proyecto a ejecutarse en Yanahuanca, de la provincia de Daniel Alcides Carrión, comprende la ejecución de 119 kilómetros de líneas primarias, así como redes secundarias para electrificar las 48 localidades pertenecientes a los distritos de Chacayan, Gollarisquizga, Paucar Santa Ana de Tusi, Vilcabamba y Yanahuancay, beneficiando a 7,141 habitantes. El costo total del proyecto es de cinco millones 400 mil soles, monto que incluye 850 mil soles en suministros materiales que serán aportados por la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas. Los trabajos están a cargo de la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP), que preside José Eslava, quien acompañó al Ministro en la inauguración de las obras, confirmó que el proyecto se iniciará en diciembre próximo y su construcción durará siete meses. La obra deberá empezar a operar comercialmente en octubre del próximo año. PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CRECIÓ EN 6.19% EN NOVIEMBRE Disminuyó generación de centrales térmicas y aumentó la de hidroeléctricas en 10.17% (Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa 12 Dic 2004) La producción de electricidad sigue creciendo en el país, lo que se estima es un buen indicador, porque tal situación obedece a una mayor demanda. En noviembre último, el incremento ha sido del orden del 6.19% con relación a similar mes del año anterior. En total se generaron 1,844.81 Giga Watts hora (GWh), que superaron a los 1,737.23 GWh de noviembre del 2003, según la información proporcionada por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional. La mayor demanda de energía que se observa en el mercado eléctrico nacional, se explica por el crecimiento sostenido que viene registrando la economía peruana y que reconocen entidades de prestigio como el Banco Mundial. Del total de energía producida en el indicado mes, el 81.51% (1,503.66 GWh) ha sido aportado por las centrales hidroeléctricas, que tuvieron un incremento de 10.77%; y el restante 18.49% (341.15 GWh) por las centrales térmicas, que experimentaron una disminución de 10.17%. La principal empresa productora de electricidad sigue siendo Electroperú, compañía estatal que aporta el 31.84% del total de energía generada. En noviembre su producción ha sido de 587.34 GWh, que significa un incremento de 4.75%. Le sigue la compañía privada Edegel, que aporta el 19.47% y cuya producción fue de 359.11 GWh, evidenciando un crecimiento de 5.27%. Egenor, que aporta el 11.82%, ha generado 218.08 GWh, mostrando un incremento de 28.82%.

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CON UNA INVERSIÓN DE 120 MILLONES DE DÓLARES TITULAR DEL MEM ANUNCIA ELECTRIFICACIÓN DE 100 MIL VIVIENDAS Y MIL INSTITUCIONES PÚBLICAS (Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa 12 Dic 2004) El Ministerio de Energía y Minas viene trabajando con el Banco Mundial un proyecto de electrificación rural que permitirá proveer de energía eléctrica a 100 mil viviendas y mil instituciones públicas, como postas y centros de salud, anunció el Ministro Glodomiro Sánchez Mejía. Para el financiamiento del proyecto dicho organismo mundial ha anunciado un préstamo de 50 millones de dólares, suma que se complementará con una contrapartida del Gobierno peruano por similar cantidad y una donación de 10 millones de dólares, previéndose la posibilidad de contar con 10 millones de dólares adicionales a través de inversiones privadas y públicas, lo que haría un total de 120 millones de dólares. Las primeras obras del proyecto se iniciarán probablemente a fines del 2005 y concluirán en un plazo de aproximadamente cinco años, reveló el titular de Energía y Minas, poco después de entrevistarse con Gerente de Proyecto del Banco Mundial, economista Susan Bogach, en lo que fue una cuarta reunión con funcionarios del organismo crediticio mundial para tratar sobre el tema. Posteriormente a dicha reunión, el Ministro declaró en conferencia de prensa, en la que se refirió también a otros temas, que el MEM trabaja intensamente en proyecto de electrificación rural que, en el caso de la Región Apurímac, beneficiarán fundamentalmente a las provincias de Cotabambas y Grau, una de las zonas más pobres del país, con fondos provenientes del fideicomiso correspondiente al proyecto Las Bambas. DESPUÉS DE ECUADOR, INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE PERÚ Y BOLIVIA (Revista Desde Adentro, Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, Nº 16, Dic 2004) El proyecto para la construcción de una línea de interconexión eléctrica de 152 kilómetros que conectará Perú (desde Puno) y Bolivia (hasta Desaguadero), y que demandará una inversión de US$ 80 millones viene siendo evaluada por la empresa Red Eléctrica de España. El costo del proyecto, que se halla en la fase de estudios previos, incluye las líneas en ambos países y el convertidor de frecuencia, informó el presidente de la referida empresa, Luis Atienza, tras anotar que en el Perú ya han entregado los estudios previos a las autoridades del sector, mientras que en Bolivia se cuenta con una licencia provisional. Al respecto, cabe anotar que de acuerdo con la legislación boliviana, la licencia provisional es el paso previo a la elaboración de los estudios definitivos y la obtención de la aprobación de la licencia definitiva.

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De concretarse la construcción de esta línea de interconexión en la frontera peruano-boliviana, ésta se unirá con otra de 93 kilómetros de largo que parte de Desaguadero y llega hasta los alrededores de la ciudad de La Paz. “Esta interconexión mejorará la eficiencia y la competencia en ambos sistemas, y eso se traducirá en mejores condiciones para los consumidores, objetivo de toda política energética en lo que se refiere al sistema eléctrico”, finalizó el ejecutivo.

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2 CUADROS

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Cuadro N° 1 Resumen del Balance General por Sistemas

Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía

Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional

Sistemas Aislados Total

ACTIVOACTIVO CORRIENTE 3 105 554 63 891 3 169 445ACTIVO NO CORRIENTE 22 660 687 328 888 22 989 575 Activo fijo 20 615 650 326 737 20 942 387 Otros activos no corrientes 2 045 037 2 151 2 047 188TOTAL ACTIVO 25 766 241 392 779 26 159 020PASIVO 10 271 428 26 598 10 298 026 PASIVO CORRIENTE 2 708 388 17 952 2 726 340 PASIVO NO CORRIENTE 7 563 040 8 646 7 571 686PATRIMONIO NETO 15 494 813 366 181 15 860 994TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 25 766 241 392 779 26 159 020

Fuente: OsinergElaborado por: Escuela de Administración de Negocios para Graduados

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR SISTEMAS Al 31 de diciembre de 2004

(Cifras Ajustadas por Inflación)(Expresado en Miles de Nuevos Soles)

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Cuadro N° 2 Resumen del Estado de Ganancias y Pérdidas por Sistemas


Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional

Sistemas Aislados Total

INGRESOS OPERATIVOS 8 123 493 126 254 8 249 747GASTOS OPERATIVOS 6 534 438 118 889 6 653 326UTILIDAD DE OPERACIÓN 1 589 056 7 365 1 596 420OTROS INGRESOS, REI, PART. IMP. -512 212 -2 701 -514 913UTILIDAD NETA 1 076 843 4 664 1 081 507 GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 2 553 656 23 648 2 577 304 UTILIDAD DE OPERACIÓN 1 589 056 7 365 1 596 420PROVISIONES DEL EJERCICIO 964 600 16 284 980 883

Fuente: Osinerg.Elaborado por: Escuela de Administración de Negocios para Graduados - ESAN

RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR SISTEMAS CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004

(EXPRESADO EN MILES DE NUEVOS SOLES)

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Cuadro N° 3 Resumen del Balance General por Tipo de Empresa


Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total

ACTIVOACTIVO CORRIENTE 1 947 040 291 061 931 345 3 169 445ACTIVO NO CORRIENTE 13 829 747 2 122 542 7 037 287 22 989 575 Activo fijo 12 887 019 1 178 048 6 877 320 20 942 387 Otros activos no corrientes 942 728 944 494 159 967 2 047 188TOTAL ACTIVO 15 776 786 2 413 602 7 968 631 26 159 020PASIVO 6 245 251 1 251 507 2 801 268 10 298 026 PASIVO CORRIENTE 1 779 837 133 710 812 794 2 726 340 PASIVO NO CORRIENTE 4 465 415 1 117 797 1 988 474 7 571 686PATRIMONIO NETO 9 531 535 1 162 095 5 167 364 15 860 994TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 15 776 786 2 413 602 7 968 631 26 159 020

Fuente: Osinerg.

Elaborado por: Escuela de Administración de Negocios para Graduados - ESAN

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL POR TIPO DE EMPRESA Al 31 de diciembre de 2004

(Cifras Ajustadas por Inflación)(Expresado en Miles de Nuevos Soles)

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Cuadro N° 4 Resumen de Estado de Ganancias y Pérdidas por Tipo de Empresa


Generadoras Transmisoras Distribuidoras Total

INGRESOS OPERATIVOS 4 217 186 395 265 3 637 295 8 249 747GASTOS OPERATIVOS 3 268 417 190 568 3 194 342 6 653 327UTILIDAD DE OPERACIÓN 948 770 204 698 442 953 1 596 420OTROS INGRESOS (EGRESOS) -323 067 -53 090 -138 756 -514 913UTILIDAD NETA 625 703 151 607 304 197 1 081 507

GENERACION INTERNA DE RECURSOS: 1 518 985 236 312 822 007 2 577 304

UTILIDAD DE OPERACIÓN 948 770 204 698 442 953 1 596 420PROVISIONES DEL EJERCICIO 570 215 31 614 379 054 980 883

Fuente: Osinerg.


RESUMEN DEL ESTADO DE GANANCIAS Y PERDIDAS POR TIPO DE EMPRESACIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004

(EXPRESADO EN MILES DE NUEVOS SOLES)

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Cuadro N° 5 Balance General resumido por Tipo de Empresa y Sistema


Concepto Generadoras Transmisoras Distribuidoras TotalSistema Eléctrico Interconectado

Nacional

Sistemas Aislados

ACTIVO 15 776 786 2 413 602 7 968 631 26 159 020 25 766 241 392 779ACTIVO CORRIENTE 1 947 040 291 061 931 345 3 169 445 3 105 554 63 891 Caja-bancos 758 159 132 819 116 063 1 007 042 988 229 18 813 Valores negociables 32 178 1 731 33 910 33 910 Ctas. por cobrar comerciales (Neto) 536 350 83 971 551 047 1 171 367 1 154 738 16 629 Cuentas por cobrar comerciales 550 378 83 971 640 692 1 275 041 1 255 094 19 947 Provisión cobranza dudosa 14 028 89 646 103 674 100 355 3 319 Otras cuentas por cobrar (Neto) 353 728 15 748 75 956 445 432 441 995 3 438 Otras cuentas por cobrar 378 166 16 546 80 654 475 366 471 408 3 958 Provisión cobranza dudosa 24 438 797 4 697 29 933 29 413 520 Cuentas por cobrar emp. del sector 576 21 887 22 462 22 449 14 Existencias 211 984 17 742 122 022 351 748 330 731 21 017 Gastos pagados por anticipado 86 244 8 602 42 638 137 484 133 503 3 981ACTIVO NO CORRIENTE 13 829 747 2 122 542 7 037 287 22 989 575 22 660 687 328 888 Inversiones en valores 259 340 297 48 645 308 281 308 281 Cuentas por cobrar comerciales 621 9 074 9 695 8 819 876 Otras cuentas por cobrar 116 288 650 13 790 130 727 130 727 Cuentas por cobrar emp. del sector Inmuebles, maq. y equipos (neto) 12 887 019 1 178 048 6 877 320 20 942 387 20 615 650 326 737 Inmuebles, maq. y equipos 19 063 914 1 356 332 10 295 626 30 715 871 30 351 397 364 474 Depreciación acumulada 6 176 894 178 284 3 418 306 9 773 484 9 735 748 37 737 Otros activos 566 479 943 548 88 459 1 598 486 1 597 211 1 275PASIVO Y PATRIMONIO 15 776 786 2 413 602 7 968 631 26 159 020 25 766 241 392 779PASIVO 6 245 251 1 251 507 2 801 268 10 298 026 10 271 428 26 598PASIVO CORRIENTE 1 779 837 133 710 812 794 2 726 340 2 708 388 17 952 Sobregiros bancarios 117 065 110 793 227 858 227 858 Cuentas por pagar comerciales 371 228 26 396 265 736 663 359 654 021 9 339 Otras cuentas por pagar 610 447 19 663 263 991 894 101 888 256 5 845 Cuentas por pagar emp. del sector 9 438 105 658 115 096 115 096 Deuda a largo plazo (parte cte.) 471 499 71 825 66 561 609 885 607 117 2 768 Ganancias diferidas 267 267 267 Otros 200 160 15 559 54 215 773 215 773PASIVO NO CORRIENTE 4 465 415 1 117 797 1 988 474 7 571 686 7 563 040 8 646 Deuda a largo plazo 3 076 788 984 960 1 060 560 5 122 307 5 113 686 8 621 Ctas. por pagar diversas no ctes. 100 125 30 513 71 620 202 257 202 257 Cuentas por pagar emp. del sector 17 074 13 076 30 150 30 150 Provisión beneficios sociales 41 480 27 41 41 548 41 523 25 Ganancias diferidas 156 531 8 877 907 166 314 166 314 Otros pasivos 1 073 417 93 422 842 271 2 009 109 2 009 109PATRIMONIO NETO 9 531 535 1 162 095 5 167 364 15 860 994 15 494 813 366 181 Capital social 8 316 033 605 304 4 685 747 13 607 084 13 302 418 304 666 Capital adicional 21 195 320 594 394 545 736 335 592 780 143 555 Reservas 766 813 14 751 427 178 1 208 742 1 208 031 711 Resultados acumulados -198 209 69 839 -644 304 -772 674 -685 259 -87 415 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 625 703 151 607 304 197 1 081 507 1 076 843 4 664


BALANCE GENERAL RESUMIDO DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO ELECTRICO CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004 (EXPRESADO EN MILES DE SOLES)

122

Cuadro N° 6 Balance General de Empresas Generadoras


Descripción Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electro Peru Enersur Etevensa San Gaban Shougesa Sinersa Termoselva Total

ACTIVO 338 602 26 101 4 065 644 240 867 941 425 540 360 1 387 478 190 696 1 018 528 3 941 188 1 450 719 553 885 578 093 65 871 101 403 335 926 15 776 786ACTIVO CORRIENTE 44 946 438 155 190 52 094 158 321 82 631 159 840 14 997 58 801 496 945 472 024 77 407 53 250 28 588 11 980 79 587 1 947 040 Caja-Bancos 34 762 22 811 34 741 60 739 46 047 105 591 2 439 25 576 121 705 230 505 38 450 14 988 5 086 3 883 10 837 758 159 Valores Negociables Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 7 429 438 76 487 10 051 41 309 12 750 44 547 5 411 25 603 154 739 69 217 16 319 20 383 22 103 1 425 28 140 536 350 Cuentas por Cobrar Comerciales 7 429 561 78 536 10 051 41 324 12 750 53 147 5 411 25 603 157 350 69 217 16 319 21 012 22 103 1 425 28 140 550 378 Provisión Cobranza Dudosa 123 2 050 16 8 600 2 611 629 14 028 Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 627 23 611 557 26 021 11 486 170 53 1 752 170 666 110 334 880 967 6 604 353 728 Otras Cuentas por Cobrar 627 27 783 557 30 557 11 486 170 53 1 752 186 395 110 334 880 967 6 604 378 166 Provisión Cobranza Dudosa 4 172 4 536 15 730 24 438 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 26 550 576 Existencias 994 22 438 4 128 26 053 9 663 8 504 3 701 5 261 8 275 56 605 12 189 15 125 39 048 211 984 Gastos Pagados por Anticipado 1 134 9 818 2 616 4 201 2 685 479 3 393 609 41 561 5 362 9 570 1 787 1 398 68 1 562 86 244ACTIVO NO CORRIENTE 293 656 25 662 3 910 453 188 773 783 104 457 729 1 227 638 175 699 959 727 3 444 243 978 695 476 478 524 844 37 283 89 423 256 339 13 829 747 Inversiones en Valores 2 055 256 428 403 56 30 367 259 340 Cuentas por Cobrar Comerciales 621 621 Otras Cuentas por Cobrar 999 20 671 94 618 116 288 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 275 724 25 662 3 630 018 184 367 779 460 455 949 1 224 060 175 131 503 234 3 342 214 977 027 458 988 473 835 35 588 89 423 256 339 12 887 019 Inmuebles, Maq. y Equipos 381 408 37 471 4 500 906 265 513 1 161 577 607 996 1 996 312 340 625 544 279 6 333 916 1 201 416 666 698 531 817 91 834 103 970 298 174 19 063 914 Depreciación Acumulada 105 685 11 808 870 889 81 146 382 118 152 047 772 252 165 494 41 045 2 991 702 224 390 207 709 57 981 56 246 14 547 41 835 6 176 894 Otros Activos 14 879 3 336 4 405 3 644 1 377 3 522 568 455 872 7 381 1 668 17 490 50 641 1 695 566 479PASIVO Y PATRIMONIO 338 602 26 101 4 065 644 240 867 941 425 540 360 1 387 478 190 696 1 018 528 3 941 188 1 450 719 553 885 578 093 65 871 101 403 335 926 15 776 786PASIVO 186 708 1 689 495 77 800 122 218 29 202 412 392 24 689 434 236 1 860 857 530 821 273 333 339 018 54 383 63 168 146 931 6 245 251PASIVO CORRIENTE 20 045 371 167 21 775 42 495 22 536 90 987 5 341 22 061 433 835 426 238 144 937 59 420 44 305 9 179 65 515 1 779 837 Sobregiros Bancarios 117 065 117 065 Cuentas por Pagar Comerciales 1 210 28 152 7 956 11 662 6 568 12 095 3 241 6 458 8 799 197 896 22 527 3 348 15 887 13 45 416 371 228 Otras Cuentas por Pagar 4 710 60 290 3 164 30 163 9 968 69 413 2 100 15 434 326 651 28 183 5 376 20 780 28 418 390 5 408 610 447 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 9 269 169 9 438 Deuda a Largo Plazo (parte cte.) 14 125 165 660 10 654 671 6 000 210 98 385 117 034 35 292 8 777 14 691 471 499 Ganancias Diferidas Otros 200 160 200 160PASIVO NO CORRIENTE 166 663 1 318 328 56 025 79 723 6 666 321 405 19 349 412 175 1 427 022 104 583 128 396 279 598 10 078 53 988 81 416 4 465 415 Deuda a Largo Plazo 113 805 590 014 17 634 2 008 2 000 131 882 339 368 1 385 542 79 868 279 598 328 53 326 81 416 3 076 788 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 8 392 77 715 14 018 100 125 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 12 697 4 377 17 074 Provisión Beneficios Sociales 41 480 41 480 Ganancias Diferidas 44 466 7 483 104 582 156 531 Otros Pasivos 728 314 30 909 4 666 176 826 19 349 58 789 48 528 5 373 663 1 073 417PATRIMONIO NETO 151 894 26 101 2 376 149 163 067 819 208 511 158 975 086 166 007 584 292 2 080 331 919 898 280 552 239 075 11 488 38 235 188 995 9 531 535 Capital Social 149 270 113 373 2 152 187 131 553 807 197 464 087 843 065 200 342 547 182 1 903 405 239 612 283 671 242 479 65 714 34 969 137 927 8 316 033 Capital Adicional 3 713 2 671 -134 012 121 119 27 703 21 195 Reservas 799 153 472 3 249 37 076 22 257 25 997 3 598 8 979 146 415 350 886 14 059 28 766 813 Resultados Acumulados -12 -86 487 -98 188 -9 532 -37 878 15 453 76 045 -12 046 -20 312 32 767 -6 -56 727 -16 050 -12 553 -2 577 29 894 -198 209 UTILIDAD (PERDIDA) DEL EJERCICIO 1 837 -785 164 964 35 125 12 813 9 361 29 979 -25 886 48 443 131 756 208 287 11 846 12 647 -41 673 5 815 21 174 625 703

Fuente: Osinerg. Elaborado por: Escuela de Administración de Negocios para Graduados - ESAN

BALANCE GENERAL EMPRESAS GENERADORAS CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004

( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )

123

Cuadro N° 7 Balance General de Empresas Transmisoras


Eteselva ISA Redesur Transmantaro REP TotalACTIVO 282 673 210 330 251 682 576 252 1092 666 2413 602ACTIVO CORRIENTE 36 352 33 701 42 298 52 793 125 917 291 061 Caja-Bancos 5 357 16 845 5 330 17 233 88 053 132 819 Valores Negociables 32 178 32 178 Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 30 993 2 760 3 359 29 465 17 394 83 971 Cuentas por Cobrar Comerciales 30 993 2 760 3 359 29 465 17 394 83 971 Provisión Cobranza Dudosa Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 11 515 555 666 3 013 15 748 Otras Cuentas por Cobrar 12 312 555 666 3 013 16 546 Provisión Cobranza Dudosa 797 797 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Existencias 1 1 892 453 2 128 13 268 17 742 Gastos Pagados por Anticipado 689 422 3 302 4 189 8 602ACTIVO NO CORRIENTE 246 321 176 629 209 384 523 459 966 748 2122 542 Inversiones en Valores 297 297 Cuentas por Cobrar Comerciales Otras Cuentas por Cobrar 650 650 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 245 672 175 153 209 087 518 304 29 831 1178 048 Inmuebles, Maq. y Equipos 285 227 189 620 240 869 601 898 38 718 1356 332 Depreciación Acumulada 39 555 14 467 31 781 83 594 8 887 178 284 Otros Activos 1 476 5 155 936 917 943 548PASIVO Y PATRIMONIO 282 673 210 330 251 682 576 252 1092 666 2413 602PASIVO 70 033 124 449 160 197 324 513 572 315 1251 507PASIVO CORRIENTE 20 448 14 676 17 132 17 317 64 136 133 710 Sobregiros Bancarios Cuentas por Pagar Comerciales 13 766 436 1 166 1 308 9 719 26 396 Otras Cuentas por Pagar 1 386 5 535 1 989 10 753 19 663 Cuentas por Pagar Emp. del Sector Deuda a Largo Plazo (parte cte.) 5 296 8 705 10 478 14 188 33 158 71 825 Ganancias Diferidas 267 267 Otros 3 232 1 821 10 506 15 559PASIVO NO CORRIENTE 49 585 109 773 143 065 307 196 508 179 1117 797 Deuda a Largo Plazo 40 708 109 418 134 417 264 387 436 029 984 960 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 3 929 26 584 30 513 Cuentas por Pagar Emp. del Sector Provisión Beneficios Sociales 15 12 27 Ganancias Diferidas 8 877 8 877 Otros Pasivos 355 8 633 38 868 45 566 93 422PATRIMONIO NETO 212 640 85 881 91 485 251 738 520 351 1162 095 Capital Social 199 207 71 106 80 344 176 896 77 750 605 304 Capital Adicional 256 12 320 326 320 594 Reservas 240 1 654 6 662 6 194 14 751 Resultados Acumulados 8 444 (1 584) 2 206 5 026 55 747 69 839 UTILIDAD (PERDIDA) NETA 4 989 15 863 7 269 63 154 60 332 151 607

Fuente: Osinerg


BALANCE GENERAL EMPRESAS TRANSMISORAS CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


124

Cuadro N° 8 Balance General de Empresas Distribuidoras


Descripción Coelvisac Ede Cañete EdelnorElectro Centro

Electro Noroeste Electro Norte

Electro Oriente Electro Puno Electro Sur

Electro Sureste

Electro Surmedio

Electro Tocache

Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

ACTIVO 21 149 42 729 2221 166 669 557 351 283 223 767 364 833 218 191 144 894 343 815 243 347 1 804 141 604 991 1 421 716 384 1979 057 282 217 424 7968 631ACTIVO CORRIENTE 1 365 8 722 219 090 67 670 40 006 26 876 62 062 26 168 17 170 47 878 35 624 822 27 169 737 1 041 65 953 232 797 49 846 350 931 345 Caja-Bancos 82 2 942 8 305 7 880 1 761 1 012 18 676 12 380 3 395 21 453 3 973 56 10 039 43 14 7 371 11 433 5 126 123 116 063 Valores Negociables 1 731 0 1 731 Ctas. por Cobrar Comerciales (Neto) 236 3 372 171 344 23 231 29 288 15 535 15 488 5 183 8 807 10 953 19 236 762 6 752 660 517 34 552 179 374 25 572 185 551 047 Cuentas por Cobrar Comerciales 236 4 193 187 754 25 491 40 583 24 187 18 574 5 183 9 357 11 349 19 236 762 8 670 723 615 63 949 181 137 38 495 197 640 692 Provisión Cobranza Dudosa 822 16 410 2 260 11 295 8 652 3 086 551 396 1 918 62 98 29 397 1 763 12 924 12 89 646 Otras Cuentas por Cobrar (Neto) 45 1 166 10 228 5 861 479 854 3 436 3 162 902 4 819 10 624 4 397 2 2 11 422 16 722 5 830 75 956 Otras Cuentas por Cobrar 45 1 505 10 228 5 861 479 2 091 3 957 3 162 1 492 4 978 10 624 4 397 2 2 11 422 17 176 7 229 80 654 Provisión Cobranza Dudosa 339 1 236 520 590 159 0 454 1 399 4 697 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector 824 20 073 130 846 14 21 887 Existencias 423 347 27 752 9 616 4 383 3 680 20 913 2 496 2 040 8 299 1 600 8 226 32 78 10 984 13 176 7 953 25 122 022 Gastos Pagados por Anticipado 579 70 1 460 1 009 3 966 5 795 3 549 2 947 295 2 354 192 1 754 429 778 12 092 5 366 3 42 638ACTIVO NO CORRIENTE 19 783 34 008 2002 076 601 888 311 276 196 891 302 771 192 023 127 724 295 937 207 723 982 114 435 253 380 650 431 1746 260 232 371 75 7037 287 Inversiones en Valores 24 1 473 47 079 69 48 645 Cuentas por Cobrar Comerciales 297 1 057 876 153 6 640 52 9 074 Otras Cuentas por Cobrar 12 218 166 1 406 13 790 Cuentas por Cobrar Emp. del Sector Inmuebles, Maq. y Equipos (Neto) 19 491 32 482 1973 021 590 124 307 731 194 346 300 625 191 642 125 019 295 888 193 565 970 114 170 195 380 633 871 1671 860 231 870 69 6877 320 Inmuebles, Maq. y Equipos 21 873 52 619 2710 999 913 411 493 047 336 560 325 265 301 209 225 555 495 631 328 708 1 531 149 394 259 1 645 1207 349 2238 047 492 431 92 10295 626 Depreciación Acumulada 2 383 20 136 737 978 323 287 185 316 142 213 24 640 109 567 100 536 199 742 135 143 561 35 225 63 1 265 573 478 566 188 260 561 23 3418 306 Otros Activos 268 1 525 16 837 11 598 3 249 1 488 1 270 381 1 300 48 14 158 12 113 58 8 447 27 321 380 5 88 459PASIVO Y PATRIMONIO 21 149 42 729 2221 166 669 557 351 283 223 767 364 833 218 191 144 894 343 815 243 347 1 804 141 604 991 1 421 716 384 1979 057 282 217 424 7968 631PASIVO 6 538 10 940 1047 015 98 342 87 221 75 052 25 066 17 531 13 401 21 396 76 806 1 845 10 310 871 1 366 88 605 1154 228 64 569 165 2801 268PASIVO CORRIENTE 1 327 5 288 238 339 48 263 47 259 41 598 17 323 10 698 8 066 17 201 55 912 1 479 10 310 868 464 58 921 228 466 20 846 165 812 794 Sobregiros Bancarios 20 76 547 4 000 9 135 17 024 4 067 110 793 Cuentas por Pagar Comerciales 503 4 195 95 217 27 427 25 577 13 718 9 189 3 337 3 732 10 299 12 857 1 318 8 032 853 140 17 557 14 446 17 329 10 265 736 Otras Cuentas por Pagar 805 766 66 575 19 340 9 594 12 855 5 594 6 808 3 322 6 874 16 208 161 2 278 15 96 23 014 87 897 1 634 155 263 991 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 327 399 4 792 2 146 17 281 78 830 1 883 105 658 Deuda a Largo Plazo (parte cte.) 1 097 3 296 3 744 2 540 498 1 012 28 9 823 228 1 069 43 227 66 561 Ganancias Diferidas Otros 54 54PASIVO NO CORRIENTE 5 211 5 651 808 676 50 080 39 962 33 454 7 744 6 833 5 335 4 194 20 894 366 3 902 29 684 925 762 43 723 1988 474 Deuda a Largo Plazo 1 107 408 566 14 080 23 492 19 641 7 744 6 131 634 20 894 362 877 28 984 526 056 1 991 1060 560 Ctas. por Pagar Diversas no Ctes. 5 133 15 997 4 701 4 056 41 732 71 620 Cuentas por Pagar Emp. del Sector 7 253 5 822 13 076 Provisión Beneficios Sociales 9 4 3 25 41 Ganancias Diferidas 69 138 700 907 Otros Pasivos 4 544 384 112 35 999 9 216 7 991 702 399 706 842 271PATRIMONIO NETO 14 611 31 790 1174 151 571 215 264 062 148 715 339 766 200 660 131 494 322 419 166 541 ( 41) 131 293 119 54 627 778 824 829 217 648 259 5167 364 Capital Social 5 900 29 731 1038 564 567 588 546 390 241 757 190 184 96 125 129 638 300 696 236 041 192 120 135 676 941 615 906 396 016 169 099 168 4685 747 Capital Adicional 7 813 54 19 084 2 454 143 555 108 582 20 005 5 327 4 271 36 532 46 869 394 545 Reservas 440 117 743 678 608 124 1 321 532 304 392 1 307 34 427 178 Resultados Acumulados 372 717 (48 159) (24 190) (310 807) (101 635) (4 189) ( 867) (66 827) ( 221) ( 305) ( 604) ( 928) (10 933) (75 727) (644 304) UTILIDAD (PERDIDA) NETA 526 902 66 003 27 764 9 395 6 140 5 350 143 1 248 2 461 (3 994) ( 11) 5 604 47 41 18 533 163 616 372 57 304 197

Fuente: OsinergElaborado por: Escuela de Administración de Negocios para Graduados - ESAN

BALANCE GENERAL EMPRESAS DISTRIBUIDORASCIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


125

Cuadro N° 9 Ganancias y Pérdidas por Destino por Tipo de Empresa y Sistema


Concepto Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTAL

Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional

Sistemas Aislados

INGRESOS 4 217 186 395 265 3 637 295 8 249 747 8 123 493 126 254 Venta energía eléctrica al público 711 242 3 440 962 4 152 204 4 045 468 106 736 Venta energía precios en barra 2 544 384 25 893 2 570 277 2 553 142 17 135 Transferencia COES 697 602 697 602 697 602 Peajes y uso Instal. transmisión 156 954 385 396 12 951 555 301 555 301 Otros ingresos 107 004 9 869 157 489 274 362 271 980 2 382COSTOS 3 268 417 190 568 3 194 342 6 653 327 6 534 438 118 889 Gastos de generación 2 785 733 140 636 2 926 369 2 847 920 78 449 Costos de transmisión 21 917 152 778 91 784 266 479 264 210 2 269 Gastos de distribución 666 2 555 283 2 555 949 2 540 093 15 856 Gastos de comercialización 49 921 205 556 255 477 244 277 11 200 Gastos generales y administrativos 410 179 37 790 201 084 649 053 637 937 11 116UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 948 770 204 698 442 953 1 596 420 1 589 056 7 365OTROS INGRESOS (EGRESOS) -269 535 -75 106 -12 984 -357 624 -356 651 -973 Ingresos financieros 37 669 2 065 35 913 75 646 74 607 1 040 Gastos financieros -283 842 -95 395 -111 268 -490 505 -489 507 -998 Transf. corrientes D.S.065-87-EF Otros ingresos (egresos) -29 225 -1 604 63 691 32 863 35 060 -2 197 Ingresos (egresos) de ej. anteriores 5 863 19 828 -1 320 24 372 23 189 1 183UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 679 235 129 592 429 969 1 238 796 1 232 404 6 392 Resultado exposición inflación 341 181 75 235 66 448 482 865 484 561 -1 696UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1 020 416 204 827 496 418 1 721 661 1 716 965 4 696 Particip. utilidad trabajadores 50 056 4 583 32 214 86 854 86 854 Impuesto a la renta 344 657 48 637 160 006 553 300 553 268 32UTILIDAD NETA 625 703 151 607 304 197 1 081 507 1 076 843 4 664

Fuente: Osinerg.


GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DE SERVICIO ELÉCTRICO CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACIÓN Al 31 de diciembre de 2004


126

Cuadro N° 10 Ganancias y Pérdidas por Destino de Empresas Generadoras



INGRESOS 74 314 6 120 763 230 128 741 175 186 90 000 342 716 47 620 161 498 1 147 415 597 601 288 705 114 373 86 938 9 196 183 533 4 217 186 Venta Energía Eléctrica al Público 6 117 2 326 60 287 83 639 549 679 9 196 711 242 Venta Energía Precios en Barra 54 618 3 794 574 934 175 186 75 791 183 489 47 620 140 353 1 034 224 86 938 167 437 2 544 384 Transferencia COES 13 580 181 436 128 741 14 209 1 886 29 552 288 705 23 398 16 096 697 602 Peajes y Uso Instal. Transmisión 98 940 19 259 38 450 304 156 954 Otros Ingresos 6 861 9 472 90 671 107 004COSTOS 76 661 3 406 431 946 95 829 174 522 61 968 218 059 64 663 94 546 1 001 373 376 995 272 263 102 937 129 161 8 153 155 934 3 268 417 Gastos de Generación 65 898 2 093 390 646 87 134 163 157 55 392 180 703 59 590 58 079 952 660 263 002 259 772 96 678 126 071 8 153 16 704 2 785 733 Costos de Transmisión 297 340 8 124 872 212 6 579 2 301 3 192 21 917 Gastos de Distribución 666 666 Gastos de Comercialización 6 2 283 4 481 1 738 8 630 1 892 4 344 19 531 1 908 3 385 1 723 49 921 Gastos Generales y Administrativos 10 466 301 33 176 6 412 6 884 4 838 27 855 2 969 25 544 26 880 108 895 9 106 4 536 3 089 139 229 410 179UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION -2 347 2 714 331 284 32 912 664 28 032 124 657 -17 044 66 952 146 042 220 606 16 442 11 436 -42 223 1 042 27 600 948 770OTROS INGRESOS (EGRESOS) -2 486 -3 428 -93 568 17 724 16 944 -8 316 -48 476 -9 006 -24 080 -49 556 -34 490 -12 764 -16 511 358 1 395 -3 275 -269 535 Ingresos Financieros 837 54 3 201 263 3 066 2 866 1 852 323 922 9 650 12 699 289 1 150 137 360 37 669 Gastos Financieros -6 034 -70 109 -4 075 -125 -2 263 -37 688 -153 -26 653 -63 124 -37 434 -11 890 -12 072 -1 151 -3 111 -7 960 -283 842 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 2 712 -3 834 -33 638 21 536 -1 782 -8 919 -12 640 1 147 2 310 3 918 -9 803 -1 163 731 1 371 4 506 4 325 -29 225 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 352 6 979 15 785 -10 322 -658 48 -6 321 5 863UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI -4 833 -714 237 716 50 636 17 608 19 716 76 181 -26 049 42 872 96 486 186 115 3 679 -5 076 -41 865 2 437 24 325 679 235 Resultado Exposición Inflación 11 496 -71 76 000 2 183 -4 058 -3 752 5 904 163 27 631 109 066 72 875 14 135 17 722 192 5 629 6 065 341 181UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 6 663 -785 313 716 52 819 13 550 15 964 82 085 -25 886 70 504 205 552 258 991 17 814 12 647 -41 673 8 066 30 390 1 020 416 Particip. Utilidad Trabajadores 720 22 202 2 654 110 986 4 660 4 149 11 558 895 2 122 50 056 Impuesto a la Renta 4 105 126 550 15 040 627 5 618 47 446 17 911 62 239 50 703 5 073 129 9 215 344 657UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 837 -785 164 964 35 125 12 813 9 361 29 979 -25 886 48 443 131 756 208 287 11 846 12 647 -41 673 5 815 21 174 625 703


GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS GENERADORASCIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


127

Cuadro N° 11 Ganancias y Pérdidas por Destino de Empresas Transmisoras


Descripción Eteselva ISA Redesur Transmantaro REP TotalINGRESOS 26 015 33 136 37 444 95 492 203 179 395 265 Venta Energía Eléctrica al Público Venta Energía Precios en Barra Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 26 015 33 058 36 898 95 285 194 141 385 396 Otros Ingresos 78 546 206 9 038 9 869COSTOS 16 704 12 107 17 712 40 879 103 166 190 568 Gastos de Generación Costos de Transmisión 16 704 10 589 13 697 28 586 83 202 152 778 Gastos de Distribución Gastos de Comercialización Gastos Generales y Administrativos 1 518 4 015 12 293 19 964 37 790UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 9 310 21 029 19 732 54 613 100 013 204 698OTROS INGRESOS (EGRESOS) -3 852 -11 536 -9 213 -6 986 -43 519 -75 106 Ingresos Financieros 148 71 306 41 1 499 2 065 Gastos Financieros -3 560 -10 996 -9 538 -25 045 -46 257 -95 395 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) -441 -612 19 -526 -45 -1 604 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 18 545 1 284 19 828UTILIDAD ANTES DEL REI 5 458 9 492 10 520 47 627 56 495 129 592 Resultado Exposición Inflación 1 773 10 841 30 692 31 930 75 235UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 7 231 20 333 10 520 78 319 88 424 204 827 Particip. Utilidad Trabajadores 4 583 4 583 Impuesto a la Renta 2 241 4 471 3 251 15 165 23 509 48 637UTILIDAD NETA 4 989 15 863 7 269 63 154 60 332 151 607


GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS TRANSMISORAS CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


128

Cuadro N° 12 Ganancias y Pérdidas por Destino de Empresas Distribuidoras


Descripción Coelvisac Ede Cañete Edelnor Electro Centro

Electro Noroeste

Electro Norte Electro Oriente

Electro Puno Electro Sur Electro Sureste

Electro Surmedio

Electro Tocache

Electro Ucayali

Emsemsa Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

INGRESOS 8 669 18 759 1 125 230 155 772 150 556 110 379 116 108 43 154 55 672 96 317 109 644 5 364 69 041 2 085 2 174 260 567 1 156 803 149 150 1 851 3 637 295 Venta Energía Eléctrica al Público 17 152 1 085 326 145 294 138 053 104 279 100 482 36 812 53 213 84 191 104 773 5 364 67 341 1 978 2 174 242 699 1 111 304 138 772 1 754 3 440 962 Venta Energía Precios en Barra 8 669 13 341 3 883 25 893 Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 3 309 5 076 106 4 460 12 951 Otros Ingresos 1 607 36 595 10 479 7 426 5 993 2 285 6 343 2 459 12 126 4 871 1 700 108 13 408 45 499 6 494 97 157 489COSTOS 8 032 18 852 971 064 143 713 134 843 100 769 111 959 43 410 52 966 91 358 104 780 5 155 64 942 1 986 1 767 245 566 945 141 146 281 1 756 3 194 342 Gastos de Generación 1 093 4 308 3 108 3 343 76 356 601 13 13 048 687 24 055 4 491 9 534 140 636 Costos de Transmisión 697 31 088 5 316 6 491 2 539 1 929 2 624 421 11 480 27 139 2 060 91 784 Gastos de Distribución 4 609 14 831 835 543 110 265 110 181 81 423 12 126 35 429 42 480 61 825 87 749 4 055 3 720 1 507 1 495 193 234 838 786 114 458 1 569 2 555 283 Gastos de Comercialización 54 1 217 58 470 13 395 7 519 6 630 11 052 5 657 3 903 10 544 6 775 637 32 828 119 59 12 686 21 911 12 017 82 205 556 Gastos Generales y Administrativos 3 369 2 107 44 871 10 430 7 544 6 834 10 497 1 723 3 946 5 941 9 570 463 3 918 360 213 23 675 57 305 8 213 106 201 084UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 638 -93 154 166 12 060 15 713 9 609 4 148 -256 2 705 4 959 4 864 209 4 098 100 407 15 001 211 662 2 868 95 442 953OTROS INGRESOS (EGRESOS) 57 1 344 -25 073 27 769 -3 123 -2 958 2 830 346 51 -1 460 -10 410 -277 1 315 -50 -378 12 067 -13 129 -1 907 4 -12 984 Ingresos Financieros 242 336 12 078 4 065 1 140 949 981 209 495 463 1 108 253 1 2 373 9 618 1 597 4 35 913 Gastos Financieros -547 -75 -42 512 -1 272 -4 369 -2 142 -667 -202 -485 -56 -6 151 -95 -49 -50 -329 -3 396 -43 780 -5 089 -2 -111 268 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 362 898 5 361 15 428 66 -1 764 1 743 1 474 378 1 964 -825 -182 1 204 -108 13 090 22 517 2 085 2 63 691 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 184 9 547 41 772 -1 135 -337 -3 831 -4 543 -92 58 -1 485 -500 -1 320UTILIDAD (PERDIDA) ANTES DEL REI 694 1 251 129 092 39 829 12 590 6 652 6 978 90 2 756 3 499 -5 546 -67 5 413 50 29 27 067 198 532 961 100 429 969 Resultado Exposición Inflación -168 -253 34 692 576 1 538 2 238 -1 628 52 -440 -1 038 3 775 56 191 -4 13 1 554 24 391 913 -10 66 448UTILIDAD (PERDIDAS)ANTES IMPTO. RENTA 526 998 163 784 40 404 14 128 8 889 5 350 143 2 317 2 461 -1 771 -11 5 604 47 41 28 621 222 924 1 873 90 496 418 Particip. Utilidad Trabajadores 9 1 14 698 1 887 706 410 160 321 1 506 12 226 210 32 214 Impuesto a la Renta 5 83 084 10 754 4 026 2 339 910 1 902 8 582 47 081 1 291 32 160 006UTILIDAD (PERDIDA) NETA 526 902 66 003 27 764 9 395 6 140 5 350 143 1 248 2 461 -3 994 -11 5 604 47 41 18 533 163 616 372 57 304 197


GANANCIAS Y PERDIDAS POR DESTINO EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


129

Cuadro N° 13 Ganancias y Pérdidas por Naturaleza por Tipo de Empresa y Sistema


Concepto Generadoras Transmisoras Distribuidoras TOTAL

Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional

Sistemas Aislados

INGRESOS 4 217 186 395 265 3 637 295 8 249 747 8 123 493 126 254 Venta energía eléctrica al público 711 242 3 440 962 4 152 204 4 045 468 106 736 Venta energía precios en barra 2 544 384 25 893 2 570 277 2 553 142 17 135 Transferencia coes 697 602 697 602 697 602 Peajes y uso Instal. transmisión 156 954 385 396 12 951 555 301 555 301 Otros ingresos 107 004 9 869 157 489 274 362 271 980 2 382GASTOS 3 268 417 190 568 3 194 342 6 653 327 6 534 438 118 889 Combustibles y lubricantes 633 926 976 85 607 720 509 670 304 50 205 Suministros diversos 36 275 5 334 85 802 127 410 118 460 8 950 Compra de energía 1 430 824 2 069 613 3 500 437 3 497 741 2 696 Precios en barra 534 886 1 618 356 2 153 242 2 150 546 2 696 Transferencia coes 195 256 246 210 441 466 441 466 Uso de transmisión 628 254 8 767 637 021 637 021 A terceros 72 427 196 280 268 707 268 707 Cargas de personal 127 403 28 518 211 270 367 190 349 357 17 833 Servicios prestados por terceros 266 800 35 791 278 021 580 612 563 317 17 294 Tributos 92 621 7 998 50 783 151 402 149 032 2 370 Cargas diversas de gestión 110 354 18 958 41 612 170 924 167 692 3 232 Provisiones del ejercicio 570 215 31 614 379 054 980 883 964 600 16 284 Depreciación inm. maq. y equipo 521 694 30 496 343 982 896 172 883 769 12 403 Compensación tiempo servicios 7 391 174 13 172 20 737 19 750 988 Cuentas de cobranza dudosa 7 670 97 13 184 20 951 19 802 1 150 Otras provisiones 33 460 847 8 717 43 023 41 280 1 744 Otros 61 379 2 379 63 757 63 733 25 Gastos cargados a inversiones -9 797 -9 797 -9 797UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 948 770 204 698 442 953 1 596 420 1 589 056 7 365OTROS INGRESOS Y EGRESOS -269 535 -75 106 -12 984 -357 624 -356 651 -973 Ingresos financieros 37 669 2 065 35 913 75 646 74 607 1 040 Gastos financieros -283 842 -95 395 -111 268 -490 505 -489 507 -998 Transf. corrientes D.S.065-87-EF Otros ingresos (egresos) -29 225 -1 604 63 691 32 863 35 060 -2 197 Ingresos (egresos) de ej. anteriores 5 863 19 828 -1 320 24 372 23 189 1 183UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 679 235 129 592 429 969 1 238 796 1 232 404 6 392 Resultado exposición inflación 341 181 75 236 66 448 482 865 484 561 -1 696UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 1 020 416 204 827 496 418 1 721 661 1 716 965 4 696 Particip. utilidad trabajadores 50 056 4 583 32 214 86 854 86 854 Impuesto a la renta 344 657 48 637 160 006 553 300 553 268 32UTILIDAD NETA 625 703 151 607 304 197 1 081 507 1 076 843 4 664

Fuente: Osinerg.


GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA DE LAS EMPRESAS DE SERVICIO ELECTRICO CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


130

Cuadro N° 14 Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de Empresas Generadoras



INGRESOS 74 314 6 120 763 230 128 741 175 186 90 000 342 716 47 620 161 498 1 147 415 597 601 288 705 114 373 86 938 9 196 183 533 4 217 186 Venta Energía Eléctrica al Público 6 117 2 326 60 287 83 639 549 679 9 196 711 242 Venta Energía Precios en Barra 54 618 3 794 574 934 175 186 75 791 183 489 47 620 140 353 1 034 224 86 938 167 437 2 544 384 Transferencia COES 13 580 181 436 128 741 14 209 1 886 29 552 288 705 23 398 16 096 697 602 Peajes y Uso Instal. Transmisión 98 940 19 259 38 450 304 156 954 Otros Ingresos 6 861 9 472 90 671 107 004GASTOS 76 661 3 406 431 946 95 829 174 522 61 968 218 059 64 663 94 546 1 001 373 376 995 272 263 102 937 129 161 8 153 155 934 3 268 417 Combustibles y Lubricantes 6 672 61 92 801 49 588 31 912 992 40 060 19 988 5 983 180 647 188 404 773 16 045 633 926 Suministros Diversos 2 796 344 3 456 922 3 584 1 868 4 334 2 571 1 340 6 624 5 799 1 537 648 452 36 275 Compra de Energía 25 182 140 479 15 959 68 475 28 092 62 308 23 132 36 977 784 144 17 021 31 237 72 922 99 124 25 772 1 430 824 Precios en Barra 12 881 434 886 87 119 534 886 Transferencia COES 12 270 18 510 3 893 28 991 3 480 15 403 17 021 28 003 41 913 25 772 195 256 Uso de Transmisión 12 912 93 672 12 066 39 484 24 612 62 308 10 250 21 575 305 128 3 234 31 009 12 005 628 254 A Terceros 28 297 44 130 72 427 Cargas de Personal 4 893 806 19 630 5 205 7 280 6 828 21 398 4 774 10 167 29 328 1 890 5 106 5 550 2 298 2 196 52 127 403 Servicios Prestados por Terceros 5 330 885 19 571 5 187 5 590 3 633 21 125 1 703 7 876 13 192 93 160 6 780 5 354 1 821 1 668 73 925 266 800 Tributos 2 980 120 21 308 2 484 4 257 2 108 9 980 1 081 5 441 25 431 8 463 5 560 2 138 1 052 188 30 92 621 Cargas Diversas de Gestión 2 901 13 6 206 3 621 8 230 3 486 5 762 1 497 5 261 15 238 9 051 2 452 3 174 1 365 879 41 218 110 354 Provisiones del Ejercicio 25 907 1 176 128 496 12 863 45 194 14 961 53 092 9 918 27 484 121 432 60 965 31 188 12 379 7 003 3 221 14 936 570 215 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 20 465 1 131 124 622 9 987 39 489 14 444 49 052 9 579 14 097 117 607 54 466 30 326 11 582 6 853 3 057 14 936 521 694 Compensación Tiempo Servicios 309 39 1 036 305 466 393 1 390 308 853 1 338 21 314 304 149 164 7 391 Cuentas de Cobranza Dudosa 6 1 994 4 427 124 424 108 190 398 7 670 Otras Provisiones 5 133 845 2 570 813 2 225 31 12 426 2 298 6 477 547 95 33 460 Otros Gastos Cargados a InversionesUTILIDAD (PERDIDA) OPERACION -2 347 2 714 331 284 32 912 664 28 032 124 657 -17 044 66 952 146 042 220 606 16 442 11 436 -42 223 1 042 27 600 948 770OTROS INGRESOS Y EGRESOS -2 486 -3 428 -93 568 17 724 16 944 -8 316 -48 476 -9 006 -24 080 -49 556 -34 490 -12 764 -16 511 358 1 395 -3 275 -269 535 Ingresos Financieros 837 54 3 201 263 3 066 2 866 1 852 323 922 9 650 12 699 289 1 150 137 360 37 669 Gastos Financieros -6 034 -70 109 -4 075 -125 -2 263 -37 688 -153 -26 653 -63 124 -37 434 -11 890 -12 072 -1 151 -3 111 -7 960 -283 842 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 2 712 -3 834 -33 638 21 536 -1 782 -8 919 -12 640 1 147 2 310 3 918 -9 803 -1 163 731 1 371 4 506 4 325 -29 225 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 352 6 979 15 785 -10 322 -658 48 -6 321 5 863UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI -4 833 -714 237 716 50 636 17 608 19 716 76 181 -26 049 42 872 96 486 186 115 3 679 -5 076 -41 865 2 437 24 325 679 235 Resultado Exposición Inflación 11 496 -71 76 000 2 183 -4 058 -3 752 5 904 163 27 631 109 066 72 875 14 135 17 722 192 5 629 6 065 341 181UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 6 663 -785 313 716 52 819 13 550 15 964 82 085 -25 886 70 504 205 552 258 991 17 814 12 647 -41 673 8 066 30 390 1 020 416 Particip. Utilidad Trabajadores 720 22 202 2 654 110 986 4 660 4 149 11 558 895 2 122 50 056 Impuesto a la Renta 4 105 126 550 15 040 627 5 618 47 446 17 911 62 239 50 703 5 073 129 9 215 344 657UTILIDAD (PERDIDA) NETA 1 837 -785 164 964 35 125 12 813 9 361 29 979 -25 886 48 443 131 756 208 287 11 846 12 647 -41 673 5 815 21 174 625 703


GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS GENERADORAS CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


131

Cuadro N° 15 Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de Empresa s Transmisoras Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía

Descripción Eteselva ISA Redesur Transmantaro REP TotalINGRESOS 26 015 33 136 37 444 95 492 203 179 395 265 Venta Energía Eléctrica al Público

Venta Energía Precios en Barra

Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 26 015 33 058 36 898 95 285 194 141 385 396 Otros Ingresos 78 546 206 9 038 9 869GASTOS 16 704 12 107 17 712 40 879 103 166 190 568 Combustibles y Lubricantes 976 976 Suministros Diversos 8 219 5 106 5 334 Compra de Energía

Precios en Barra Transferencia COES

Uso de Transmisión A Terceros

Cargas de Personal 293 1 520 1 305 25 399 28 518 Servicios Prestados por Terceros 5 214 3 904 3 890 4 593 18 190 35 791 Tributos 7 579 630 1 737 5 045 7 998 Cargas Diversas de Gestión 69 800 3 134 3 235 11 720 18 958 Provisiones del Ejercicio 11 415 6 522 8 318 1 424 3 936 31 614 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 11 415 6 399 8 247 499 3 936 30 496 Compensación Tiempo Servicios 17 71 87 174 Cuentas de Cobranza Dudosa 97 97 Otras Provisiones 9 838 847 Otros 28 586 32 793 61 379 Gastos Cargados a InversionesUTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 9 310 21 029 19 732 54 613 100 013 204 698OTROS INGRESOS Y EGRESOS -3 852 -11 536 -9 213 -6 986 -43 519 -75 106 Ingresos Financieros 148 71 306 41 1 499 2 065 Gastos Financieros -3 560 -10 996 -9 538 -25 045 -46 257 -95 395 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) -441 -612 19 -526 -45 -1 604 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 18 545 1 284 19 828UTILIDAD ANTES DEL REI 5 458 9 492 10 520 47 627 56 495 129 592 Resultado Exposición Inflación 1 773 10 841 30 692 31 930 75 236UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 7 231 20 333 10 520 78 319 88 424 204 827 Particip. Utilidad Trabajadores 4 583 4 583 Impuesto a la Renta 2 241 4 471 3 251 15 165 23 509 48 637UTILIDAD NETA 4 989 15 863 7 269 63 154 60 332 151 607


GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS TRANSMISORASCIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


132

Cuadro N° 16 Ganancias y Pérdidas por Naturaleza de Empresas Distribuidoras


Coelvisac Ede Cañete Edelnor Electro Centro

Electro Noroeste Electro Norte Electro

Oriente Electro Puno Electro Sur Electro Sureste

Electro Surmedio

Electro Tocache

Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

INGRESOS 8 669 18 759 1 125 230 155 772 150 556 110 379 116 108 43 154 55 672 96 317 109 644 5 364 69 041 2 085 2 174 260 567 1 156 803 149 150 1 851 3 637 295 Venta Energía Eléctrica al Público 17 152 1 085 326 145 294 138 053 104 279 100 482 36 812 53 213 84 191 104 773 5 364 67 341 1 978 2 174 242 699 1 111 304 138 772 1 754 3 440 962 Venta Energía Precios en Barra 8 669 13 341 3 883 25 893 Transferencia COES Peajes y Uso Instal. Transmisión 3 309 5 076 106 4 460 12 951 Otros Ingresos 1 607 36 595 10 479 7 426 5 993 2 285 6 343 2 459 12 126 4 871 1 700 108 13 408 45 499 6 494 97 157 489GASTOS 8 032 18 852 971 064 143 713 134 843 100 769 111 959 43 410 52 966 91 358 104 780 5 155 64 942 1 986 1 767 245 566 945 141 146 281 1 756 3 194 342 Combustibles y Lubricantes 38 727 499 50 136 8 468 394 10 19 104 7 142 6 080 85 607 Suministros Diversos 613 13 572 7 963 6 450 5 149 8 473 1 768 2 500 5 556 3 397 628 2 737 102 35 10 912 5 931 9 917 98 85 802 Compra de Energía 4 663 11 467 714 521 73 043 86 942 59 405 24 151 31 948 36 765 71 135 3 290 27 512 1 327 1 322 142 908 692 826 85 013 1 374 2 069 613 Precios en Barra 4 663 10 978 714 354 24 151 31 948 36 765 71 135 27 512 1 327 1 322 692 826 1 374 1 618 356 Transferencia COES 58 475 52 537 46 896 3 290 85 013 246 210 Uso de Transmisión 489 167 1 440 4 249 1 569 853 8 767 A Terceros 13 128 30 157 10 940 142 056 196 280 Cargas de Personal 348 925 41 094 11 902 8 192 8 054 16 843 5 004 6 808 11 799 8 490 236 5 148 250 148 16 088 58 868 11 036 36 211 270 Servicios Prestados por Terceros 1 936 2 147 63 168 21 813 14 551 11 791 16 130 2 491 3 033 8 547 5 243 447 3 255 170 114 30 962 78 015 14 042 165 278 021 Tributos 306 241 15 952 2 188 2 119 1 587 2 214 576 845 1 304 1 565 27 991 21 17 3 845 14 667 2 298 19 50 783 Cargas Diversas de Gestión 249 261 4 429 3 186 2 463 2 445 3 198 815 843 2 444 922 376 1 520 25 1 7 115 9 736 1 566 20 41 612 Provisiones del Ejercicio 529 3 198 128 125 21 226 13 399 11 839 14 966 8 606 6 989 16 474 13 634 141 4 674 91 123 33 594 85 098 16 330 19 379 054 Depreciación Inm. Maq. y Equipo 507 3 055 121 074 19 970 12 041 9 955 11 158 7 990 6 660 15 483 10 979 126 3 994 106 29 907 77 338 13 631 8 343 982 Compensación Tiempo Servicios 22 56 2 584 849 565 516 935 261 831 560 14 307 21 11 1 097 3 894 646 2 13 172 Cuentas de Cobranza Dudosa 1 87 2 790 134 631 933 1 129 356 156 91 1 090 247 63 6 1 350 2 064 2 049 8 13 184 Otras Provisiones 1 678 272 162 435 1 744 173 69 1 005 126 7 1 240 1 802 4 8 717 Otros 2 354 25 2 379 Gastos Cargados a Inversiones -9 797 -9 797UTILIDAD (PERDIDA) OPERACION 638 -93 154 166 12 060 15 713 9 609 4 148 -256 2 705 4 959 4 864 209 4 098 100 407 15 001 211 662 2 868 95 442 953OTROS INGRESOS Y EGRESOS 57 1 344 -25 073 27 769 -3 123 -2 958 2 830 346 51 -1 460 -10 410 -277 1 315 -50 -378 12 067 -13 129 -1 907 4 -12 984 Ingresos Financieros 242 336 12 078 4 065 1 140 949 981 209 495 463 1 108 253 1 2 373 9 618 1 597 4 35 913 Gastos Financieros -547 -75 -42 512 -1 272 -4 369 -2 142 -667 -202 -485 -56 -6 151 -95 -49 -50 -329 -3 396 -43 780 -5 089 -2 -111 268 Transf. Corrientes D.S.065-87-EF Otros Ingresos (Egresos) 362 898 5 361 15 428 66 -1 764 1 743 1 474 378 1 964 -825 -182 1 204 -108 13 090 22 517 2 085 2 63 691 Ingresos (Egresos) de Ej. Anteriores 184 9 547 41 772 -1 135 -337 -3 831 -4 543 -92 58 -1 485 -500 -1 320UTILIDAD (PERDIDA) ANTES REI 694 1 251 129 092 39 829 12 590 6 652 6 978 90 2 756 3 499 -5 546 -67 5 413 50 29 27 067 198 532 961 100 429 969 Resultado Exposición Inflación -168 -253 34 692 576 1 538 2 238 -1 628 52 -440 -1 038 3 775 56 191 -4 13 1 554 24 391 913 -10 66 448UTILIDAD ANTES IMPTO. RENTA 526 998 163 784 40 404 14 128 8 889 5 350 143 2 317 2 461 -1 771 -11 5 604 47 41 28 621 222 924 1 873 90 496 418 Particip. Utilidad Trabajadores 91 14 698 1 887 706 410 160 321 1 506 12 226 210 32 214 Impuesto a la Renta 5 83 084 10 754 4 026 2 339 910 1 902 8 582 47 081 1 291 32 160 006UTILIDAD (PERDIDA) NETA 526 902 66 003 27 764 9 395 6 140 5 350 143 1 248 2 461 -3 994 -11 5 604 47 41 18 533 163 616 372 57 304 197


GANANCIAS Y PERDIDAS POR NATURALEZA EMPRESAS DISTRIBUIDORASCIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


133

Cuadro N° 17 Ratios de las Empresas Eléctricas 2004


Cuadro N° 8RATIOS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS

Al 31 de diciembre de 2004 GRUPO DETALLE GEN TRAN DIST TOTAL SEIN SA TOTAL

A. LIQUIDEZ 1. Razón Corriente 1.09 2.18 1.15 1.16 1.15 3.56 1.162. Prueba Acida 0.93 1.98 0.94 0.98 0.98 2.17 0.983. Liquidez Inmediata 0.43 0.99 0.14 0.37 0.36 1.05 0.37

B. GESTION DE CUENTAS 4. Rotacion 7.66 4.59 6.07 6.68 6.67 7.44 6.68 POR COBRAR 5. Efectividad de Cobranza 47.03 78.44 59.27 53.89 53.98 48.37 53.89C. SOLVENCIA 6. Endeudamiento Patrimonial 0.66 1.08 0.54 0.65 0.66 0.07 0.65

7. Cobertura de Interés 5.35 2.48 7.39 5.25 5.22 23.69 5.258. Cobertura de Activo Fijo 1.35 1.01 1.33 1.32 1.33 0.89 1.32

D. GESTION DE DEUDA 9. Estructura (%) 28.50% 10.68% 29.02% 26.47% 26.37% 67.49% 26.47%10. Servicio (%) 5.71% 8.30% 5.68% 6.07% 6.08% 3.76% 6.07%11. Cobertura (%) 322.16% 329.01% 1234.97% 422.59% 420.62% 854.33% 422.59%

E. RENTABILIDAD 12. Bruta (%) 33.41% 61.35% 23.36% 30.32% 30.42% 23.51% 30.32%13. Operacional(%) 22.50% 51.79% 12.18% 19.35% 19.56% 5.83% 19.35%14. Neta (%) 14.84% 38.36% 8.36% 13.11% 13.26% 3.69% 13.11%15. ROA (%) Anual S/. YTY 6.01% 8.48% 5.56% 6.10% 6.17% 1.87% 6.10%16. ROE (%) Anual S/. YTY 10.71% 17.63% 9.61% 10.85% 11.08% 1.28% 10.85%17. GIR sobre ventas (%) 36.96% 61.32% 23.62% 32.32% 32.52% 19.09% 32.32%18. Gir sobre patrimonio (%) 15.94% 20.33% 15.91% 16.25% 16.48% 6.46% 16.25%19. GIR sobre activo Fijo (%) 11.79% 20.06% 11.95% 12.31% 12.39% 7.24% 12.31%20. De explotacion (%) 16.42% 33.02% 20.30% 18.63% 18.61% 19.71% 18.63%

F. GESTION OPERATIVA 21. Eficiencia 31.9% 32.7% 50.6% 38.1% 38.1% 37.9% 38.1%22. Depreciacion sobre activo fijo (%) 4.0% 2.6% 5.0% 4.3% 4.3% 3.8% 4.3%23. Depreciacion acumulada sobre activo fijo (%) 47.9% 15.1% 49.7% 46.7% 47.2% 11.5% 46.7%24. Gasto de Personal sobre Activo fijo 1.0% 2.4% 3.1% 1.8% 1.7% 5.5% 1.8%

G. VALOR DE MERCADO 25. Precio / utilidad26. Valor en libros 1.15 1.92 1.10 1.17 1.16 1.20 1.1727. Valor de mercado sobre valor en libros


134

Cuadro N° 18 Ratios de las Empresas Eléctricas 2003


Al 31 de Diciembre 2003 GRUPO DETALLE GEN TRAN DIST TOTAL SEIN SA

A. LIQUIDEZ 1. Razón Corriente 1.54 1.64 0.97 1.32 1.30 4.492. Prueba Acida 1.26 1.45 0.79 1.09 1.08 2.30

3. Liquidez Inmediata 0.50 0.64 0.12 0.36 0.36 1.08

B. GESTION DE CUENTAS 4. Rotacion 5.94 6.16 6.36 6.14 6.12 7.74

POR COBRAR 5. Efectividad de Cobranza 60.62 58.43 56.58 58.65 58.83 46.50

C. SOLVENCIA 6. Endeudamiento Patrimonial 0.63 1.34 0.51 0.64 0.65 0.11

7. Cobertura de Interés 6.54 2.65 9.22 6.17 6.14 25.55

8. Cobertura de Activo Fijo 1.34 1.17 1.28 1.31 1.32 0.90

D. GESTION DE DEUDA 9. Estructura (%) 19.8% 12.3% 35.2% 22.7% 22.6% 41.6%

10. Servicio (%) 5.1% 7.8% 4.7% 5.4% 5.4% 2.4%

11. Cobertura (%) 445% 339% 748% 487% 486% 794%

E. RENTABILIDAD 12. Bruta (%) 40.8% 62.8% 23.8% 34.1% 34.3% 22.3%

13. Operacional(%) 32.0% 51.1% 13.1% 24.3% 24.6% 4.7%

14. Neta (%) 18.1% 23.4% 9.2% 14.3% 14.4% 5.7%

15. ROA (%) 7.5% 8.6% 6.1% 7.2% 7.3% 1.4%

16. ROE (%) 10.7% 13.1% 9.8% 10.6% 10.8% 1.9%

17. GIR sobre ventas (%) 49.4% 68.2% 24.0% 38.8% 39.1% 19.8%

18. GIR sobre patrimonio (%) 18.2% 26.3% 16.0% 18.1% 18.2% 10.0%

19. GIR sobre activo Fijo (%) 13.6% 22.4% 12.5% 13.8% 13.9% 7.6%

20. De explotacion (%) 18.3% 33.3% 21.3% 20.1% 20.1% 21.3%

F. GESTION OPERATIVA 21. Eficiencia 27.6% 32.9% 52.1% 35.6% 35.6% 35.7%

22. Depreciacion sobre activo fijo (%) 4.1% 2.5% 5.0% 4.3% 4.3% 4.9%

23. Depreciacion acumulada sobre activo fijo (%) 43.8% 10.7% 47.2% 42.9% 42.9% 43.7%

24. Gasto de Personal sobre Activo fijo 1.1% 3.2% 3.2% 1.9% 1.8% 5.8%

G. VALOR DE MERCADO 25. Precio / utilidad26. Valor en libros 1.12 1.68 1.05 1.12 1.12 1.12

27. Valor de mercado sobre valor en libros

Fuente: Osinerg.


RATIOS DE LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS

135

Cuadro N° 19 Ratios de Empresas Generadoras 2004


Descripción Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes

Electro Perú Enersur Etevensa San Gaban Shougesa Sinersa Termoselva

A. Liquidez Razón Corriente 2.24 - 0.42 2.39 3.73 3.67 1.76 2.81 2.67 1.15 1.11 0.53 0.90 0.65 1.31 1.21 Prueba Acida 2.14 - 0.33 2.08 3.01 3.12 1.66 1.48 2.40 1.03 0.96 0.38 0.61 0.61 1.30 0.59 Liquidez Inmediata 1.73 - 0.06 1.60 1.43 2.04 1.16 0.46 1.16 0.28 0.54 0.27 0.25 0.11 0.42 0.17B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 10.00 13.96 9.89 12.81 4.24 7.06 7.60 8.80 6.31 7.42 8.50 17.69 1.16 3.93 6.45 6.52 Efectividad de Cobranza 35.99 25.79 36.42 28.11 84.89 51.00 47.37 40.91 57.07 48.55 42.37 20.35 309.58 91.53 55.77 55.20C. Solvencia Endeudamiento patrimonial 1.23 0.00 0.71 0.48 0.15 0.06 0.42 0.15 0.74 0.89 0.58 0.97 1.42 4.73 1.65 0.78 Cobertura de Interés 3.90 - 6.56 11.23 366.67 19.00 4.72 -46.42 3.54 4.24 7.52 4.01 1.97 -30.61 1.37 5.34 Cobertura del Activo Fijo 1.82 0.98 1.53 1.13 0.95 0.89 1.26 1.05 0.86 1.61 1.06 1.64 1.98 3.10 2.34 1.36D. Gestión de La deuda Estructura (%) 10.74% - 21.97% 27.99% 34.77% 77.17% 22.06% 21.63% 5.08% 23.31% 80.30% 53.03% 17.53% 81.47% 14.53% 44.59% Servicio (%) 4.24% - 7.29% 10.34% 0.10% 9.22% 16.00% 2.87% 7.10% 3.47% 8.78% 5.29% 3.56% 2.35% 4.98% 5.42% Cobertura (%) 166.80% - 277.54% 429.63% 6838.71% 716.55% 84642.30% - - 271.86% - 40.70% 32.40% - 48.58% 289.54%E. Rentabilidad Bruta (%) 10.92% 49.37% 47.75% 32.32% 6.87% 38.45% 47.02% -25.58% 59.96% 16.77% 55.46% 10.02% 15.47% -45.01% 11.34% 90.90% Operacional (%) -3.16% 44.35% 43.41% 25.56% 0.38% 31.15% 36.37% -35.79% 41.46% 12.73% 36.92% 5.70% 10.00% -48.57% 11.34% 15.04% Neta (%) 2.47% -12.83% 21.61% 27.28% 7.31% 10.40% 8.75% -54.36% 30.00% 11.48% 34.85% 4.10% 11.06% -47.93% 63.24% 11.54% ROA (%) Anual S/. YTY -0.69% 10.40% 8.15% 13.66% 0.07% 5.19% 8.98% -8.94% 6.57% 3.71% 15.21% 2.97% 1.98% -64.10% 1.03% 8.22% ROE (%) Anual S/. YTY 4.39% -3.01% 13.20% 32.39% 1.65% 3.12% 8.42% -15.59% 12.07% 9.88% 28.15% 6.35% 5.29% -362.76% 21.10% 16.08% GIR sobre ventas (%) 31.70% 63.56% 60.79% 35.56% 26.18% 47.77% 51.86% -14.96% 58.48% 23.31% 47.88% 16.50% 100.47% -40.51% 46.37% 23.18% GIR sobre patrimonio (%) 15.51% 14.90% 19.35% 28.07% 5.60% 8.41% 18.23% -4.29% 16.16% 12.86% 30.61% 16.98% 9.96% -306.58% 11.15% 22.51% GIR sobre activo Fijo (%) 8.54% 15.16% 12.67% 24.83% 5.88% 9.43% 14.52% -4.07% 18.77% 8.00% 28.82% 10.38% 5.03% -98.97% 4.77% 16.59% De explotacion (%) 14.39% 22.27% 14.50% 33.78% 9.14% 12.95% 19.28% 1.10% 24.48% 10.49% 40.34% 14.71% 8.45% -80.60% 10.28% 61.54%F. Gestión del Activo Fijo Eficiencia 27.0% 23.8% 20.8% 69.8% 22.5% 19.7% 28.0% 27.2% 32.1% 34.3% 60.2% 62.9% 5.0% 244.3% 10.3% 71.6% Depreciación sobre Activo Fijo 7.4% 4.4% 3.4% 5.4% 5.1% 3.2% 4.0% 5.5% 2.8% 3.5% 5.6% 6.6% 2.4% 19.3% 3.4% 5.8% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 38.3% 46.0% 24.0% 44.0% 49.0% 33.3% 63.1% 94.5% 8.2% 89.5% 23.0% 45.3% 12.2% 158.0% 16.3% 16.3% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 1.8% 3.1% 0.5% 2.8% 0.9% 1.5% 1.7% 2.7% 2.0% 0.9% 0.2% 1.1% 1.2% 6.5% 2.5% 0.02%G. Valor de Mercado Precio / utilidad Valor en libros 1.02 0.23 1.10 1.24 1.01 1.10 1.16 0.83 1.07 1.09 3.84 0.99 0.99 0.17 1.09 1.37 Valor de mercado valor en libros

Fuente: Osinerg.


RATIOS DE EMPRESAS GENERADORAS Al 31 de diciembre de 2004

136

Cuadro N° 20 Ratios de Empresas Generadoras 2003


Descripción Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egepsa EgesurElectro Andes

Electro Perú

Energía Pacasmayo

Enersur Etevensa San Gaban Shougesa Sinersa Termoselva

A. Liquidez Razón Corriente 0.84 - 0.48 1.29 6.74 2.50 1.16 1.16 2.52 3.02 1.80 0.92 2.46 1.02 2.41 1.81 1.92 1.12 Prueba Acida 0.75 - 0.42 1.05 5.12 1.99 1.07 0.54 1.60 2.77 1.69 0.74 1.96 0.80 1.14 1.55 1.91 0.72 Liquidez Inmediata 0.31 - 0.09 0.72 2.84 1.28 0.71 0.03 0.32 1.51 0.64 0.56 0.23 0.63 0.56 0.35 0.73 0.40B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 6.56 8.25 10.05 12.13 5.47 7.48 8.35 10.69 6.74 6.03 11.58 12.07 1.69 13.41 1.30 5.70 16.79 9.35 Efectividad de Cobranza 54.92 43.63 35.83 29.69 65.83 48.10 43.11 33.68 53.42 59.69 31.10 29.84 212.48 26.85 276.28 63.18 21.44 38.51C. Solvencia Endeudamiento patrimonial 1.06 0.00 0.44 0.51 0.09 0.12 0.48 0.56 0.15 0.82 0.93 2.17 1.19 0.61 2.32 0.54 2.09 1.30 Cobertura de Interés 5.17 - 7.79 5.99 616.11 164.89 19.99 77.10 -39.48 4.86 6.57 4.51 4.70 2.78 2.07 -33.94 4.90 2.25 Cobertura del Activo Fijo 1.88 0.98 1.28 1.23 0.93 0.96 1.33 1.30 1.04 0.88 1.65 1.73 1.53 1.42 2.55 0.77 2.56 1.56D. Gestión de La deuda Estructura (%) 18.2% - 22.8% 36.3% 27.0% 46.3% 25.1% 15.5% 28.5% 5.2% 14.4% 18.4% 20.9% 28.0% 13.8% 75.2% 12.2% 50.7% Servicio (%) 5.0% - 6.4% 8.9% 0.2% 0.5% 3.8% 0.3% 0.5% 5.5% 3.9% 4.5% 6.6% 11.1% 4.0% 1.2% 1.4% 7.5% Cobertura (%) 114% 0% 501% 290% 19357% 434% 99171% 1243% 0% 0% 1060% 114% 197% 101% 84% 0% 73% 176%E. Rentabilidad Bruta (%) 18.0% 35.2% 61.4% 24.3% 27.2% 61.6% 57.0% 13.5% -13.8% 67.0% 33.5% 6.7% 51.6% 17.6% 10.5% -18.5% 49.9% 22.3% Operacional (%) 12.9% 33.6% 57.0% 17.4% 20.6% 26.0% 42.9% -9.3% -23.7% 47.3% 29.4% -0.6% 32.0% 9.3% 3.6% -21.9% 33.1% 16.3% Neta (%) 5.3% -20.6% 25.0% 15.7% 13.2% 22.2% 25.7% -28.4% -14.3% 31.2% 17.0% -4.7% 33.6% -1.6% -34.0% -18.6% 15.0% 13.1% ROA (%) anual 3.5% 5.8% 9.5% 8.0% 3.4% 3.2% 9.7% -2.9% -5.6% 7.8% 8.5% -0.2% 10.8% 2.1% 0.7% -20.7% 2.6% 6.7% ROE (%) anual 6.1% -3.6% 10.3% 16.4% 3.8% 3.3% 13.9% -13.9% -3.9% 14.1% 15.2% -1.2% 28.0% -0.6% -21.4% -29.9% 4.9% 17.0% GIR sobre ventas (%) 32.2% 57.2% 75.8% 31.7% 49.1% 44.7% 61.5% 26.0% -3.2% 63.7% 40.4% 53.3% 44.3% 38.7% 147.5% -11.5% 61.1% 26.1% GIR sobre patrimonio (%) 17.9% 9.9% 18.0% 22.1% 8.9% 6.1% 20.6% 12.2% -0.9% 19.1% 22.7% 41.2% 32.1% 13.9% 19.2% -16.7% 14.7% 22.0% GIR sobre activo Fijo (%) 9.5% 10.1% 14.0% 18.0% 9.6% 6.4% 15.5% 9.4% -0.8% 21.6% 13.8% 23.8% 21.0% 9.8% 7.5% -21.8% 5.7% 14.1% De explotacion (%) 13.0% 16.5% 15.8% 24.8% 12.8% 10.0% 21.2% 27.4% 4.6% 28.3% 16.4% 35.0% 40.4% 12.8% 12.5% -5.9% 8.9% 33.7%F. Gestión del Activo Fijo Eficiencia 29.5% 17.7% 18.5% 56.8% 19.6% 14.3% 25.2% 36.3% 26.1% 33.9% 34.1% 44.8% 47.5% 25.2% 5.1% 189.4% 9.4% 54.0% Depreciación sobre Activo Fijo 5.4% 4.0% 3.3% 7.8% 5.4% 2.6% 3.9% 12.2% 5.2% 2.7% 3.4% 12.3% 5.4% 7.3% 6.5% 19.3% 2.5% 4.2% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 31.7% 40.4% 20.1% 41.0% 43.1% 24.4% 57.4% 102.0% 84.8% 5.3% 83.0% 53.7% 18.2% 46.2% 25.0% 120.1% 13.8% 10.3% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 1.3% 3.8% 0.6% 2.6% 1.0% 1.2% 1.9% 8.2% 3.0% 2.1% 1.0% 0.0% 0.6% 1.1% 1.6% 5.6% 2.1% 0.7%G. Valor de Mercado Precio / utilidad Valor en libros 0.82 0.24 1.08 1.10 1.07 1.29 1.19 0.74 0.97 1.06 1.10 1.02 3.46 0.95 0.69 0.80 0.93 1.22 Valor de mercado valor en libros


RATIOS DE EMPRESAS GENERADORAS Al 31 de Diciembre 2003

137

Cuadro N° 21 Ratios de Empresas Transmisoras 2004


Descripción Eteselva ISA Redesur Transmantaro REPA. Liquidez Razón Corriente 1.78 2.30 2.47 3.05 1.96 Prueba Acida 1.78 2.12 2.42 2.74 1.69

Liquidez Inmediata 0.26 1.15 0.31 1.00 1.37B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 0.84 11.98 10.98 3.23 11.16

Efectividad de Cobranza 428.89 30.06 32.78 111.32 32.25C. Solvencia Endeudamiento patrimonial 0.33 1.45 1.75 1.29 1.10 Cobertura de Interés 5.82 2.51 2.94 2.24 2.25 Cobertura del Activo Fijo 1.16 2.04 2.29 2.06 0.06

D. Gestión de La deuda Estructura (%) 29.20% 11.79% 10.69% 5.34% 11.21%

Servicio (%) 5.82% 8.86% 6.29% 8.77% 8.67% Cobertura (%) 391.33% 316.50% 267.72% 394.95% 313.49%E. Rentabilidad Bruta (%) 35.79% 68.04% 63.42% 70.06% 59.05% Operacional (%) 35.79% 63.46% 52.70% 57.19% 49.22%

Neta (%) 19.18% 47.87% 19.41% 66.14% 29.69% ROA (%) Anual S/. YTY 3.29% 10.00% 7.84% 9.48% 9.15% ROE (%) Anual S/. YTY 3.40% 23.68% 11.50% 31.11% 16.99% GIR sobre ventas (%) 79.67% 83.34% 76.02% 58.81% 53.54% GIR sobre patrimonio (%) 9.75% 32.08% 30.66% 22.26% 19.98%

GIR sobre activo Fijo (%) 8.44% 15.73% 13.42% 10.81% 348.46% De explotacion (%) 10.59% 18.91% 17.80% 18.42% 660.71%F. Gestión del Activo Fijo Eficiencia 10.6% 18.9% 17.6% 18.4% 650.8% Depreciación sobre Activo Fijo 4.6% 3.7% 3.9% 0.1% 13.2%

Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 16.1% 8.3% 15.2% 16.1% 29.8% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo - 0.2% 0.7% 0.3% 85.1%G. Valor de Mercado Precio / utilidad Valor en libros 1.07 1.21 1.14 1.42 6.69 Valor de mercado sobre valor en libros

Fuente: Osinerg.


RATIOS EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de diciembre de 2004

138

Cuadro N° 22 Ratios de Empresas Transmisoras 2003


Descripción Eteselva ISA Redesur Transmantaro REPA. Liquidez Razón Corriente 1.41 2.47 2.47 1.30 1.49 Prueba Acida 1.38 2.29 2.39 1.03 1.25 Liquidez Inmediata 0.00 1.15 0.33 0.64 0.81B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 0.84 11.03 10.83 12.36 10.96 Efectividad de Cobranza 427.24 32.65 33.23 29.13 32.85C. Solvencia Endeudamiento patrimonial 0.43 2.00 1.87 1.61 1.41 Cobertura de Interés 2.49 2.04 2.79 1.95 3.29 Cobertura del Activo Fijo 1.24 2.46 2.42 2.46 0.06D. Gestión de La deuda Estructura (%) 31.6% 10.4% 9.6% 5.8% 14.4% Servicio (%) 10.0% 9.7% 6.1% 8.5% 7.1% Cobertura (%) 336% 325% 263% 342% 363%E. Rentabilidad Bruta (%) 45.3% 0.0% 67.7% 63.4% 62.8% Operacional (%) 33.1% 0.0% 52.9% 54.3% 49.5% Neta (%) 48.9% 0.0% 19.5% 26.7% 19.5% ROA (%) 3.1% 10.3% 7.5% 9.3% 9.7% ROE (%) 8.8% 15.8% 10.9% 15.4% 14.0% GIR sobre ventas (%) 72.4% 0.0% 76.8% 55.7% 69.4% GIR sobre patrimonio (%) 9.6% 39.5% 30.9% 24.9% 31.5% GIR sobre activo Fijo (%) 7.7% 16.0% 12.7% 10.1% 512.6% De explotacion (%) 10.7% 19.6% 16.6% 18.2% 0.0%F. Gestión del Activo Fijo Eficiencia 10.7% 19.4% 16.6% 18.2% 738.1% Depreciación sobre Activo Fijo 4.2% 3.5% 3.9% 0.0% 14.2% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 11.0% 4.5% 10.9% 12.1% 18.8% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 1.3% 0.3% 0.7% 0.2% 114.6%G. Valor de Mercado Precio / utilidad Valor en libros 1.04 1.04 1.11 1.12 5.92 Valor de mercado sobre valor en libros

Fuente: Osinerg.


RATIOS EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de Diciembre 2003

139

Cuadro N° 23 Ratios de Empresas Distribuidoras 2004 Organismo de Supervisión de la Inversión en Energía

DescripciónCoelvisac

Ede Cañete Edelnor

Electro Centro

Electro Noroeste

Electro Norte

Electro Oriente

Electro Puno Electro Sur

Electro Sureste

Electro Surmedio

Electro Tocache

Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa

A. Liquidez Razón Corriente 1.03 1.65 0.92 1.40 0.85 0.65 3.58 2.45 2.13 2.78 0.64 0.56 2.64 0.85 2.24 1.12 1.02 2.39 2.11

Prueba Acida 0.27 1.57 0.80 1.18 0.67 0.42 2.17 1.94 1.84 2.16 0.61 0.56 1.67 0.81 1.15 0.92 0.91 1.75 1.94

Liquidez Inmediata 0.06 0.56 0.03 0.16 0.04 0.02 1.08 1.16 0.42 1.25 0.07 0.04 0.97 0.05 0.03 0.13 0.05 0.25 0.74

B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 36.71 4.09 6.35 3.36 4.87 6.72 7.35 7.10 6.04 7.69 5.45 7.04 9.97 3.00 4.20 6.98 6.20 5.58 8.82

Efectividad de Cobranza 9.81 88.07 56.66 107.30 73.99 53.58 48.98 50.69 59.58 46.83 66.09 51.15 36.10 120.20 85.63 51.56 58.11 64.53 40.82

C. Solvencia Endeudamiento patrimonial 0.45 0.34 0.89 0.17 0.33 0.50 0.07 0.09 0.10 0.07 0.46 -44.98 0.08 7.32 25.10 0.14 1.40 0.30 0.64

Cobertura de Interés 2.13 41.51 6.64 26.16 6.66 10.01 28.65 41.36 19.97 385.67 3.01 3.69 178.54 3.83 1.61 14.31 6.78 3.77 63.57

Cobertura del Activo Fijo 1.33 1.02 1.68 1.03 1.17 1.31 0.88 0.96 0.95 0.92 1.16 -23.65 0.87 1.64 6.98 1.01 2.03 1.07 0.27

D. Gestión de La deuda Estructura (%) 20.30% 48.34% 22.76% 49.08% 54.18% 55.43% 69.11% 61.02% 60.19% 80.40% 72.80% 80.18% 100.00% 99.63% 33.94% 66.50% 19.79% 32.28% 100.00%

Servicio (%) 8.47% 1.17% 6.41% 2.04% 5.60% 3.19% 2.66% 1.20% 3.62% 0.26% 8.01% 5.14% 0.48% 5.73% 24.55% 3.86% 5.80% 7.88% 1.08%

Cobertura (%) - - - 30.35 883.35% 572.91% 752.56% 1676.38% 957.48% 76760.40% 188.31% - - - 232.31% 4546.87% 686.52% - -

E. Rentabilidad Bruta (%) 46.84% 17.22% 22.88% 23.04% 20.44% 20.90% 22.13% 16.51% 18.96% 22.26% 19.34% 24.41% 59.16% 27.73% 31.23% 19.71% 25.14% 15.49% 15.26%

Operacional (%) 7.35% -0.50% 13.70% 7.74% 10.44% 8.71% 3.57% -0.59% 4.86% 5.15% 4.44% 3.90% 5.94% 4.77% 18.71% 5.76% 18.30% 1.92% 5.14%

Neta (%) 6.07% 4.81% 5.87% 17.82% 6.24% 5.56% 4.61% 0.33% 2.24% 2.55% -3.64% -0.21% 8.12% 2.23% 1.91% 7.11% 14.14% 0.25% 3.10%

ROA (%) Anual S/. YTY 3.01% -0.22% 6.94% 1.80% 4.47% 4.29% 1.14% -0.12% 1.87% 1.44% 2.00% 11.60% 2.89% 10.05% 28.64% 2.09% 10.70% 1.02% 22.44%

ROE (%) Anual S/. YTY 3.60% 3.14% 13.95% 7.07% 5.35% 5.98% 1.57% 0.07% 1.76% 0.76% -1.06% 27.68% 4.27% 39.06% 76.14% 4.56% 27.03% 0.86% 34.57% GIR sobre ventas (%) 13.46% 18.10% 25.93% 22.91% 20.34% 20.55% 16.79% 22.68% 18.22% 25.46% 17.66% 6.52% 13.03% 9.63% 24.37% 19.66% 26.70% 13.46% 6.49%

GIR sobre patrimonio (%) 7.99% 9.77% 24.04% 5.83% 11.02% 14.42% 5.63% 4.16% 7.37% 6.65% 11.11% -853.16% 6.68% 159.88% 973.46% 7.74% 35.98% 8.82% 43.93%

GIR sobre activo Fijo (%) 5.99% 9.56% 14.31% 5.64% 9.46% 11.04% 6.36% 4.36% 7.75% 7.24% 9.56% 36.07% 7.68% 97.49% 139.47% 7.67% 17.75% 8.28% 163.88%

De explotacion (%) 20.55% 20.56% 20.13% 12.66% 18.34% 23.32% 19.13% 8.99% 16.98% 15.39% 17.94% 148.00% 17.24% 336.22% 213.21% 16.82% 27.40% 20.76% 545.70%

F. Gestión del Activo Fijo Eficiencia 44.5% 52.8% 55.2% 24.6% 46.5% 53.7% 37.9% 19.2% 42.6% 28.5% 54.1% 553.0% 59.0% 1012.8% 572.2% 39.0% 66.5% 61.5% 2526.7%

Depreciación sobre Activo Fijo 2.6% 9.4% 6.1% 3.4% 3.9% 5.1% 3.7% 4.2% 5.3% 5.2% 5.7% 13.0% 3.5% 0.0% 27.8% 4.7% 4.6% 5.9% 11.4%

Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 12.2% 62.0% 37.4% 54.8% 60.2% 73.2% 8.2% 57.2% 80.4% 67.5% 69.8% 57.8% 30.9% 32.5% 333.0% 90.5% 33.9% 112.4% 33.2%

Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 1.8% 2.8% 2.1% 2.0% 2.7% 4.1% 5.6% 2.6% 5.4% 4.0% 4.4% 24.3% 4.5% 127.8% 39.0% 2.5% 3.5% 4.8% 52.5%

G. Valor de Mercado Precio / utilidad Valor en libros 2.48 1.07 1.13 1.01 0.48 0.62 1.79 2.09 1.01 1.07 0.71 -0.21 1.09 0.18 0.06 1.02 2.08 1.29 1.54

Valor de mercado sobre valor en libros


RATIOS DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Al 31 de diciembre de 2004

140

Cuadro N° 24 Ratios de Empresas Distribuidoras 2003


Descripción Coelvisa Ede Cañete Edelnor Electro

CentroElectro Noroeste

Electro Norte

Electro Oriente

Electro Puno

Electro Sur

Electro Sureste

Electro Surmedio

Electro Ucayali Emsemsa Hidrandina Luz del

Sur Seal Sersa

A. Liquidez Razón Corriente 0.77 2.66 0.57 2.60 0.69 0.76 4.54 2.32 1.87 2.40 0.42 3.29 0.86 1.14 1.03 1.91 2.35 Prueba Acida 0.38 2.49 0.48 2.35 0.50 0.56 2.31 1.83 1.61 1.80 0.38 1.99 0.83 0.89 0.92 1.44 2.23 Liquidez Inmediata 0.01 0.80 0.03 0.55 0.05 0.08 1.09 1.12 0.25 0.94 0.02 0.62 0.01 0.15 0.05 0.24 0.93B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación 16.53 4.02 6.58 2.91 6.05 7.23 7.70 7.22 16.09 8.45 5.51 9.79 2.21 6.50 6.76 5.79 9.95 Efectividad de Cobranza 21.78 89.59 54.70 123.52 59.51 49.76 46.73 49.86 22.38 42.58 65.39 36.76 162.90 55.36 53.29 62.12 36.18C. Solvencia Endeudamiento patrimonial 0.56 0.30 0.78 0.14 0.37 0.57 0.10 0.09 0.10 0.07 0.40 0.03 14.20 0.14 1.47 0.33 0.49 Cobertura de Interés 1.47 27.18 7.73 30.74 7.51 9.22 25.32 33.21 17.94 257.70 2.06 17.67 -0.19 15.93 10.97 5.08 55.08 Cobertura del Activo Fijo 1.34 0.96 1.58 1.00 1.21 1.37 0.90 0.95 0.96 0.94 0.84 0.92 2.18 1.01 2.03 1.08 0.24D. Gestión de La deuda Estructura (%) 37.7% 33.0% 37.7% 37.7% 54.9% 42.2% 42.0% 58.4% 63.3% 75.9% 74.0% 100.0% 99.8% 66.5% 21.2% 38.5% 100.0% Servicio (%) 6.2% 2.5% 5.2% 1.4% 4.6% 3.9% 2.4% 1.2% 3.5% 0.3% 10.5% 2.8% 5.3% 3.8% 4.4% 6.5% 2.0% Cobertura (%) - 6967% 526% 3237% 607% 2403% 787% 1299% 888% - - - - 1683% 713% 8867% - E. Rentabilidad Bruta (%) 28.3% 16.1% 23.8% 24.7% 18.0% 20.9% 22.5% 16.9% 16.0% 22.2% 19.8% 29.7% 21.5% 20.6% 27.3% 17.6% 15.0% Operacional (%) -1.8% -0.5% 14.3% 9.1% 8.7% 8.9% 4.7% -2.5% 2.2% 3.3% 4.7% -4.3% -1.4% 5.9% 20.7% 3.1% 4.8% Neta (%) 4.2% -10.7% 8.9% 10.6% 5.4% 2.5% 5.9% -0.6% 0.6% 1.8% 1.7% 0.1% -4.5% 3.4% 15.7% 1.6% 3.4% ROA (%) -0.7% -0.2% 6.9% 2.1% 3.7% 4.5% 1.4% -0.5% 0.8% 0.9% 1.5% -1.7% -2.6% 2.2% 14.8% 1.7% 21.1% ROE (%) 2.3% 7.3% 12.5% 2.7% 4.0% 4.9% 1.9% -0.1% 0.8% 0.5% 2.1% 0.0% -125.6% 2.9% 40.6% 2.2% 32.1% GIR sobre ventas (%) 9.1% 17.2% 24.9% 25.5% 19.1% 21.7% 19.9% 19.0% 15.5% 24.3% 17.7% 4.0% -0.6% 20.5% 28.2% 15.7% 8.7% GIR sobre patrimonio (%) 5.1% 9.5% 20.6% 6.1% 10.4% 16.2% 6.3% 3.5% 6.1% 6.1% 7.4% 1.6% -14.3% 8.3% 48.1% 10.9% 54.8% GIR sobre activo Fijo (%) 3.8% 9.8% 13.0% 6.2% 8.6% 11.8% 7.0% 3.7% 6.4% 6.5% 8.7% 1.7% -6.6% 8.2% 23.7% 10.1% 225.2% De explotacion (%) 18.1% 22.8% 19.8% 12.7% 17.1% 23.6% 19.6% 8.5% 16.2% 14.8% 17.6% 10.3% 295.7% 17.2% 34.9% 22.7% 582.7%F. Gestión del Activo Fijo Eficiencia 41.5% 57.2% 52.4% 24.2% 45.0% 54.3% 35.2% 19.4% 41.0% 26.6% 49.3% 43.7% 1177.3% 39.9% 84.0% 64.3% 2591.7% Depreciación sobre Activo Fijo 2.5% 9.8% 5.5% 3.3% 4.0% 5.4% 4.9% 4.0% 5.2% 5.1% 5.5% 3.1% 0.0% 4.8% 5.1% 6.4% 14.9% Dep. Acumulada sobre Activo Fijo 10.1% 59.0% 30.9% 51.2% 57.7% 70.0% 43.4% 54.6% 76.3% 63.2% 61.4% 26.8% 37.7% 88.7% 28.7% 113.2% 52.1% Gtos. de Personal sobre Act. Fijo 1.8% 3.4% 2.1% 2.1% 2.7% 4.1% 5.8% 2.7% 5.7% 4.1% 4.5% 4.0% 154.3% 2.7% 4.1% 4.8% 66.2%G. Valor de Mercado Precio / utilidad Valor en libros 2.47 1.04 1.11 0.99 0.45 0.57 1.79 2.01 1.15 1.03 1.03 1.01 0.11 0.98 1.42 1.19 1.55 Valor de mercado sobre valor en libros


RATIOS DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Al 31 de Diciembre 2003

141

Cuadro N° 25 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General por Tipo de Empresa y Sistema


GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TOTAL SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL SISTEMAS AISLADOS

602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 633 926 976 85 607 720 509 617 062 103 447606. SUMINISTROS DIVERSOS 36 275 5 334 85 802 127 410 96 639 30 771607. COMPRA DE ENERGIA 1 430 824 2 069 613 3 500 437 3 267 203 233 234 607.01. Compra COES 729 623 1 900 704 2 630 327 2 484 821 145 506 607.02. Compra Otros 72 774 159 994 232 768 221 828 10 940 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 628 427 8 916 637 343 560 554 76 78962. CARGAS DE PERSONAL 127 403 28 518 211 270 367 190 304 716 62 474 621. Sueldos 63 507 20 552 113 224 197 283 169 095 28 188 622. Salarios 2 882 507 3 390 3 287 103 623. Comisiones 624. Remuneraciones en Especie 67 67 67 625. Otras Remuneraciones 26 075 222 43 479 69 776 57 276 12 500 626. Vacaciones 6 131 1 139 10 682 17 952 15 028 2 924 627. Seguridad y Provisión Social 14 246 3 712 19 213 37 172 31 306 5 866 628. Remuneraciones del Directorio 548 172 601 1 321 1 179 142 629. Otras Cargas del Personal 14 013 2 720 23 496 40 230 27 480 12 75063. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 266 800 35 791 278 021 580 612 512 023 68 588 631. Correos y Telecomunicaciones 6 897 1 859 8 839 17 595 14 916 2 679 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 92 386 12 154 32 556 137 096 128 247 8 849 633. Servicios Encargados a Terceros 52 850 2 132 39 226 94 208 85 356 8 853 634. Mant. y Reparación de Activos 28 244 9 747 46 162 84 152 75 591 8 562 635. Alquileres 3 236 1 323 14 534 19 093 11 627 7 466 636. Electricidad y Agua 44 241 1 094 2 837 48 171 46 473 1 698 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 1 820 1 111 5 323 8 254 7 306 948 638. Servicios de Personal 18 702 1 168 84 448 104 318 95 897 8 421 639. Otros Servicios 18 425 5 203 44 096 67 724 46 612 21 11264. TRIBUTOS 92 621 7 998 50 783 151 402 132 322 19 080 641. Impuesto a las Ventas 65 216 364 645 644 643. Canones 12 783 390 637 13 810 11 576 2 233 644. Derechos Aduaneros 1 1 1 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 1 650 1 650 1 360 290 646. Tributos a Gobiernos Locales 10 330 884 5 868 17 081 12 839 4 242 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 8 214 1 978 3 371 13 562 12 834 728 648. Aportes D. Ley 25844 41 932 2 291 32 426 76 648 73 324 3 324 648.01. Cuota Gastos CTE 21 541 1 055 8 755 31 351 30 442 910 648.02. Cuota Gastos DGE 10 638 568 11 588 22 794 21 408 1 386 648.03. Cuota Gastos COES 9 753 668 12 083 22 503 21 475 1 028 649. Otros 19 297 2 240 6 467 28 004 19 744 8 26065. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 110 354 18 958 41 612 170 924 155 027 15 897 651. Seguros 47 614 10 430 17 229 75 272 66 975 8 298 652. Regalías 2 767 2 767 2 767 653. Cotizaciones 2 260 275 869 3 404 2 965 439 654. Donaciones 1 449 71 444 1 964 1 781 183 655. Gastos Sindicales 1 723 113 1 836 1 781 55 656. Viáticos y Gastos de Viaje 2 341 1 657 3 937 7 935 6 066 1 869 659. Otros 54 967 3 758 19 020 77 745 72 693 5 05268. PROVISIONES DEL EJERCICIO 570 215 92 993 371 636 1 034 844 912 619 122 225 681. Depreciación 521 622 30 496 343 998 896 116 791 918 104 198 684. Cobranza Dudosa 7 670 98 13 183 20 951 16 353 4 597 686. Compensación Tiempo de Servicios 7 391 174 13 164 20 729 16 912 3 817 689. Otras Provisiones 33 532 62 226 1 291 97 048 87 435 9 613TOTAL COSTO DEL SERVICIO 3 268 417 190 568 3 194 342 6 653 327 5 997 611 655 716670. CARGAS FINANCIERAS 186 105 91 835 93 946 371 886 322 358 49 528 671. Intereses y Gastos de Préstamo 71 495 65 996 7 683 145 174 138 671 6 503 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 115 347 462 462 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 53 745 14 151 75 350 143 247 143 245 3 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 2 199 3 2 202 2 202 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 58 550 11 688 10 563 80 801 37 779 43 022COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 3 454 522 282 403 3 288 288 7 025 213 6 319 969 705 244


COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERAL POR TIPO DE EMPRESA Y SISTEMASCIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


142

Cuadro N° 26 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General


Descripción Generación Transmisión Distribución Comercializ. Administración Total602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 713 345 905 6 159 11 89 720 509606. SUMINISTROS DIVERSOS 47 765 7 371 52 514 11 965 7 794 127 410607. COMPRA DE ENERGIA 1 430 824 2 287 2 038 580 27 515 1 232 3 500 437 607.01. Compra COES 729 623 1 900 704 2 630 327 607.02. Compra Otros 72 774 131 247 27 515 1 232 232 768 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 628 427 2 287 6 629 637 34362. CARGAS DE PERSONAL 72 639 39 403 65 693 61 043 128 412 367 190 621. Sueldos 35 473 25 331 35 662 29 713 71 105 197 283 622. Salarios 2 356 369 502 1 161 3 390 623. Comisiones 624. Remuneraciones en Especie 27 22 18 67 625. Otras Remuneraciones 18 778 5 014 14 907 10 547 20 530 69 776 626. Vacaciones 3 841 1 982 3 988 2 818 5 324 17 952 627. Seguridad y Provisión Social 8 865 4 535 6 533 4 748 12 490 37 172 628. Remuneraciones del Directorio 38 1 283 1 321 629. Otras Cargas del Personal 3 288 2 172 4 075 13 193 17 501 40 23063. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 200 745 44 010 112 891 57 593 165 372 580 612 631. Correos y Telecomunicaciones 2 917 1 846 1 726 2 958 8 148 17 595 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 38 876 10 309 1 430 8 385 78 095 137 096 633. Servicios Encargados a Terceros 53 291 1 579 17 790 15 293 6 255 94 208 634. Mant. y Reparación de Activos 25 134 16 838 32 986 2 034 7 160 84 152 635. Alquileres 6 856 539 2 847 3 217 5 634 19 093 636. Electricidad y Agua 43 645 1 459 584 497 1 987 48 171 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 206 114 921 1 265 5 750 8 254 638. Servicios de Personal 15 216 4 937 33 639 19 568 30 958 104 318 639. Otros Servicios 14 604 6 390 20 968 4 377 21 385 67 72464. TRIBUTOS 36 109 3 727 19 533 33 775 58 258 151 402 641. Impuesto a las Ventas 37 16 46 545 645 643. Canones 12 880 390 197 106 237 13 810 644. Derechos Aduaneros 1 1 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 5 1 645 1 650 646. Tributos a Gobiernos Locales 8 169 801 671 541 6 900 17 081 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 2 337 215 596 1 565 8 849 13 562 648. Aportes D. Ley 25844 8 830 37 17 495 22 897 27 389 76 648 648.01. Cuota Gastos CTE 3 300 26 169 8 529 19 326 31 351 648.02. Cuota Gastos DGE 2 163 11 5 957 7 814 6 848 22 794 648.03. Cuota Gastos COES 3 367 11 368 6 553 1 215 22 503 649. Otros 3 891 2 247 554 8 620 12 692 28 00465. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 86 023 15 636 20 846 9 016 39 403 170 923 651. Seguros 36 827 10 925 8 859 1 389 17 273 75 272 652. Regalías 2 767 2 767 653. Cotizaciones 80 9 22 66 3 226 3 404 654. Donaciones 10 5 5 1 944 1 964 655. Gastos Sindicales 289 1 20 3 1 524 1 836 656. Viáticos y Gastos de Viaje 1 303 1 367 1 089 846 3 330 7 935 659. Otros 47 515 3 329 10 856 6 707 9 338 77 74568. PROVISIONES DEL EJERCICIO 478 148 153 141 239 732 54 560 109 263 1 034 844 681. Depreciación 461 703 90 897 228 225 39 262 76 028 896 116 684. Cobranza Dudosa 4 832 2 049 11 380 2 690 20 951 686. Compensación Tiempo de Servicios 4 454 1 381 4 850 3 151 6 893 20 729 689. Otras Provisiones 7 159 60 862 4 607 768 23 652 97 048TOTAL COSTO DEL SERVICIO 3 065 598 266 479 2 555 949 255 477 509 823 6 653 327670. CARGAS FINANCIERAS 67 925 538 58 303 365 371 886 671. Intereses y Gastos de Préstamo 7 637 529 40 136 968 145 174 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 39 423 462 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 46 285 2 96 960 143 247 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 1 2 201 2 202 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 13 964 9 16 66 813 80 801COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 3 133 523 266 479 2 556 487 255 535 813 188 7 025 213


COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERALCIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004


143

Cuadro N° 27 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General Empresas Generadoras


DescripciónCahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro

AndesElectro Peru Enersur Etevensa San Gaban Shougesa Sinersa Termoselva Total

602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 6 672 61 92 801 49 588 31 912 992 40 060 19 988 5 983 180 647 188 404 773 16 045 633 926606. SUMINISTROS DIVERSOS 2 796 344 3 456 922 3 584 1 868 4 334 2 571 1 340 6 624 5 799 1 537 648 452 36 275607. COMPRA DE ENERGIA 25 182 140 479 15 959 68 475 28 092 62 308 23 132 36 977 784 144 17 021 31 237 72 922 99 124 25 772 1 430 824 607.01. Compra COES 12 270 18 510 3 893 28 991 3 470 12 881 15 056 434 886 17 021 28 003 41 750 87 119 25 772 729 623 607.02. Compra Otros 28 297 346 44 130 72 774 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 12 912 93 672 12 066 39 484 24 622 62 308 10 250 21 575 305 128 3 234 31 172 12 005 628 42762. CARGAS DE PERSONAL 4 893 806 19 630 5 205 7 280 6 828 21 398 4 774 10 167 29 328 1 890 5 106 5 550 2 298 2 197 52 127 403 621. Sueldos 2 831 510 11 305 2 968 3 119 2 326 12 864 2 938 4 218 11 249 482 3 042 3 032 1 083 1 541 63 507 622. Salarios 29 1 138 1 284 431 2 882 623. Comisiones 624. Remuneraciones en Especie 625. Otras Remuneraciones 1 091 144 3 580 913 1 053 3 463 3 756 766 3 541 5 329 974 789 328 348 26 075 626. Vacaciones 231 75 646 220 443 208 1 208 238 805 1 238 3 276 261 199 79 6 131 627. Seguridad y Provisión Social 656 68 2 200 687 1 041 534 2 506 576 4 363 39 479 701 219 177 14 246 628. Remuneraciones del Directorio 9 91 109 107 99 95 38 548 629. Otras Cargas del Personal 47 9 1 899 418 395 189 1 064 148 317 7 049 1 366 336 671 39 14 52 14 01363. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 5 330 885 19 571 5 187 5 590 3 633 21 125 1 703 7 876 13 192 93 160 6 780 5 354 1 821 1 668 73 925 266 800 631. Correos y Telecomunicaciones 154 2 1 070 311 253 199 1 497 205 382 1 336 502 307 406 53 146 75 6 897 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 126 23 3 263 1 882 2 136 498 7 630 246 2 169 2 472 44 046 2 692 890 330 631 23 353 92 386 633. Servicios Encargados a Terceros 212 129 1 458 463 2 215 129 72 681 148 189 47 156 52 850 634. Mant. y Reparación de Activos 840 493 6 956 1 379 1 197 817 4 362 309 1 430 4 558 1 373 2 011 1 952 379 39 148 28 244 635. Alquileres 156 12 645 180 15 5 439 8 371 50 164 979 212 3 236 636. Electricidad y Agua 1 004 1 1 130 37 36 486 68 91 227 40 838 232 17 44 7 22 44 241 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 95 13 295 45 120 56 261 47 80 179 249 227 66 34 53 1 820 638. Servicios de Personal 795 294 5 337 1 312 339 122 3 175 222 1 916 560 1 888 1 061 360 137 1 184 18 702 639. Otros Servicios 1 949 47 748 77 35 1 439 1 061 470 1 436 3 788 3 532 86 537 768 465 1 987 18 42564. TRIBUTOS 2 980 120 21 308 2 484 4 257 2 108 9 980 1 081 5 441 25 431 8 463 5 560 2 138 1 052 188 30 92 621 641. Impuesto a las Ventas 11 11 43 65 643. Canones 331 3 336 840 646 1 698 117 164 5 651 12 783 644. Derechos Aduaneros 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 646. Tributos a Gobiernos Locales 1 162 3 397 107 568 77 2 449 39 506 1 300 268 188 209 28 30 10 330 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 51 4 1 972 42 109 1 147 535 52 1 282 2 919 76 23 8 214 648. Aportes D. Ley 25844 1 111 43 10 110 1 751 2 403 675 15 561 7 288 1 360 700 841 87 41 932 648.01. Cuota Gastos CTE 488 43 4 823 1 198 324 7 290 7 288 87 21 541 648.02. Cuota Gastos DGE 262 2 597 1 368 645 174 3 925 988 384 294 10 638 648.03. Cuota Gastos COES 361 2 689 383 560 177 4 347 372 316 547 9 753 649. Otros 324 73 2 493 583 337 226 5 298 199 3 488 896 3 893 1 438 2 50 19 29765. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 2 901 13 6 206 3 621 8 230 3 486 5 762 1 497 5 261 15 238 9 051 2 452 3 174 1 365 879 41 218 110 354 651. Seguros 2 402 6 3 421 1 351 5 369 2 954 3 492 1 219 4 379 11 622 6 544 1 640 1 946 849 421 47 614 652. Regalías 653. Cotizaciones 55 285 40 78 23 353 11 186 147 950 61 3 42 27 2 260 654. Donaciones 26 778 193 157 7 164 124 1 449 655. Gastos Sindicales 1 723 1 723 656. Viáticos y Gastos de Viaje 17 183 143 73 1 145 63 276 390 52 2 341 659. Otros 401 8 1 853 2 639 436 615 204 690 3 194 1 394 626 835 474 379 41 218 54 96768. PROVISIONES DEL EJERCICIO 25 907 1 176 128 496 12 863 45 194 14 961 53 092 9 918 27 484 121 432 60 965 31 188 12 379 7 003 3 221 14 936 570 215 681. Depreciación 20 465 1 131 124 622 9 987 39 489 14 444 48 981 9 579 14 097 117 607 54 466 30 326 11 582 6 853 3 057 14 936 521 622 684. Cobranza Dudosa 6 1 994 4 427 124 424 108 190 398 7 670 686. Compensación Tiempo de Servicios 309 39 1 036 305 466 393 1 390 308 853 1 338 21 314 304 149 164 7 391 689. Otras Provisiones 5 133 845 2 570 813 2 297 31 12 426 2 298 6 477 547 95 33 532TOTAL COSTO DEL SERVICIO 76 661 3 406 431 946 95 829 174 522 61 968 218 059 64 663 94 546 1 001 373 376 995 272 263 102 937 129 161 8 153 155 934 3 268 417670. CARGAS FINANCIERAS 6 034 70 109 4 075 125 2 263 37 688 153 37 434 11 890 12 072 1 151 3 111 186 105 671. Intereses y Gastos de Préstamo 5 887 4 835 4 075 14 69 33 386 8 301 12 018 2 911 71 495 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 41 20 54 115 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 50 183 86 55 3 421 53 745 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 2 199 2 199 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 147 15 049 39 50 37 688 10 3 994 167 54 1 151 200 58 550COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 82 696 3 406 502 056 99 903 174 647 64 231 255 748 64 817 94 546 1 001 373 414 429 284 153 115 009 130 311 11 264 155 934 3 454 522

Fuente: Osinerg.


COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERALEMPRESAS GENERADORAS

CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION( EXPRESADO EN MILES DE SOLES )

144

Cuadro N° 28 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General Empresas Transmisoras


Descripción Eteselva ISA Redesur Transmantaro REP Total602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 976 976606. SUMINISTROS DIVERSOS 8 219 5 106 5 334607. COMPRA DE ENERGIA 607.01. Compra COES 607.02. Compra Otros 607.03. Uso de Sistema de Transmisión62. CARGAS DE PERSONAL 293 1 520 1 305 25 399 28 518 621. Sueldos 180 1 365 864 18 144 20 552 622. Salarios 623. Comisiones 624. Remuneraciones en Especie 625. Otras Remuneraciones 30 192 222 626. Vacaciones 13 88 1 038 1 139 627. Seguridad y Provisión Social 24 156 145 3 388 3 712 628. Remuneraciones del Directorio 42 130 172 629. Otras Cargas del Personal 5 16 2 699 2 72063. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 5 214 3 904 3 890 4 593 18 190 35 791 631. Correos y Telecomunicaciones 17 174 139 1 529 1 859 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 3 341 3 651 1 121 1 447 2 594 12 154 633. Servicios Encargados a Terceros 71 143 217 1 701 2 132 634. Mant. y Reparación de Activos 547 7 1 378 9 7 806 9 747 635. Alquileres 136 213 974 1 323 636. Electricidad y Agua 54 41 9 990 1 094 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 69 4 189 737 112 1 111 638. Servicios de Personal 888 156 123 1 168 639. Otros Servicios 296 28 478 215 4 186 5 20364. TRIBUTOS 7 579 630 1 737 5 045 7 998 641. Impuesto a las Ventas 216 216 643. Canones 390 390 644. Derechos Aduaneros 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 646. Tributos a Gobiernos Locales 7 227 650 884 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 3 1 975 1 978 648. Aportes D. Ley 25844 461 517 1 313 2 291 648.01. Cuota Gastos CTE 217 240 598 1 055 648.02. Cuota Gastos DGE 117 130 322 568 648.03. Cuota Gastos COES 127 147 393 668 649. Otros 115 113 197 1 815 2 24065. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 69 800 3 134 3 235 11 720 18 958 651. Seguros 762 1 087 2 381 6 199 10 430 652. Regalías 2 767 2 767 653. Cotizaciones 1 274 275 654. Donaciones 34 37 71 655. Gastos Sindicales 656. Viáticos y Gastos de Viaje 24 122 1 511 1 657 659. Otros 69 12 2 047 698 932 3 75868. PROVISIONES DEL EJERCICIO 11 415 6 522 8 318 30 009 36 729 92 993 681. Depreciación 11 415 6 399 8 247 499 3 936 30 496 684. Cobranza Dudosa 98 98 686. Compensación Tiempo de Servicios 17 71 87 174 689. Otras Provisiones 9 29 424 32 793 62 226TOTAL COSTO DEL SERVICIO 16 704 12 107 17 712 40 879 103 166 190 568670. CARGAS FINANCIERAS 10 996 9 538 25 045 46 257 91 835 671. Intereses y Gastos de Préstamo 10 597 9 538 23 070 22 790 65 996 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 1 910 12 241 14 151 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 398 64 11 226 11 688COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 16 704 23 103 27 249 65 924 149 423 282 403

Fuente: Osinerg


COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINOEMPRESAS TRANSMISORAS


145

Cuadro N° 29 Costo Combinado por Naturaleza y Destino General Empresas Distribuidoras


DescripciónCoelvisa Ede Cañete Edelnor

Electro Centro

Electro Noroeste

Electro Norte

Electro Oriente

Electro Puno Electro Sur

Electro Sureste

Electro Surmedio Elec.Tocache

Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa TOTAL

602. COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES 38 727 499 50 136 8 468 394 10 19 104 7 142 6 080 85 607606. SUMINISTROS DIVERSOS 613 13 572 7 963 6 450 5 149 8 473 1 768 2 500 5 556 3 397 628 2 737 102 35 10 912 5 931 9 917 98 85 802607. COMPRA DE ENERGIA 4 663 11 467 714 521 73 043 86 942 59 405 24 151 31 948 36 765 71 135 3 290 27 512 1 327 1 322 142 908 692 826 85 013 1 374 2 069 613 607.01. Compra COES 10 978 714 354 58 475 52 537 46 896 24 131 71 135 3 290 1 327 138 516 692 678 85 013 1 374 1 900 704 607.02. Compra Otros 4 663 13 128 30 157 10 940 20 31 948 36 765 27 512 1 322 3 540 159 994 607.03. Uso de Sistema de Transmisión 489 167 1 440 4 249 1 569 853 148 8 91662. CARGAS DE PERSONAL 348 925 41 094 11 902 8 192 8 054 16 843 5 004 6 808 11 799 8 490 236 5 148 250 148 16 088 58 868 11 036 36 211 270

621. Sueldos 250 471 27 668 7 707 5 295 5 009 7 364 2 441 3 751 4 981 4 676 122 2 941 119 98 10 427 29 875 26 113 224 622. Salarios 10 7 340 75 75 507 623. Comisiones 624. Remuneraciones en Especie 63 4 67 625. Otras Remuneraciones 50 279 7 242 2 300 1 503 1 652 6 002 1 742 1 355 1 481 1 965 1 313 30 2 847 13 716 2 43 479 626. Vacaciones 15 57 679 482 422 1 063 271 366 517 477 15 261 924 5 129 3 10 682 627. Seguridad y Provisión Social 29 82 3 766 1 154 712 859 1 827 420 608 980 793 20 475 17 12 1 557 5 901 19 213 628. Remuneraciones del Directorio 6 6 6 95 76 107 95 87 33 8 81 601 629. Otras Cargas del Personal 4 36 2 417 46 187 106 491 53 621 3 745 176 4 71 6 1 251 4 246 11 036 23 49663. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS 1 936 2 147 63 168 21 813 14 551 11 791 16 130 2 491 3 033 8 547 5 243 447 3 255 170 114 30 962 78 015 14 042 165 278 021

631. Correos y Telecomunicaciones 86 119 892 1 424 696 470 532 145 277 339 384 20 275 27 16 1 591 1 541 6 8 839 632. Honorario, Comisiones y Corretajes 1 581 290 9 042 740 759 498 524 307 250 623 1 875 114 401 70 20 2 355 13 070 38 32 556 633. Servicios Encargados a Terceros 211 2 020 3 726 3 132 1 551 4 876 1 050 907 2 960 795 81 472 7 446 9 999 39 226 634. Mant. y Reparación de Activos 44 256 11 386 766 2 962 1 191 2 170 224 704 2 268 686 57 385 18 4 317 18 711 17 46 162 635. Alquileres 42 7 290 1 453 1 549 1 669 5 203 -3 6 95 254 5 22 8 3 480 447 8 14 534 636. Electricidad y Agua 4 28 352 77 79 36 169 7 18 50 9 1 152 2 1 150 1 701 2 837 637. Publicidad, Publicac., Relac.Publica 50 21 1 599 317 162 126 456 208 171 479 62 8 229 11 10 486 919 7 5 323 638. Servicios de Personal 1 216 24 984 9 770 3 243 4 393 133 852 25 163 59 24 7 897 31 627 65 84 448 639. Otros Servicios 130 12 602 3 540 1 968 1 857 2 201 421 701 882 1 153 1 318 2 16 3 239 14 042 23 44 09664. TRIBUTOS 306 241 15 952 2 188 2 119 1 587 2 214 576 845 1 304 1 565 27 991 21 17 3 845 14 667 2 298 19 50 783 641. Impuesto a las Ventas 278 15 28 42 364 643. Canones 109 56 204 19 27 7 215 637 644. Derechos Aduaneros 1 1 645. Impuesto al Patrimonio Empresarial 425 368 290 567 1 650 646. Tributos a Gobiernos Locales 3 17 950 137 135 131 500 32 42 136 65 143 329 3 248 5 868 647. Cotizac. con Caracter de Tributo 4 1 018 143 112 100 37 487 20 1 098 119 4 11 217 3 371 648. Aportes D. Ley 25844 85 181 11 014 1 301 1 381 1 026 1 169 563 1 084 23 702 18 6 2 438 11 419 16 32 426 648.01. Cuota Gastos CTE 3 409 366 15 457 13 7 493 8 755 648.02. Cuota Gastos DGE 30 181 3 839 454 345 359 760 197 379 8 246 5 6 847 3 926 6 11 588 648.03. Cuota Gastos COES 56 7 175 843 1 037 667 704 1 591 10 12 083 649. Otros 213 44 2 691 58 67 39 302 10 179 44 290 4 145 79 2 298 3 6 46765. CARGAS DIVERSAS DE GESTION 249 261 4 429 3 186 2 463 2 445 3 198 815 843 2 444 922 376 1 520 25 1 7 115 9 736 1 566 20 41 612 651. Seguros 11 135 1 166 1 168 733 557 1 847 592 560 1 505 348 445 1 384 6 778 17 229 652. Regalías 653. Cotizaciones 2 6 247 7 15 4 28 6 12 22 9 17 69 427 1 869 654. Donaciones 292 5 147 444 655. Gastos Sindicales 5 1 54 5 32 17 113 656. Viáticos y Gastos de Viaje 126 1 975 330 198 509 105 72 409 50 83 782 295 3 937 659. Otros 110 119 2 724 1 031 1 385 1 684 761 107 200 476 497 376 976 25 4 876 2 089 1 566 19 19 02068. PROVISIONES DEL EJERCICIO 529 3 198 118 328 23 579 13 399 11 839 14 966 8 606 6 989 16 474 13 634 141 4 674 91 123 33 594 85 098 16 330 43 371 636 681. Depreciación 515 3 055 121 074 19 970 12 041 9 955 11 158 7 990 6 660 15 483 10 979 126 3 994 7 106 29 907 77 338 13 631 8 343 998 684. Cobranza Dudosa 87 2 790 134 631 933 1 129 356 156 91 1 090 247 63 6 1 350 2 064 2 049 8 13 183 686. Compensación Tiempo de Servicios 14 56 2 584 849 565 516 935 261 831 560 14 307 21 11 1 097 3 894 646 2 13 164 689. Otras Provisiones -8 119 2 626 162 435 1 744 173 69 1 005 126 1 240 1 802 4 25 1 291TOTAL COSTO DEL SERVICIO 8 032 18 852 971 064 143 713 134 843 100 769 111 959 43 410 52 966 91 358 104 780 5 155 64 942 1 986 1 767 245 566 945 141 146 281 1 756 3 194 342670. CARGAS FINANCIERAS 547 75 42 512 667 202 485 64 95 49 49 329 43 780 5 089 2 93 946 671. Intereses y Gastos de Préstamo 547 75 3 910 616 136 484 95 1 820 7 683 672. Intereses y Gastos de Sobregiros 347 347 673. Intereses y Gastos de Bonos y Oblig. 33 371 3 17 41 960 75 350 674. Intereses y Gastos de Doc. Descontad 675. Descuento de Pronto Pago 676. Pérdida por Diferencia de Cambio 2 1 3 677. Egresos Financieros DS 065-87 EF 678. Gastos por Compra-Venta de Valores 679. Otras Cargas Financieras 4 885 49 64 1 63 32 49 329 5 089 2 10 563COSTO SERVICIO+CARGAS FINANC. 8 579 18 926 1 013 577 143 713 134 843 100 769 112 626 43 612 53 452 91 422 104 780 5 250 64 991 2 035 2 097 245 566 988 921 151 370 1 758 3 288 288


COSTO COMBINADO POR NATURALEZA Y DESTINO GENERALEMPRESAS DISTRIBUIDORAS


146

Cuadro N° 30 Estado de Flujo de Efectivo por Tipo de Empresa y Sistema


GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS TOTAL SISTEMA SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL SISTEMAS AISLADOS

VARIACION - ACT. DE OPERACION 911 702 178 904 623 226 1 713 832 1 702 924 10 908 Utilidad Neta 435 000 108 786 241 270 785 056 778 527 6 529 Ajustes al Resultado Neto 677 330 74 359 436 582 1 188 271 1 175 187 13 084 Depreciación del periodo 450 401 41 451 323 538 815 389 803 328 12 061 Beneficios Sociales 4 281 1 6 765 11 047 10 063 984 Otras Provisiones 144 852 17 579 12 583 175 014 174 983 31 Impuestos Diferidos 72 671 15 081 92 191 179 943 179 934 8 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 5 126 247 1 505 6 878 6 878 Más (Menos) -200 629 -4 240 -54 626 -259 495 -250 790 -8 705 Cuentas por Cobrar Comerciales -110 802 5 852 -56 326 -161 276 -161 299 24 Cuentas por Cobrar Diversas 9 835 25 548 9 465 44 847 44 327 520 Gastos Pagados por Anticipado 19 103 2 126 -2 528 18 701 10 365 8 336 Existencias -8 983 2 473 -11 895 -18 405 -18 402 -3 Tributos -76 386 775 25 200 -50 411 -46 463 -3 948 Cuentas por Pagar 71 380 -24 831 67 448 113 997 112 408 1 588 Cuentas por Pagar Diversas -91 000 -35 626 -37 694 -164 320 -161 766 -2 554 Reservas 5 5 5 Beneficios Sociales -2 668 15 -944 -3 597 -2 889 -708 Cargas Diferidas 192 165 357 357 Otros -11 300 19 429 -47 522 -39 393 -27 433 -11 959VARIACION - ACT. DE INVERSION -391 009 -42 517 -314 787 -748 314 -743 953 -4 361 Activo Fijo -386 059 -9 586 -310 686 -706 331 -702 256 -4 076 Valores 14 232 -90 461 14 604 14 604 Inversiones Intangibles -9 228 -32 842 -3 077 -45 147 -45 141 -5 Pago de obras de Contrib. Reembolsable -25 -25 -25 Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos -95 -95 -95 Préstamos a Terceros -99 -99 -99 Otros -9 855 -1 366 -11 221 -10 941 -280VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO -591 424 -113 127 -295 661 -1 000 211 -996 918 -3 293 Emisión de Acciones 82 897 -17 300 110 65 708 65 708 Emisión de Valores 64 158 167 655 204 090 435 903 435 903 Préstamos Bancarios -43 260 -243 445 -83 720 -370 425 -370 416 -9 Préstamos de Accionistas -804 -177 -981 -922 -59 Dividendos -218 258 -16 535 -204 784 -439 577 -439 577 Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades -110 612 -110 612 -110 612 Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables -4 602 -4 602 -4 602 Transferencia Filiales 191 148 340 340 Otros -366 541 -2 698 -206 726 -575 965 -572 739 -3 226VARIACION DEL EFECTIVO -70 731 23 260 12 778 -34 693 -37 947 3 254SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 828 890 141 737 105 017 1 075 645 1 060 085 15 559SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 758 159 164 998 117 795 1 040 951 1 022 139 18 813


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO POR TIPO DE EMPRESA Y SISTEMA Al 31 de diciembre de 2004

( miles de soles )

147

Cuadro N° 31 Estado de Flujo de Efectivo Empresas Generadoras


CONCEPTO Cahua Chavimochic Edegel Eepsa Egasa Egemsa Egenor Egesur Electro Andes Electro Peru Enersur Etevensa San Gaban Shougesa Sinersa Termoselva Total

VARIACION - ACT. DE OPERACION 27 287 513 282 909 60 067 28 923 9 784 68 610 -16 774 41 605 62 236 357 466 30 705 -41 662 -21 759 6 255 15 537 911 702 Utilidad Neta -2 712 -708 114 633 34 011 17 651 16 229 24 052 -25 125 32 311 51 349 196 857 7 497 275 -40 718 5 783 3 615 435 000 Ajustes al Resultado Neto 25 296 1 165 288 176 27 222 36 261 15 240 65 559 9 383 18 160 115 884 67 685 35 854 -40 083 4 416 2 919 4 194 677 330 Depreciación del periodo 19 462 1 121 119 609 9 600 37 998 14 320 46 663 9 048 13 441 112 129 67 685 29 048 -43 688 6 853 2 919 4 194 450 401 Beneficios Sociales 307 38 265 492 390 306 845 1 326 312 4 281 Otras Provisiones 5 527 6 117 392 -2 229 123 14 177 29 4 313 2 430 521 3 605 -1 042 144 852 Impuestos Diferidos 50 911 17 622 -439 5 973 -1 395 72 671 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 407 4 719 5 126 Más (Menos) 4 703 56 -119 901 -1 166 -24 989 -21 685 -21 001 -1 033 -8 865 -104 997 92 924 -12 645 -1 854 14 543 -2 447 7 728 -200 629 Cuentas por Cobrar Comerciales 3 038 94 -12 540 -2 139 -14 136 -2 403 6 299 1 392 1 144 -57 834 -27 831 -9 089 -2 288 2 557 -983 3 917 -110 802 Cuentas por Cobrar Diversas -25 5 755 40 -9 428 -147 -9 578 -8 625 13 497 2 086 -727 7 115 663 -33 9 835 Gastos Pagados por Anticipado 1 469 -8 258 1 627 -160 -1 218 638 -61 -28 132 47 781 2 413 3 563 143 -701 19 103 Existencias 1 068 -4 698 -48 96 45 843 -888 282 -347 7 024 -14 018 766 893 -8 983 Tributos 2 902 -102 649 5 645 11 219 -685 1 701 5 482 -76 386 Cuentas por Pagar -404 8 586 1 338 9 674 -15 179 -2 445 -1 053 -12 399 4 429 49 590 18 571 -7 020 8 781 -140 9 051 71 380 Cuentas por Pagar Diversas -958 -38 -6 096 -18 467 -15 061 -14 902 -130 -74 -35 312 8 793 -1 248 -2 840 -1 397 -2 130 -1 139 -91 000 Reservas Beneficios Sociales -284 -298 -743 -1 297 -46 -2 668 Cargas Diferidas 192 192 Otros -2 103 -356 661 -6 134 -3 368 -11 300VARIACION - ACT. DE INVERSION -14 345 -513 -21 295 -19 570 -21 546 -5 440 -11 144 -671 -7 534 -2 580 -150 659 -104 211 -15 311 -554 -6 583 -9 051 -391 009 Activo Fijo -2 745 -513 -33 904 -19 570 -21 163 -5 887 -9 488 -641 -7 217 -2 352 -150 605 -104 211 -11 574 -554 -6 583 -9 051 -386 059 Valores 12 609 447 1 177 14 232 Inversiones Intangibles -1 955 -1 656 -30 -445 -1 405 -3 737 -9 228 Pago de obras de Contrib. Reembolsable Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos Préstamos a Terceros -99 -99 Otros -9 645 -383 227 -54 -9 855VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO 6 668 -263 058 -24 233 -944 -207 806 17 518 -44 382 -110 612 -94 771 84 181 43 209 19 865 -4 491 -12 567 -591 424 Emisión de Acciones 17 518 65 380 82 897 Emisión de Valores 64 158 64 158 Préstamos Bancarios 6 668 -94 002 -7 890 1 518 -98 719 184 095 -22 171 -4 491 -8 267 -43 260 Préstamos de Accionistas Dividendos -157 533 -16 343 -44 382 -218 258 Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades -110 612 -110 612 Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables Transferencia Filiales 191 191 Otros -75 681 -944 -209 324 - 3 948 -99 914 19 674 -4 300 -366 541VARIACION DEL EFECTIVO 19 610 -1 445 16 263 6 432 4 344 -150 339 72 -10 311 -50 956 112 036 10 675 -13 764 -2 448 -4 820 -6 081 -70 731SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 15 152 24 256 18 478 54 306 41 703 255 930 2 366 35 887 172 661 118 469 27 774 28 752 7 534 8 704 16 917 828 890SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 34 762 22 811 34 741 60 739 46 047 105 591 2 439 25 576 121 705 230 505 38 450 14 988 5 086 3 883 10 837 758 159


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS GENERADORAS Al 31 de diciembre de 2004

( miles de soles )

148

Cuadro N° 32 Estado de Flujo de Efectivo Empresas Transmisoras


CONCEPTO Eteselva ISA Redesur Transmantaro REP TotalVARIACION - ACT. DE OPERACION -1 989 20 642 19 886 44 687 95 678 178 904 Utilidad Neta 3 615 10 969 7 269 48 893 38 040 108 786 Ajustes al Resultado Neto 2 894 6 380 8 254 20 705 36 126 74 359 Depreciación del periodo 2 894 6 100 8 247 20 813 3 396 41 451 Beneficios Sociales 1 1 Otras Provisiones 106 -15 257 32 730 17 579 Impuestos Diferidos -17 15 097 15 081 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 189 6 52 247 Más (Menos) -8 499 3 293 4 364 -24 911 21 512 -4 240 Cuentas por Cobrar Comerciales 4 933 12 -120 245 782 5 852 Cuentas por Cobrar Diversas 390 1 577 51 -621 24 151 25 548 Gastos Pagados por Anticipado -372 979 220 -2 019 3 318 2 126 Existencias 8 - -281 2 746 2 473 Tributos 3 360 -2 585 775 Cuentas por Pagar -4 418 14 -145 -21 162 879 -24 831 Cuentas por Pagar Diversas -8 553 702 1 -1 072 -26 705 -35 626 Reservas Beneficios Sociales 15 15 Cargas Diferidas Otros -480 983 18 927 19 429VARIACION - ACT. DE INVERSION -170 -1 288 -829 -40 231 -42 517 Activo Fijo -170 -1 198 -779 -7 440 -9 586 Valores -90 -90 Inversiones Intangibles -50 -32 791 -32 842 Pago de obras de Contrib. Reembolsable Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos Préstamos a Terceros OtrosVARIACION - ACT FINANCIAMIENTO 1 624 -20 430 -15 398 -39 236 -39 687 -113 127 Emisión de Acciones -17 300 -17 300 Emisión de Valores 167 655 167 655 Préstamos Bancarios 4 322 -15 881 -10 478 -14 067 -207 342 -243 445 Préstamos de Accionistas -804 -804 Dividendos -3 746 -4 920 -7 869 -16 535 Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables Transferencia Filiales Otros -2 698 -2 698VARIACION DEL EFECTIVO -365 42 3 201 4 622 15 761 23 260SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 5 723 16 803 34 308 12 611 72 293 141 737SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 5 357 16 845 37 509 17 233 88 053 164 998


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS TRANSMISORAS Al 31 de diciembre de 2004

( miles de soles )

149

Cuadro N° 33 Estado de Flujo de Efectivo Empresas Distribuidoras


CONCEPTO Coelvisac Ede Cañete Edelnor Electro CentroElectro Noroeste

Electro NorteElectro Oriente

Electro Puno Electro Sur Electro SuresteElectro Surmedio

Electro Tocache

Electro Ucayali

Emsemsa Emseusa Hidrandina Luz del Sur Seal Sersa Total

VARIACION - ACT. DE OPERACION 3 443 3 358 207 119 32 196 7 888 8 122 10 181 2 147 6 697 17 710 22 649 248 9 583 89 58 48 175 230 316 13 093 156 623 226 Utilidad Neta 572 837 34 132 39 645 7 873 4 019 7 091 93 1 676 2 435 -5 875 -67 5 731 50 16 18 211 123 045 1 656 129 241 270 Ajustes al Resultado Neto 570 2 462 217 618 22 131 13 11 725 11 987 8 606 6 923 16 315 16 230 3 659 5 -112 32 229 69 845 16 330 43 436 582 Depreciación del periodo 547 2 610 115 387 19 795 12 9 863 11 060 7 990 6 600 15 483 10 979 3 794 -7 -127 28 576 77 338 13 631 8 323 538 Beneficios Sociales 22 2 337 1 512 928 261 831 -184 305 3 15 1 087 646 2 6 765 Otras Provisiones 1 15 4 450 1 1 351 356 323 2 991 -440 9 2 567 -1 118 2 053 25 12 583 Impuestos Diferidos -280 97 781 1 056 -6 374 8 92 191 Pérdida en Vta. de Inm, Maq y Equipo 117 1 388 1 505 Más (Menos) 2 301 59 -44 631 -29 581 1 -7 623 -8 898 -6 552 -1 902 -1 040 12 293 316 193 34 154 -2 265 37 425 -4 893 -17 -54 626 Cuentas por Cobrar Comerciales 11 351 -313 -31 616 2 480 -8 -2 794 -2 130 -1 322 -6 076 1 966 -881 350 -1 212 -81 2 088 447 -23 972 -4 574 -28 -56 326 Cuentas por Cobrar Diversas 573 59 6 713 1 548 983 497 -948 4 270 -675 -1 007 -16 -1 1 -224 -2 833 503 22 9 465 Gastos Pagados por Anticipado -252 -417 -376 2 -2 142 8 330 75 -229 -7 -660 7 -6 754 -14 -90 -1 -2 528 Existencias 9 -1 683 3 123 -2 789 1 -1 752 533 -402 873 509 -4 129 3 8 -2 788 -4 447 1 048 -11 -11 895 Tributos -457 -410 2 707 -3 953 346 277 21 28 984 -2 320 4 25 200 Cuentas por Pagar -8 897 2 013 8 409 13 003 14 6 463 3 959 -150 503 -1 520 12 140 361 4 954 104 -2 370 7 319 24 605 -3 460 67 448 Cuentas por Pagar Diversas -801 646 -31 030 -10 192 -8 -2 823 -2 836 -24 -721 -1 666 2 458 -100 1 448 7 320 715 2 288 4 624 -37 694 Reservas 5 5 Beneficios Sociales -23 186 843 -705 -254 19 -66 -296 -21 -624 -2 -944 Cargas Diferidas 524 -430 85 -14 165 Otros 21 -36 804 -5 128 -12 059 -4 386 -918 -264 85 100 -981 12 813 -47 522VARIACION - ACT. DE INVERSION -1 327 -2 749 -72 859 -40 689 -20 -11 621 -3 792 -1 410 -6 341 -11 922 -2 872 -239 -1 953 -54 -36 -48 838 -98 078 -9 967 -19 -314 787 Activo Fijo -1 325 -3 796 -72 859 -36 874 -19 -10 632 -3 512 -1 436 -6 583 -11 922 -730 -239 -1 843 -54 -36 -47 389 -101 456 -9 967 -14 -310 686 Valores 461 461 Inversiones Intangibles -2 -990 -75 -1 449 -556 -5 -3 077 Pago de obras de Contrib. Reembolsable 25 -50 -25 Remesas a Empresas Regionales Desembolso para Estudios y Proyectos -95 -95 Préstamos a Terceros Otros 1 048 -3 815 -1 -280 -2 142 -110 3 934 -1 366VARIACION - ACT FINANCIAMIENTO -2 056 -48 -137 629 253 -6 110 2 120 -3 225 52 1 087 -118 -17 163 -8 -232 -130 194 -2 331 -61 -295 661 Emisión de Acciones 110 110 Emisión de Valores 100 000 104 090 204 090 Préstamos Bancarios -1 341 -60 631 11 2 120 -8 -232 -23 433 -205 -1 -83 720 Préstamos de Accionistas -118 -59 -177 Dividendos -76 127 -126 633 -2 023 -204 784 Transferencias M.E.M Pago a cuenta de utilidades Pago de C.T.S Proveniente de Contrib. Reembolsables -196 -871 -3 433 -102 -4 602 Transferencia Filiales 148 148 Otros -825 -100 000 253 -6 120 -3 225 52 1 087 -17 163 -80 785 -1 -206 726VARIACION DEL EFECTIVO 60 562 -3 369 -8 240 1 758 -1 380 3 164 789 1 444 5 669 2 614 9 7 630 35 14 -895 2 044 795 76 12 778SALDO EFECT. AL INICIO DEL EJERCICIO 22 2 380 11 674 16 120 2 2 391 15 512 11 591 3 683 15 783 1 360 47 2 410 8 8 267 9 389 4 331 47 105 017SALDO EFECT. AL FIN. DEL EJERCICIO 82 2 942 8 305 7 880 1 761 1 012 18 676 12 380 5 126 21 453 3 973 56 10 039 43 14 7 371 11 433 5 126 123 117 795


ESTADO DE FLUJO EFECTIVO DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Al 31 de diciembre de 2004

( miles de soles )

150

Cuadro N° 34 Consolidado General de Activos Fijos


TOTAL

ACTIVO FIJO Centrales Térmicas Centrales Hidraulicas

Comercialización Administración Total Subestaciones Lineas Muy alta Tension

Lineas Alta tension Administracion Total Redes Media Tension Redes Baja Tension Comercializacion Adminsitracion Total Total Acumulado

ACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 46 355 42 104 90 5 104 93 654 19 911 775 499 21 185 46 606 2 832 30 028 23 868 103 334 218 173 Inmuebles 1 018 994 9 305 227 2 569 77 769 10 404 559 78 803 8 783 180 38 101 125 867 119 044 31 845 68 601 85 793 305 283 10 835 709 Maquinarias y Equipos 3 131 796 5 014 088 3 801 2 448 8 152 133 868 517 919 107 44 629 24 1 832 278 3 131 640 3 741 295 442 250 42 284 7 357 469 17 341 881 Muebles 6 932 6 264 3 012 26 388 42 596 5 989 2 680 280 1 204 10 153 13 583 12 643 27 776 33 137 87 139 139 888 Unidades de Transporte 11 076 32 931 231 16 622 60 860 11 529 943 1 164 1 227 14 863 9 706 7 864 7 249 18 415 43 234 118 957 Equipos Diversos 264 112 78 149 7 225 45 664 395 150 20 453 1 772 1 077 2 146 25 447 23 290 15 169 17 964 36 755 93 177 513 775 Otros 238 624 169 063 21 59 945 467 654 279 671 17 198 528 548 825 417 152 494 62 942 15 958 23 023 254 418 1 547 488 Total 4 717 890 14 647 827 16 950 233 939 19 616 606 1 284 873 951 259 575 878 43 200 2 855 210 3 496 364 3 874 589 609 828 263 274 8 244 055 30 715 871DEPRECIACION ACUMULADA

Inmuebles 133 445 2 378 299 1 870 11 313 2 524 928 21 346 1 389 12 29 658 52 405 22 090 7 183 15 158 21 430 65 860 2 643 193 Maquinarias y Equipos 1 177 701 2 444 708 487 694 3 623 590 306 297 213 237 26 787 19 546 340 1 086 502 1 209 877 153 987 27 482 2 477 848 6 647 778 Muebles 4 221 3 616 1 668 19 307 28 812 3 200 1 954 151 489 5 794 9 992 9 162 19 667 23 441 62 263 96 869 Unidades de Transporte 7 162 28 033 557 12 716 48 469 5 793 881 524 841 8 040 7 009 5 727 5 622 15 126 33 485 89 994 Equipos Diversos 62 351 39 380 2 330 31 037 135 098 5 360 1 175 160 960 7 655 10 731 5 901 8 725 20 506 45 863 188 616 Otros 2 342 8 126 10 469 30 546 65 854 96 400 80 86 166 107 035 Total 1 387 223 4 902 163 6 912 75 067 6 371 365 372 542 218 637 93 488 31 968 716 634 1 136 324 1 237 931 203 159 108 071 2 685 485 9 773 484ACTIVO FIJO NETO Terrenos 46 355 42 104 90 5 104 93 654 19 911 775 499 21 185 46 606 2 832 30 028 23 868 103 334 218 173 Inmuebles 885 549 6 926 928 699 66 455 7 879 631 57 457 7 394 168 8 443 73 462 96 955 24 662 53 444 64 363 239 423 8 192 516 Maquinarias y Equipos 1 954 096 2 569 380 3 314 1 754 4 528 544 562 220 705 870 17 842 5 1 285 938 2 045 138 2 531 418 288 263 14 802 4 879 621 10 694 103 Muebles 2 711 2 648 1 345 7 081 13 784 2 790 725 130 715 4 359 3 591 3 481 8 109 9 696 24 877 43 020 Unidades de Transporte 3 913 4 897 -326 3 906 12 391 5 736 62 640 385 6 823 2 697 2 136 1 627 3 289 9 749 28 963 Equipos Diversos 201 761 38 769 4 895 14 627 260 052 15 093 597 917 1 185 17 793 12 558 9 268 9 240 16 249 47 314 325 159 Otros 236 282 160 937 21 59 945 457 185 249 125 17 198 462 694 729 016 152 494 62 862 15 958 22 937 254 252 1 440 453 Total 3 330 667 9 745 664 10 037 158 872 13 245 241 912 331 732 622 482 391 11 232 2 138 576 2 360 040 2 636 658 406 669 155 204 5 558 570 20 942 387


EQUIPOS DE GENERACION EQUIPOS DE TRANSMISION EQUIPOS DE DISTRIBUCION

CONSOLIDADO GENERAL DE ACTIVOS FIJOSCIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004 (Expresado en miles de soles)

151

Cuadro N° 35 Activo Fijo por Tipo de Empresa


ACTIVO FIJO GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS Total Acumulado SEIN SA

ACTIVO FIJO BRUTO Terrenos 74 326 582 143 265 218 173 204 968 13 205 Inmuebles 10 214 540 1 772 619 397 10 835 709 10 775 747 59 962 Maquinarias y Equipos 7 853 134 526 586 8 962 161 17 341 881 17 070 986 270 895 Muebles 40 430 4 737 94 721 139 888 139 541 348 Unidades de Transporte 58 422 11 825 48 709 118 957 116 770 2 187 Equipos Diversos 386 743 18 804 108 229 513 775 506 156 7 619 Otros 436 318 792 026 319 144 1 547 488 1 537 229 10 259 Total 19 063 914 1 356 332 10 295 626 30 715 871 30 351 397 364 474DEPRECIACION ACUMULADA

Inmuebles 2 489 760 83 153 350 2 643 193 2 639 011 4 182 Maquinarias y Equipos 3 472 186 70 579 3 105 013 6 647 778 6 616 479 31 299 Muebles 27 052 2 483 67 334 96 869 96 714 155 Unidades de Transporte 46 785 5 163 38046,22796 89 994 89 188 806 Equipos Diversos 132 986 3 574 52 055 188 616 187 393 1 223 Otros 8 126 96 400 2 508 107 035 106 963 72 Total 6 176 894 178 284 3 418 306 9 773 484 9 735 748 37 737ACTIVO FIJO NETO Terrenos 74 326 582 143 265 218 173 204 968 13 205 Inmuebles 7 724 781 1 689 466 047 8 192 516 8 136 736 55 780 Maquinarias y Equipos 4 380 948 456 007 5 857 148 10 694 103 10 454 506 239 596 Muebles 13 379 2 254 27 387 43 020 42 827 193 Unidades de Transporte 11 638 6 662 10 663 28 963 27 582 1 381 Equipos Diversos 253 756 15 229 56 174 325 159 318 764 6 395 Otros 428 192 695 625 316 636 1 440 453 1 430 267 10 186 Total 12 887 019 1 178 048 6 877 320 20 942 387 20 615 650 326 737


ACTIVO FIJO POR TIPO DE EMPRESAS

(Expresado en miles de soles)

CIFRAS AJUSTADAS POR INFLACION Al 31 de diciembre de 2004

Cuadro N° 36 Resumen de Ratios Financieros


A. Liquidez Razón Corriente = Activo Corriente/ Pasivo Corriente Prueba Acida = (Activo Corriente-existencias-gastos pagados por anticipado)/ Pasivo Corriente Liquidez Inmediata = Caja bancos / Pasivo corriente.B. Gestión de Cuentas por Cobrar Rotación = (Total ingresos-otros ingresos)/ (Cuentas por cobrar comerciales(neto)+Cuentas por cobrar empresas del sector) Efectividad de Cobranza = 360/ RotaciónC. Solvencia Endeudamiento patrimonial = Total pasivo/ Patrimonio neto Cobertura de Interés = (Utilidad operativa+provisiones del ejercicio)/ (-Gastos financieros) Cobertura del Activo Fijo = Inmuebles, Maquinaria y equipo(neto)/ Patrimonio netoD. Gestión de La deuda Estructura (%) = Pasivo corriente/ Total Pasivo Servicio (%) = (-Gastos financieros ) / (Total Pasivo-Otros Pasivos- Ganancias diferidas -Provisión Beneficios Sociales) Cobertura (%) = (Utilidad operativa +Provisiones del ejercicio) / Deudas a largo plazo (parte corriente)E. Rentabilidad Bruta (%) = (Utilidad operativa+ Gastos de Comercialización +Gastos Generales y administrativos) / Inmuebles, Maquinarias y equipo (neto) Operacional (%) = Utilidad Operativa / Inmuebles, Maquinaria y Equipo(Neto) Neta (%) = Utilidad Neta / Inmuebles, Maquinaria y equipo (neto) Bruta ingreso(%) = (Utilidad operativa+ Gastos de Comercialización +Gastos Generales y administrativos) / Total Ingresos. Operacional ingreso %) = Utilidad Operativa / Total de Ingresos Neto ingreso(%) = Utilidad Neta / Total Ingreso Del Patrimonio (%) = Utilidad Neta / Patrimonio Neto GIR sobre Ventas (%) = (Utilidad Operativa+Provisiones del ejercicio) / (Total Ingresos- Otros Ingresos) GIR Sobre Activo Fijo (%) = (Utilidad Operativa+ Provisiones del Ejercicio) / Inmuebles,Maquinaria y equipo (neto) ROA Anual S/. YTY(%) * = Utilidad Operativa / Total de Activos (1) ROE Anual S/. YTY(%) * = Utilidad Antes de Impuestos / Patrimonio Neto (2) Gir sobre Patrimonio(%) = (Utilidad operativa+Provisiones)/Patrimonio NetoF. Gestión del Activo Fijo Eficiencia = (Total Ingresos- Otros Ingresos) / Inmuebles,Maquinaria y equipo (Neto) Depreciación sobre Activo Fijo = Depreciación Inmuebles,Maquinaria y Equipo / Inmuebles,Maquinaria y equipo (Neto) Dep. Acumulada sobre Activo Fijo = Depreciación acumulada Inmuebles,Maquinaria y Equipo / Inmuebles,Maquinaria y equipo (Neto) Gtos. de Personal sobre Act. Fijo = Cargas de Personal / Inmuebles, Maquinaria y Equipo(Neto)G. Valor de Mercado Precio/Utilidad = Precio Contable por acción/ Utilidad por acción Valor en Libros = Patrimonio Neto/ Capital Social Valor de mercado/valor de libros = Precio por Acción/ Valor en Libros por Acción*(1) Activos del Periodo*(2) Patrimonio neto del Periodo

Fuente: Osinerg.Elaborado por: Escuela Superior Administración de Negocios-ESAN.

RESUMEN DE RATIOS FINANCIEROS Al 31 de diciembre de 2004

Cuadro N° 37 Glosario

TERMINOS INGLES ESPAÑOLAnotación contable que permite imputar el montante de una inversión

Amortization/Amortización The repayment of a loan by installments. como gasto durante varios años. Reconoce por tanto la pérdida de valoro depreciación de un activo a lo largo de su vida física o económica.

Indicator of financial leverage. Compares assets Relación deuda/capital. Indica el nivel de apalancaiento de la deudadebt/equity ratio provided by creditors to assets provided by

shareholders. Determined by dividing long-term.EBITDA/ UAII & DA Earnings Before Interests, Taxes, Depreciation Utilidad antes de interés, impuestos, depreciación y amortización.

and Amortization.GIR Generación Interna de Recursos. GIR=Utilidad Operativa + Provisiones.

The rate at which the general level of prices for Subida generalizada de los precios. La inflación de nuestro país se mideInflation/Inflación goods and services is rising. con el IPC, este índice es una media ponderada, no es la medida exacta

de los precios de todos los productos.ROA Return Over the Assets Retorno sobre los activosROE Return Over the Equity Retorno sobre el patrimonio

Tasa Interna de Retorno. Se calcula en base a la proyección del ingreso, TIR la estimación de la inversión y un periodo determinado.

El ingreso puede ser representado por el EBITDA o la GIR y la inversión por el VNRConjunto de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas conectadas

Sistema interconectado entre sí, que permite la transferencia de energía entre dos o más sistemas degeneración.

GLOSARIO

Procesamiento y Análisis de la

Información Económica y

Financiera


METODOLOGÍA Y ESTIMACIÓN DE LA GIR / VNR

INFORMACION AUDITADA 2004

Cifras en Nuevos Soles

SER/DDE/002

155

METODOLOGÍA Y ESTIMACIÓN DE LA GIR / VNR

INFORMACION AUDITADA 2004

CONTENIDO

1. CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA GIR / VNR..156

1.1. Estimación del VNR contable ...............................................................................156 a. Estimación del VNR................................................................................................157

2. SECTOR ELÉCTRICO..........................................................................................159

2.1. Empresas Privadas...............................................................................................161

2.2. Empresas Estatales..............................................................................................163

3. CONCLUSIONES...................................................................................................164

TABLAS Tabla 1 GIR / VNR Sector Eléctrico......................................................................................159 Tabla 2 GIR/VNR por tipo de empresa.....................................................................................160 Tabla 3 GIR/VNR para las empresas privadas..........................................................................161 Tabla 4 GIR/VNR Sector Eléctrico Privado...............................................................................163 Tabla 5 GIR/VNR - Empresa estatales .....................................................................................163

156

Metodología y Estimación de la GIR / VNR

1. Criterios y Metodología para el cálculo de la GIR / VNR

A continuación se propondrán dos métodos alternativos para la estimación del

VNR. En todos los casos, los resultados obtenidos son expresados en nuevos

soles13.

1.1. Estimación del VNR contable

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 del negocio14.

Bajo el supuesto de que no existiera discrepancia entre el monto de la inversión

eficiente estimada por el Organismo Regulador (VNR) y el monto consignado por

la empresa en su balance, el VNR será igual al Activo Total menos el Activo

Corriente.

En consecuencia, para la estimación de la TIR se comienza por detraer del Activo

Total, el Activo Corriente. El resultado será el equivalente al VNR de la empresa.

Fórmula 1

Corriente Activo-Total ActivoVNR Fijo Activo =

13 Las conversiones realizadas en la elaboración del presente documento se efectuaron en base al tipo de cambio promedio de diciembre de 2004 (TC: 3,2815. Fuente: BCRP). 14 El Activo Fijo contable no necesariamente corresponde a niveles eficientes de inversión del negocio en cuestión. En tanto, el VNR corresponde a niveles eficientes de inversión para un negocio similar. Es decir, en condiciones de eficiencia, el VNR representa las inversiones requeridas para llevar adelante un negocio similar, excluyendo cualquier componente no operativo.

157

Tanto el Activo Total como el Activo Corriente son expresados en nuevos soles y

términos anuales.

a. Estimación del VNR

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 120 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.

Transmisoras

Para el caso de las empresas de Transmisión, el VNR se encuentra publicado en

resoluciones del OSINERG-GART15. 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 resoluciones del OSINERG-GART. En 1997 el VNR de las empresas

distribuidoras fue establecido en la Resolución N° 014-97 y en el 2001 mediante la

Resolución N° 1909-2001, esperándose una nueva resolución para el año 2005.

15 Las siguientes resoluciones establecen los VNR de las empresas transmisoras: Transmantaro, Resolución N° 027-98-P/CTE (24/11/1998); ISA, Resolución N° 181-2002-OS/CD (25/01/2002); REP, Resolución N° 1449-2002-OS/CD (20/09/2002); Eteselva, Resolución N° 096-2003-OS/CD (17/06/2003); Redesur, Resolución N° 1316-2002-OS/CD (07/06/2002).

158

Para la estimación del VNR se consideró la Resolución OSINERG N° 180-2005-

OS/CD, del 1° de agosto de 2005; proyecto de Resolución que fija el VNR de las

instalaciones de distribución eléctrica.

159

Resultados de la Estimación de la GIR / VNR

2. Sector Eléctrico

En el caso de las empresas Generadoras las empresas que obtuvieron el mayor

ratio GIR / VNR fueron Enersur y Eepsa quienes registraron valores de 26,1% y

23,0% respectivamente al cierre del año 200416.

Por el lado de las empresas Transmisoras la empresa REP obtuvo el mayor valor

GIR / VNR con un 26,0%, seguido de las empresas ISA y Eteselva quienes

obtuvieron valores de 14,7% y 13,1% respectivamente al cierre del año 2004.

Finalmente, en las empresas distribuidoras fue la empresa Electro Ucayali la que

obtuvo el mayor valor de GIR/VNR con un 21,1%, seguida de las empresas

Electro Oriente con 19,4%, Luz del Sur y Edelnor quienes registraron 17,9% y

17,2% respectivamente.

La Tabla 1 muestra los resultados por empresa.

Tabla 1 GIR / VNR Sector Eléctrico

Empresas GIR* VNR* GIR/VNR Empresas GIR* VNR* GIR/VNR Empresas GIR* VNR** GIR/VNR

Electroperu 267 474 3 970 878 6,7% Transmantaro 56 037 599 451 9,3% Luz del Sur 296 760 2 018 684 14,7%Edegel 459 780 3 717 797 12,4% Redesur 28 051 232 635 12,1% Edelnor 282 291 1 918 754 14,7%Egenor 177 749 1 628 812 10,9% ISA 27 551 187 911 14,7% Hidrandina 48 594 467 399 10,4%Enersur 281 571 1 078 782 26,1% REP 103 949 399 066 26,0% Electro Centro 33 285 414 056 8,0%Egasa 45 858 993 311 4,6% Eteselva 20 725 158 260 13,1% Seal 19 198 266 219 7,2%Electroandes 94 436 785 435 12,0% Electro Sur Este 21 433 275 904 7,8%San Gaban 23 815 463 080 5,1% Electro Nor Oeste 29 111 236 686 12,3%Etevensa 47 631 441 034 10,8% Electro Puno 8 350 172 529 4,8%Egemsa 42 993 388 948 11,1% Electro Norte 21 449 191 259 11,2%Termoselva 42 536 311 491 13,7% Electro Sur Medio 18 498 184 258 10,0%Eepsa 45 775 198 925 23,0% Electro Sur 9 694 99 066 9,8%Cahua

1 23 560 192 228 12,3% Electro Oriente 19 114 211 962 9,0%

Sinersa 4 264 107 896 4,0% Electro Ucayali 8 773 116 969 7,5%Chavimochic 3 890 30 242 12,9% Edecañete 3 105 37 627 8,3%Egesur - - - Coelvisa 1 167 10 081 11,6%Shougesa - - - Sersa 114 2 641 4,3%Egepsa2

S/Información Emseusa 530 5 107 10,4%CNP Energia Fusión Cahua Fusión Cahua Emsemsa 100 8 306 1,2%

TOTAL 1 561 330 14 308 859 10,9% TOTAL 236 312 1 577 324 15,0% TOTAL 821 567 6 637 506 12,4%*GIR y VNR al 31/12/2004 (miles de S/.) 1 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004

**VNR al 31/12/2004 (miles de S/.), incluye distribución , transmisión secundaria y generación, según corresponda

DISTRIBUIDORASGENERADORAS TRANSMISORAS

16 Cabe indicar que para este periodo la empresa Egepsa no fue considerada en el análisis por no presentar información financiera.

160

Shougesa y Egesur obtuvieron valores negativos en la GIR como resultado de sus

utilidades operativas negativas (en S/. 42 y S/.17 millones respectivamente), los

cuales fueron consecuencia de los mayores gastos respecto al año 2003 (36,9% y

8,7% respectivamente) producto de las sequías y el efecto de los precios

internacionales del petróleo. En Shougesa, el principal incremento en los gastos

se produjo por la variación en Compra de Energía (48,7%), mientras en Egesur

por el aumento en Combustibles y Lubricantes (78,5%).

Tabla 2 GIR/VNR por tipo de empresa

Tipo de Empresa

GIR* VNR* GIR/VNR

Generadoras 1.561.330 14.308.859 10,9%Transmisoras 236.312 1.577.324 15,0%Distribuidoras 821.567 6.637.506 12,4%TOTAL 2.619.208 22.523.688 11,6%*GIR y VNR al 31/12/2004 (miles de S/.)

GIR/VNR SECTOR ELECTRICO

El resultado consolidado para las empresas del Sector Eléctrico es de 11,6%.

Cada una de las actividades del Sector Eléctrico (Generación, Transmisión y

Distribución) ha sido ponderada en función del tamaño de los activos de las

empresas que las conforman.

El resultado del ratio GIR/VNR para las empresas Generadoras en el año 2004

fue de 10,9%, las empresas transmisoras registraron en el mismo periodo un valor

de 15,0%, mientras que las empresas distribuidoras obtuvieron un ratio de 12,4%.

El Gráfico 1 muestra los valores indicados.

161

Gráfico.- 1 GIR / VNR Sector Eléctrico

10,9%

15,0%

12,4%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

Generadoras Transmisoras Distribuidoras

GIR/VNR sector eléctrico

2.1 Empresas Privadas

Haciendo la distinción de las empresas por su tipo de administración, tenemos

que las empresas generadoras que son administradas por operadores privados

obtienen en promedio un GIR/VNR de 13,9%.

Como ya fue mencionado se destacan entre ellas Enersur del grupo Tractebel con

el máximo indicador de 26,1%, seguida por Eepsa con 23,0%.

Por otro lado, la generadora que mostró un menor GIR/VNR fue Sinersa con

4,0%.

Tabla 3 GIR/VNR para las empresas privadas

Empresas GIR* VNR* GIR/VNR Empresas GIR* VNR* GIR/VNR Empresas GIR* VNR** GIR/VNR

Edegel 459.780 3.717.797 12,4% Transmantaro 56.037 599.451 9,3% Luz del Sur 296.760 2.018.684 14,7%Egenor 177.749 1.628.812 10,9% Redesur 28.051 232.635 12,1% Edelnor 282.291 1.918.754 14,7%Enersur 281.571 1.078.782 26,1% ISA 27.551 187.911 14,7% Electro Sur Medio 18.498 184.258 10,0%Electroandes 94.436 785.435 12,0% REP 103.949 399.066 26,0% Edecañete 3.105 37.627 8,3%Etevensa 47.631 441.034 10,8% Eteselva 20.725 158.260 13,1% Coelvisa 1.167 10.081 11,6%Termoselva 42.536 311.491 13,7%Cahua1

23.560 192.228 12,3%Eepsa 45.775 198.925 23,0%Sinersa 4.264 107.896 4,0%Shougesa - - -

Egepsa 2 S/Información S/Información

TOTAL 1.177.300 8.462.399 13,9% TOTAL 236.312 1.577.324 15,0% TOTAL 601.821 4.169.404 14,4%*GIR y VNR al 31/12/2004 (miles de S/.) 1 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004


GENERADORAS PRIVADAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS PRIVADAS

162

El resultado para las transmisoras privadas es el mismo que el observado en la

Tabla 1, debido a que en la actualidad no existen transmisoras que sean

operadas por el estado.

El resultado para las transmisoras es 15,0%, siendo las empresas REP e ISA las

que mejores resultados mostraron, obteniendo valores de 26,0% y 14,7%

respectivamente.

Gráfico.- 2 GIR / VNR Empresas Privadas

13,9%15,0% 14,4%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%


GIR/VNR empresas privadas

En la Tabla 1 observamos que el GIR/VNR de las distribuidoras era en promedio

de 12,4%. Sin embargo, si consideramos sólo a las distribuidoras de

administración privada, se nota una diferencia. La GIR/VNR de las distribuidoras

privadas asciende a 14,4%. Ello evidencia que las distribuidoras privadas, operan

de una manera más eficiente que las empresas estatales.

Edelnor y Luz de Sur, las distribuidoras más grandes por su nivel de activos,

obtuvieron ambas 14,7% de GIR/VNR.

163

Tabla 4 GIR/VNR Sector Eléctrico Privado

Tipo de Empresa

GIR* VNR* GIR/VNR

Generadoras 1.177.300 8.462.399 13,9%Transmisoras 236.312 1.577.324 15,0%Distribuidoras 601.821 4.169.404 14,4%TOTAL 2.015.433 14.209.127 14,2%*GIR y VNR al 31/12/2004 (miles de S/.)

GIR/VNR SECTOR ELECTRICO PRIVADO

2.2 Empresas Estatales

Tabla 5 GIR/VNR - Empresa estatales

Empresas GIR* VNR* GIR/VNR Empresas GIR* VNR* GIR/VNRElectroperu 267.474 3.970.878 6,7% Hidrandina 48.594 467.399 10,4%Egasa 45.858 993.311 4,6% Electro Centro 33.285 414.056 8,0%Egemsa 42.993 388.948 11,1% Seal 19.198 266.219 7,2%San Gaban 23.815 463.080 5,1% Electro Nor Oeste 29.111 236.686 12,3%Chavimochic 3.890 30.242 12,9% Electro Sur Este 21.433 275.904 7,8%Egesur - - - Electro Puno 8.350 172.529 4,8%

Electro Norte 21.449 191.259 11,2%Electro Sur 9.694 99.066 9,8%Electro Oriente 19.114 211.962 9,0%Electro Ucayali 8.773 116.969 7,5%Emseusa 530 5.107 10,4%Emsemsa 100 8.306 1,2%Sersa 114 2.641 4,3%

TOTAL 384.029 5.846.460 6,6% TOTAL 219.746 2.468.102 8,9%*GIR y VNR al 31/12/2004 (miles de S/.)


DISTRIBUIDORAS ESTATALESGENERADORAS ESTATALES

Gráfico.- 3 GIR / VNR Empresas Estatales

6,6%

8,9%

7,3%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

Generadoras Distribuidoras TOTAL

GIR/VNR empresas estatales

164

En el caso de las empresas generadoras estatales, éstas obtuvieron en el año

2004 un GIR/VNR de 6,6% siendo las empresas Egemsa y Chavimochic quienes

obtuvieron los valores más representativos de 11,1% y 12,9% respectivamente.

Por otro lado, la empresa Egesur obtuvo un valor negativo de 3,3% en el ejercicio

2004.

Las empresas distribuidoras registraron 8,9% de GIR/VNR siendo las empresas

Electro Nor Oeste y Electro Norte las que obtuvieron los valores de 12,3% y

11,2% respectivamente. La empresa Emsemsa registro el menor valor con 1,2%

al cierre del año 2004.

3 Conclusiones

• El Sector Eléctrico presenta un rendimiento de 11,6% en el 2004, cercano al

12% establecido por la norma.

• Las empresas transmisores y distribuidoras lograron un mejor desempeño,

registrando un GIR/VNR de 15,0% y 12,4% respectivamente. En tanto que las

generadoras obtuvieron un 10,9%.

• Las empresas privadas sobresalen sobre las estatales. Las primeras registran

un GIR/VNR promedio de 14,2% por encima del 11,6% del Sector Eléctrico.

Mientras las generadoras y distribuidoras privadas presentan un GIR/VNR de

13,9% y 14,4% respectivamente, sus contrapartes estatales muestran tasas de

6,6% y 8.9% respectivamente.

165

PPrroocceessaammiieennttoo yy AAnnáálliissiiss ddee llaa

IInnffoorrmmaacciióónn EEccoonnóómmiiccaa yy FFiinnaanncciieerraa


MMEETTOODDOOLLOOGGÍÍAA YY EESSTTIIMMAACCIIÓÓNN DDEE LLAA TTIIRR IINNFFOORRMMAACCIIOONN AAUUDDIITTAADDAA 22000044

SSEERR//DDDDEE//000022

166

METODOLOGÍA Y ESTIMACIÓN DE LA TIR INFORMACION AUDITADA 2004

CONTENIDO

1. CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TIR. .............167

1.1. TIR base contable.................................................................................................169 a. Estimación del Activo Fijo .......................................................................................169 b. Estimación de la GIR ..............................................................................................170 c. Estimación de “n” ...................................................................................................170 d. Estimación de la TIR base contable.........................................................................171

1.2. TIR base VNR........................................................................................................171 a. Estimación del VNR................................................................................................172 b. Estimación de la GIR y de “n” ..................................................................................173 c. Estimación de la TIR base VNR ..............................................................................174

2. TIR BASE CONTABLE.........................................................................................175

2.1. Sector Eléctrico....................................................................................................175


3. TIR BASE VNR.......................................................................................................179

3.1. Sector Eléctrico....................................................................................................179


4. CONCLUSIONES...................................................................................................183

5. ANEXOS ..................................................................................................................184

TABLAS Tabla 1 TIR base contable Sector Eléctrico............................................................................1755 Tabla 2 TIR base contable por tipo de empresa......................................................................1766 Tabla 3 TIR base contable empresas privadas .......................................................................1777 Tabla 4 TIR base contable por tipo de empresa (privadas)......................................................1788 Tabla 5 TIR base VNR Sector Eléctrico..................................................................................1799 Tabla 6 TIR base VNR por tipo de empresa...........................................................................1808 Tabla 7 TIR base VNR empresas privadas .............................................................................1818 Tabla 8 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas) ...........................................................1828

ANEXOS Anexo 1: VNR considerados .................................................................................................1858 Anexo 2: Potencia instalada y efectiva de las empresas integrantes del COES-SINAC a diciembre

de 2004 .......................................................................................................................1878

167

Metodología y Estimación de la TIR

1 Criterios y Metodología para el cálculo de la TIR.

La Tasa Interna de Retorno (TIR) es un indicador que tiene como finalidad estimar

el máximo rendimiento sobre la inversión total que puede otorgar un proyecto o

negocio. Se espera que una inversión genere flujos periodo a periodo. La TIR será

aquella tasa máxima que puede obtenerse de los flujos que genere el proyecto o

negocio, de modo que al actualizarlos sean iguales a la inversión inicial. Es decir,

dada una inversión, la TIR es la tasa de descuento que hace que el Valor Actual

Neto (VAN)17 de la inversión sea igual a cero.

La TIR puede ser estimada para un periodo de doce meses (un año) o para varios

periodos anuales. La TIR de una inversión que genera un único flujo (ganancias)

para un periodo anual se puede calcular mediante la siguiente expresión:

Para estimar la TIR de un proyecto o negocio que dura “t” años, se puede calcular

mediante la siguiente expresión:

17 El Valor Actual Neto (VAN) expresa la ganancia o pérdida de valor que otorgan los flujos de un proyecto respecto a la inversión realizada. Los flujos que se espera que genere un proyecto son descontados a un costo de oportunidad relevante para la evaluación de determinado proyecto. Si estos flujos descontados (al periodo inicial de evaluación) resultan mayores o iguales a la inversión total inicial, el proyecto es viable. De lo contrario, deberá rechazarse el proyecto.

F1 = 1680

IT0 = (1500)

0

1 %12

115001680

=

−=

TIR

TIR

1−=InversiónGanancia

TIR

168

0)1(

...)1()1(

)(2

21 =+

+++

++

+=t

t

TIRFlujo

TIRFlujo

TIRFlujo

InversiónVAN

Si la TIR es lo suficiente como para pagar el costo de oportunidad de efectuar la

inversión en cuestión, el proyecto o negocio se llevará a cabo. Un proyecto o

negocio será viable si la TIR es al menos igual al costo de oportunidad relevante

para el proyecto o negocio. Si la TIR es menor a dicho costo de oportunidad, el

proyecto debe ser rechazado.

Para la estimación de la TIR es necesario establecer previamente tres variables:

• El Valor Nuevo de Reemplazo o VNR

• La Generación Interna de Recursos o GIR

• El Horizonte Temporal o “n”

El Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) representa el valor de las inversiones a una

fecha dada para la operación de un negocio en términos eficientes. La Generación

Interna de Recursos (GIR) constituyen los flujos operativos que dichas inversiones

generan durante el tiempo de vida de estas. El Horizonte Temporal (n) representa

el periodo de estimación de la TIR y está determinado por la vida útil económica

de las inversiones.

A continuación se propondrán dos métodos alternativos para la estimación de la

TIR: TIR base contable y TIR base VNR.

IT0 = (5000)

0

1 2 3 54

960 1250

1790 1790 1790

%14

0)1(

1790)1(

1790)1(

1790)1(

1250)1(

960)5000( 5432

=

=+

++

++

++

++

+=

TIRTIRTIRTIRTIRTIR

VAN

169

1.1. TIR base contable

Una primera aproximación al valor de mercado de una inversión, con objeto de

estimar la TIR, lo constituye la información contable del Activo Fijo contenida en

los estados financieros de las empresas.

a. Estimación del Activo Fijo

Utilizando el criterio de la convergencia de la información, el análisis es realizado

con base a los estados financieros, es decir en términos contables.

Bajo el supuesto de que no existiera discrepancia entre el monto de la inversión

eficiente estimada por el Organismo Regulador (VNR) y el monto consignado por

la empresa en su balance general, el Activo Fijo puede ser aproximado como la

diferencia entre el Activo Total menos el Activo Corriente 18.

En consecuencia, para la estimación de la TIR se comienza por detraer del Activo

Total, el Activo Corriente. El resultado será el equivalente al VNR de la empresa.

Fórmula 1

Corriente Activo-Total ActivoFijo Activo =

Tanto el Activo Total como el Activo Corriente son expresados en dólares

americanos19 y en términos anuales.

18 El Activo Fijo contable no necesariamente corresponde a niveles eficientes de inversión del negocio en cuestión. En tanto, el VNR corresponde a niveles eficientes de inversión para un negocio similar. Es decir, en condiciones de eficiencia, el VNR representa las inversiones requeridas para llevar adelante un negocio similar, excluyendo cualquier componente no operativo. 19 Las conversiones realizadas en la elaboración del presente documento se efectuaron con base al tipo de cambio promedio de diciembre de 2004 (TC: 3,2815. Fuente: BCRP).

170

b. Estimación de la GIR

Para la estimación de la GIR, se toma como base la Utilidad Operativa (o

Económica) que se registra en el Estado de Ganancias y Pérdidas, y se le

adicionan las Provisiones del Ejercicio.

Las provisiones son extraídas del mismo 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 2

sProvisioneEconómicaUtilidadGIR +=

La GIR es expresada en dólares americanos20 y en términos anuales.

c. Estimación de “n”

Para la estimación del Horizonte Temporal (“n”) se pueden emplear diferentes

metodologías dependiendo de 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 años a las centrales térmicas. Luego, se

efectúa una ponderación con base a la potencia instalada de las centrales de una

empresa para estimar la vida útil promedio de sus activos (“n”). Para ello se aplica

la siguiente formula:

Fórmula 3

( ) ( )( )Pot.T.H. Pot.

20T. Pot.50H. Pot.n

+×+×

=

171

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.

d. Estimación de la TIR base contable

Una vez que se cuentan con todos los factores necesarios para la estimación de

la TIR se utiliza la fórmula señalada en el numeral 1(función “TASA” del programa

Microsoft Excel©).

Cuando la GIR de la empresa es negativa, no es relevante en que magnitud lo

sea, la formula arrojará como resultado un error. Por ello, no se cuenta con una

estimación de la TIR21.

1.2. TIR base VNR

Una mejor aproximación al valor de 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.

20 Las conversiones realizadas en la elaboración del presente documento se efectuaron con base al tipo de cambio promedio de diciembre de 2004 (TC: 3,2815. Fuente: BCRP). 21 Como se verá más adelante, no son frecuentes los casos de empresas que arrojan una GIR negativa. Generalmente ocurre con empresas estatales o con empresas pequeñas. El error de cálculo se debe a que al ser negativa la GIR, la fórmula “TASA” asume que los flujos operativos

172

a. Estimación del VNR

La información del VNR es establecida y proporcionada por el OSINERG para las

empresas eléctricas de Distribución y las de Transmisión. En el caso de las

empresas de Generación, el VNR lo proporciona cada empresa.

Las diferencias que pueden presentarse entre el VNR y el Activo Fijo se deben

principalmente a las cuentas del balance general que se estarían incluyendo en el

cálculo del Activo Fijo, los que no necesariamente resultan indispensables para la

operación misma de la empresa.

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 instalado para las centrales hidráulicas y de

US$ 450 KW instalado para las centrales térmicas.

De este modo, para una empresa con una central hidráulica de 120 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.

Es necesario acotar que la información correspondiente a la potencia

instalada por central y tecnología de las empresas generadoras ha sido

recopilada de la publicación del COES-SINAC22 (Anexo 2).

Además, se utilizó la información adicional proporcionada por el OSINERG-

GART considerando los VNR del Sistema Principal y del Sistema de

Transmisión Secundaria (Anexo 1).

futuros (GIR esperados) serán negativos. Por tanto, al ser la inversión y todos los flujos futuros negativos, no es posible determinar una rentabilidad (TIR).

173

Transmisoras

Para el caso de las empresas de Transmisión, el VNR se encuentra

publicado en resoluciones del OSINERG-GART particulares para cada

empresa23. En el caso de algunas empresas de transmisión, el VNR es fijo

para toda la vida útil del proyecto y se actualiza mediante un factor como el

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 resoluciones del OSINERG-GART. En 1997, el VNR de las

empresas distribuidoras fue establecido en la Resolución N° 014-97 y en el

2001 mediante la Resolución N° 1909-2001, esperándose una nueva

resolución para el año 2005.

Para la estimación del VNR se consideró la Resolución OSINERG N° 180-

2005-OS/CD, del 1° de agosto de 2005; proyecto de Resolución que fija el

VNR de las instalaciones de distribución eléctrica (Anexo 1 )

b. Estimación de la GIR y de “n”

El calculo de la GIR y de “n” se realiza de la misma forma como se indicó en la

TIR base contable.

22 Ver en http://www.coes.org.pe/coes/est2004/anual.htm 23 Las siguientes resoluciones establecen los VNR de las empresas transmisoras: Transmantaro, Resolución N° 027-98-P/CTE (24/11/1998); ISA, Resolución N° 181-2002-OS/CD (25/01/2002); REP, Resolución N° 1449-2002-OS/CD (20/09/2002); Eteselva, Resolución N° 096-2003-OS/CD (17/06/2003); Redesur, Resolución N° 1316-2002-OS/CD (07/06/2002).

174

c. Estimación de la TIR base VNR

Para la estimación de la TIR base VNR también se utiliza la fórmula señalada en

el numeral 1 (función “TASA” del programa Microsoft Excel©, siendo la única

diferencia que en la celda Va de la función “TASA” se ingresa el VNR de la

empresa y la celda Vf de la misma función se deja en blanco).

175

Resultados de la Estimación de la TIR

2 TIR base contable

2.1. Sector Eléctrico

La TIR de las empresas generadoras del Sector Eléctrico, considerando sus

niveles actuales de activos, alcanza en promedio el valor de 9,2%. En tanto que la

TIR de las empresas transmisoras y distribuidoras llega a 8,9% y 8,6%,

respectivamente.

Para efectos de consolidar los resultados, se omiten las estimaciones para las

empresas que mostraron GIR negativas, debido a que el cálculo de la TIR

mediante la fórmula genera un error de cálculo 24.

Tabla 1 TIR base contable Sector Eléctrico

Empresas Activos Totales*

TIR base contable


TIR base contable


TIR base contable

Edegel 1.238.959 11,1% REP 332.978 8,6% Edelnor 676.875 11,9%Electroperu 1.201.033 6,0% Transmantaro 175.606 8,9% Luz del Sur 603.095 14,4%Enersur 442.090 19,1% Eteselva 86.141 5,9% Hidrandina 218.310 4,2%Egenor 422.818 12,6% Redesur 76.697 10,5% Electro Centro 204.040 1,1%Electroandes 310.385 9,0% ISA 64.096 12,7% Electro Oriente 111.179 1,2%Egasa 286.889 2,5% Electro Nor Oeste 107.049 6,4%Egemsa 164.669 7,3% Electro Sur Este 104.774 3,2%Etevensa 168.790 6,7% Electro Sur Medio 74.157 5,3%San Gaban 176.167 2,3% Seal 86.003 4,0%Termoselva 102.370 11,7% Electro Norte 68.191 8,1%

Cahua1

103.185 0,4% Electro Puno 66.491 -Eepsa 73.401 18,2% Electro Sur 44.155 4,0%Sinersa 30.901 2,6% Electro Ucayali 43.152 4,1%Chavimochic 7.954 14,8% Edecañete 13.021 4,6%Egesur 58.113 - Coelvisa 6.445 2,3%Shougesa 20.074 - Sersa 129 26,7%Egepsa 2 S/Información S/Información Emsemsa 302 7,5%CNP Energia Fusión Cahua Fusión Cahua Emseusa 433 37,3%

TOTAL 4.729.611 9,2% TOTAL 735.518 8,9% TOTAL 2.427.801 8,6%*Activos totales al 31/12/2004 (miles de US$) valores contables para empresas privadas 1 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004

No considera empresas que presentan valores negativos de GIR 2 Egepsa sin información durante 2004

GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS

Respecto a las empresas generadoras, se observa que Edegel, la más importante

por su nivel de activos, alcanza una TIR de 11,1%; mientras que la segunda más

importante, Electroperú, presenta una TIR de 6,0%.

24 El error de cálculo se debe a que al ser negativa la GIR, la fórmula “TASA” asume que los flujos operativos futuros (GIR esperados) serán negativos. Por tanto, al ser la inversión y todos los flujos futuros negativos, no es posible determinar una rentabilidad (TIR).

176

Las generadoras que presentan una mayor rentabilidad (TIR) son: Enersur del

grupo Tractebel con 19,1%; Eepsa con 18,2%; y, Chavimochic con 14,8%. Todas

ellas empresas del sector privado, excepto Chavimochic.

En cuanto a las empresas transmisoras, la empresa más representativa por el

nivel de activos, Red Eléctrica del Perú (REP), presenta una TIR de 8,6%. La TIR

más elevada la registra ISA con un 12,7%. Cabe destacar que ISA es la

transmisora más pequeña, considerando su nivel de activos.

En promedio, las empresas distribuidoras esperarían una TIR de 8,6%. Las

mayores tasas de rentabilidad (TIR) esperadas serían la registrada por Emseusa y

Sersa con 37,3% y 26,7% respectivamente. Las principales empresas

distribuidoras, por nivel de activos, Edelnor y Luz del Sur, registran una TIR de

11,9% y 14,4% respectivamente. En este grupo de empresas, se puede apreciar

que Electro Puno muestra una TIR negativa de 1,5%. Este resultado expresa que

la GIR de la empresa no resulta suficiente para compensar sus inversiones (Activo

Fijo). Esto es, las inversiones representadas por el valor contable del Activo Fijo

resultan superiores a la generación interna de recursos.

Tabla 2 TIR base contable por tipo de empresa

Tipo de Empresa

Activos Totales*

TIR base contable

Generadoras 4.729.611 9,2%Transmisoras 735.518 8,9%Distribuidoras 2.427.801 8,6%TOTAL 7.892.930 9,0%*Activos totales al 31/12/2004 (miles de US$) valores contables.

TIR SECTOR ELECTRICO

La TIR base contable estimada para el Sector Eléctrico es de 9,0%. Cada una de

las actividades del Sector Eléctrico (Generación, Transmisión y Distribución) ha

sido ponderada en función del tamaño de los activos de las empresas que las

conforman. Es decir, dado los niveles de inversión, si es que las empresas

eléctricas obtuvieran unos resultados operativos similares a los de los doce

últimos meses (GIR), obtendrían en el largo plazo una rentabilidad esperada de

9,0%.

177

2.2. Empresas Privadas Haciendo la distinción de las empresas por su tipo de administración, tenemos que

las empresas generadoras que son administradas por operadores privados

obtienen en promedio una TIR de 11,8%, superior al promedio del Sector

Eléctrico.

Destacan entre ellas, Enersur del grupo Tractebel con la mayor tasa de

rentabilidad de 19,1%, seguida por Eepsa con 18,2%.

Por otro lado, la generadora que muestra un menor rendimiento es Cahua (fusión

Cahua-Pacasmayo) con 0,4%; seguida de Egasa con 2,5% y Sinersa con 2,6%25.

Tabla 3 TIR base contable empresas privadas

EmpresasActivos Totales*

TIR base contable Empresas

Activos Totales*

TIR base contable Empresas

Activos Totales*

TIR base contable

Edegel 1.238.959 11,1% REP 332.978 8,6% Edelnor 676.875 11,9%Enersur 442.090 19,1% Transmantaro 175.606 8,9% Luz del Sur 603.095 14,4%Egenor 422.818 12,6% Eteselva 86.141 5,9% Electro Sur Medio 74.157 5,3%Electroandes 310.385 9,0% Redesur 76.697 10,5% Edecañete 13.021 4,6%Etevensa 168.790 6,7% ISA 64.096 12,7% Coelvisa 6.445 2,3%Termoselva 102.370 11,7%Cahua

1103.185 0,4%

Eepsa 73.401 18,2%Sinersa 30.901 2,6%Shougesa 20.074 -Egepsa 2

S/Información S/Información

TOTAL 2.892.900 11,8% TOTAL 735.518 8,9% TOTAL 1.373.594 12,5%*Activos totales al 31/12/2004 (miles de US$) valores contables para empresas privadas 1 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004

No considera empresas que presentan valores negativos de GIR 2 Egepsa sin información durante 2004


El resultado para las transmisoras privadas es el mismo que el observado en la

Tabla 1, debido a que en la actualidad todas las transmisoras son operadas por

privados.

La TIR estimada para las transmisoras es de 8,9%, siendo las empresas ISA y

Redesur las que mejores resultados mostraron; y de ellas, la que no logró un buen

desempeño fue Eteselva con sólo 5,9%.

25 El cálculo para la empresa Shougesa no fue realizado dado que la empresa presenta una GIR negativa. Asimismo, Egepsa no presentó información de estados financieros a lo largo del año 2004.

178

11,8%

8,9%

12,5%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%


TIR base contable empresas privadas

En el caso de las empresas

distribuidoras, en la Tabla 1 se

observa que la TIR es en promedio

de 8,5%. Sin embargo, si se

considera sólo a las distribuidoras

de administración privada, se

aprecia que éstas obtendrían en

promedio una tasa de 12,5%,

mayor al promedio. Ello mostraría

que las distribuidoras privadas se encuentran operando en condiciones de mayor

eficiencia que las empresas estatales. Así, Edelnor y Luz de Sur, las distribuidoras

más grandes por su nivel de activos, muestran una TIR de 11,9% y 14,4%

respectivamente.

Tabla 4 TIR base contable por tipo de empresa (privadas)

Tipo de Empresa

Activos Totales*

TIR base contable

Generadoras 2 892 900 11,8%Transmisoras 735 518 8,9%Distribuidoras 1 373 723 12,5%TOTAL 5 002 141 11,6%*Activos totales al 31/12/2004 (miles de US$) valores contables.

TIR SECTOR ELECTRICO PRIVADO

La TIR base contable estimada sólo para las empresas privadas del Sector

Eléctrico es de 11,6%. Esto es, dado sus niveles de inversión, las empresas

privadas del sector obtendrían en promedio una rentabilidad de 11,6%.

179

3 TIR base VNR

3.1. Sector Eléctrico

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

promedio el valor de 10,3%. Mientras que el mismo indicador para las

transmisoras es de 14,5% y de 14,1% para las distribuidoras.

Para efectos de consolidar los resultados, se omiten las estimaciones para las

empresas que mostraron GIR negativas, debido a que el cálculo de la TIR

mediante la fórmula genera un error de cálculo 26.

Tabla 5 TIR base VNR Sector Eléctrico

Empresas VNR* TIR base VNR Empresas VNR* TIR base VNR Empresas VNR** TIR base VNR

Electroperu 3 970 878 6,0% Transmantaro 599 451 8,6% Luz del Sur 2 018 684 14,2%

Edegel 3 717 797 12,2% Redesur 232 635 11,6% Edelnor 1 918 754 14,2%

Egenor 1 628 812 10,6% ISA 187 911 14,4% Hidrandina 467 399 9,3%

Enersur 1 078 782 26,0% REP 399 066 26,0% Electro Centro 414 056 6,3%

Egasa 993 311 2,7% Eteselva 158 260 12,7% Seal 266 219 5,2%

Electroandes 785 435 11,9% Electro Sur Este 275 904 5,9%

San Gaban 463 080 4,0% Electro Nor Oeste 236 686 11,5%

Etevensa 441 034 9,7% Electro Puno 172 529 1,5%

Egemsa 388 948 10,8% Electro Norte 191 259 10,2%

Termoselva 311 491 13,0% Electro Sur Medio 184 258 8,8%Eepsa 198 925 22,6% Electro Sur 99 066 8,5%

Cahua1

192 228 9,6% Electro Oriente 211 962 7,6%

Sinersa 107 896 2,5% Electro Ucayali 116 969 5,6%

Chavimochic 30 242 12,8% Edecañete 37 627 6,6%Egesur 216 185 - Coelvisa 10 081 10,7%

Shougesa 210 093 - Sersa 2 641 0,6%Egepsa 2 S/Información S/Información Emsemsa 8 306 -CNP Energia Fusión Cahua Fusión Cahua Emseusa 5 107 9,2%

TOTAL 14 308 859 10,3% TOTAL 1 577 324 14,5% TOTAL 6 637 506 11,4%*VNR al 31/12/2004 (miles de S/.) 1 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004


GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORAS

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

Edegel, alcanza una TIR de 12,2%; mientras Electroperú alcanza una TIR de

6,0%.

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

grupo Tractebel con una tasa de 26,0%; Eepsa del grupo Endesa con 22,6%;

26 El error de cálculo se debe a que al ser negativa la GIR, la fórmula “TASA” asume que los flujos operativos futuros (GIR esperados) serán negativos. Por tanto, al ser la inversión y todos los flujos futuros negativos, no es posible determinar una rentabilidad (TIR).

180

Termoselva con 13,0%; y Electroandes del grupo PSEG con 11,9%. Todas ellas

empresas del sector privado.

En cuanto a las empresas transmisoras, ISA, la empresa más pequeña de las

transmisoras, obtiene una TIR base VNR de 14,4%, mientras que Transmantaro,

la segunda empresa más grande de las Transmisoras, registra una TIR de 8,6%.

Por su parte REP presenta una TIR base VNR de 26,0%.

En promedio, las empresas distribuidoras alcanzan una TIR base VNR de 11,4%.

Edelnor, primera empresa según el nivel de activos, presenta una TIR base VNR

de 14,2%. Por su parte, la segunda más grande según el nivel de activos, Luz del

Sur, también registra una TIR base VNR de 14,2%.

Por otro lado, Emsemsa muestra una TIR base VNR negativa de 7,7%, lo que

significa que, el valor de la inversión representado por el VNR no es compensado

por la generación interna de recursos.

Tabla 6 TIR base VNR por tipo de empresa 27

Tipo de Empresa VNR* TIR base VNR

Generadoras 14.308.859 10,3%Transmisoras 1.577.324 14,5%Distribuidoras 6.629.200 11,4%TOTAL 22.515.382 11,0%*VNR al 31/12/2004 (miles de S/.)

TIR SECTOR ELECTRICO

Cabe mencionar que las empresas distribuidoras Sersa, Emsemsa y Emseusa

(estatales) presentan diferencias sustanciales entre sus valores de Activos y VNR.

Ello implicaría que los niveles actuales de inversión que muestran dichas

empresas son inferiores a los necesarios para una adecuada operación en el

ámbito de acción que les compete. Más aún, en los últimos años, muestran

reducciones de los niveles de Activos Fijos.

181

La TIR base VNR estimada para el Sector Eléctrico asciende a 11,0%. Es decir,

dado unos niveles de inversión expresados a través del VNR, las empresas del

sector obtendrían en promedio una rentabilidad de 11,0%.

3.2. Empresas Privadas Como en la metodología de la TIR base contable, en este caso también, se puede

apreciar que las empresas eléctricas con administración privada obtendrían

mejores resultados, en términos de TIR, que las empresas con administración

pública.

Tabla 7 TIR base VNR empresas privadas

Empresas VNR* TIR base VNR Empresas VNR* TIR base VNR Empresas VNR* TIR base VNREdegel 3.717.797 12,2% Transmantaro 599.451 8,6% Luz del Sur 2.018.684 14,2%Egenor 1.628.812 10,6% Redesur 232.635 11,6% Edelnor 1.918.754 14,2%Enersur 1.078.782 26,0% ISA 187.911 14,4% Electro Sur Medio 184.258 8,8%Electroandes 785.435 11,9% REP 399.066 26,0% Edecañete 37.627 6,6%Etevensa 441.034 9,7% Eteselva 158.260 12,7% Coelvisa 10.081 10,7%Termoselva 311.491 13,0%Cahua

1192.228 9,6%

Eepsa 198.925 22,6%Sinersa 107.896 2,5%Shougesa 210.093 -Egepsa 2 S/Información S/Información

TOTAL 8.462.399 13,6% TOTAL 1.577.324 14,5% TOTAL 4.169.404 13,9%*VNR al 31/12/2004 (miles de S/.) 1 Fusión de Cahua y Pacasmayo al IIT-2004



El promedio de la TIR base VNR de las generadoras privadas resulta en 13,6%.

En este grupo destacan Enersur del grupo Tractebel con el máximo indicador de

26,0%; Eepsa del grupo Endesa con 22,6%; Termoselva con 13,0% y

Electroandes del grupo PSEG presenta una rentabilidad de 11,9%.

La empresa que mostró un menor rendimiento fue Sinersa con 2,5% de TIR base

VNR, seguida por Cahua con 9,6%28.

27 Los VNR de las empresas distribuidoras corresponden a la Res. OSINERG N° 180-2005-OS/CD en miles US$, llevado a soles de diciembre 2004. Considera también VNR de SST y VNR Generación según corresponda. 28 El cálculo para la empresa Shougesa no fue realizado dado que la empresa presenta una GIR negativa. Asimismo, Egepsa no presentó información de estados financieros a lo largo del año 2004.

182

La TIR base VNR de las transmisoras asciende a 14,5%. Las empresas REP e Isa

presentaron los valores más elevados con 26,0% y 14,4% respectivamente.

En cuanto al resultado de la TIR base VNR de las distribuidoras de administración

privada, se aprecia una diferencia de aproximadamente 3 puntos porcentuales,

respecto de la TIR base VNR del total de distribuidoras. Ello hace suponer que las

distribuidoras privadas, operan de manera más eficiente que las empresas

estatales.

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

14,2% de TIR base VNR. Edecañete obtuvo una TIR base VNR de 6,6%.

Tabla 8 TIR base VNR por tipo de empresa (privadas)

Tipo de Empresa VNR* TIR base VNR

Generadoras 8.462.399 13,6%Transmisoras 1.577.324 14,5%Distribuidoras 4.169.404 13,9%TOTAL 14.209.127 13,8%*VNR al 31/12/2004 (miles de S/.)

TIR SECTOR ELECTRICO PRIVADO

La TIR base VNR estimada sólo para las empresas privadas del Sector Eléctrico

asciende a 13,8%. Esto es, dado unos niveles de inversión expresados a través

del VNR, las empresas del sector obtendrían en promedio una rentabilidad de

13,8%.

13,6%

14,5%

13,9%

13%

13%

13%

14%

14%

14%

14%

14%

15%


TIR base VNR empresas privadas

183

4 Conclusiones • En condiciones de mercado, considerando niveles eficientes de inversión bajo

la premisa del VNR, el Sector Eléctrico muestra un mejor rendimiento. La TIR

del sector (11,0%) se aproxima a la tasa de retorno del 12%, producto del

mejor desempeño de las empresas privadas.

• Las empresas privadas muestran un desenvolvimiento promedio superior a las

estatales incluso con rendimientos por encima de lo establecido por la norma.

En términos contables, las privadas registran una TIR de 11,6% (las estatales

sólo 4,5%); mientras que la TIR base VNR asciende a 13,8% (y las estatales

6,1%). Estos mejores retornos se explican por la mayor eficiencia operativa

que vienen mostrando las principales empresas de cada negocio eléctrico.

• Las empresas generadoras registran niveles de inversión acordes con los

niveles de eficiencia bajo el concepto del VNR. Tanto las empresas

generadoras privadas como públicas presentan una TIR con base contable y

base VNR similares.

• Las empresas transmisoras y distribuidoras, por su parte, muestran aún estar

sobredimensionadas con niveles de Activos Fijos por encima de los

requeridos, obteniendo así menores retornos en términos contables que

teniendo como base el VNR.

184

5 Anexos

185

Anexo 1: VNR consi derados

EMPRESASVNR

miles S/.Dic-2004

VNRmiles US$ Dic-2004

COELVISAC 10 081 3 071EDECAÑETE 26 524 8 079EDELNOR 1 644 395 500 882ELECTRO ORIENTE 98 524 30 010ELECTRO PUNO 172 529 52 552ELECTRO SUR ESTE 275 904 84 040ELECTRO SUR MEDIO 134 702 41 030ELECTRO TOCACHE 13 368 4 072ELECTRO UCAYALI 41 658 12 689ELECTROCENTRO 381 166 116 103ELECTRONOROESTE 202 302 61 621ELECTRONORTE 180 673 55 033ELECTROSUR 99 066 30 176EMSEMSA 8 306 2 530EMSEUSA 5 107 1 556HIDRANDINA 389 864 118 752LUZ DEL SUR 1 655 409 504 237SEAL 216 677 66 000SERSA 2 641 805Fuente: OSINERG - GART, Resolución OSINERG N° 180-2005-OS/CD,

Proyecto de Resolución que fija el VNR de Distribución Eléctrica (a junio 2004)

VNR de Distribución

VNR del Sistema PrincipalEmpresa Miles US$ Año Fijado

REP 121 611 2004 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 708 2004 L.T. Dolorespata - Quencoro 1 748 2004 ETESELVA 19 727 2004 REDESUR 70 893 2004 TRANSMANTARO 182 676 2004 ISA 57 264 2004Fuente: OSINERG-GART

186

VNR de Transmisión Secundaria 2004Empresa Instalación Miles US$ Año Fijado(1)

EDELNOR SST 83 608 2004ELECTROANDES SST 22 533 2003LUZ DEL SUR SST 110 704 2003ELECTRONORTE SST 3 226 2002ELECTRONOROESTE SST 10 478 2002HIDRANDINA SST 23 628 2002ELECTROCENTRO SST 10 023 2002ELECTROSURMEDIO SST 15 102 2003EDECAÑETE SST 3 383 2004SEAL SST 15 097 2003

Compensaciones percibidas por el Uso de sus SSTETESELVA SST 28 501 2004EDEGEL SST 65 387 2004EGASA SST 1 473 2004(1) Año en que se fijaron las tarifas de los SST

Fuente: OSINERG-GART

187

Anexo 2: Potencia instalada y efectiva de las empresas integrantes del COES -SINAC a

diciembre de 2004

189

POTENCIA EFECTIVA - TIPO DE GENERACION - 2004

Generación Pot. Efect. (MW) (%)Hidráulico 2 626,46 60,57Térmico 1 709,75 39,43Total 4 336,21 100

POTENCIA EFECTIVA - POR TIPO DE GENERACION TERMICA- 2004

Tipo Pot. Efect. (MW) (%)Turbo gas 1 044,49 61,09Diesel 273,91 16,02Turbo vapor 372,64 21,80Ciclo combinado 18,70 1,09Total 1 709,75 100,00

POTENCIA EFECTIVA - 2004 PARTICIPACION EMPRESAS COES-SINAC

EGEMSA2,26%

TERMOSELVA3,81%

CAHUA2,66%

SAN GABAN2,80%

EGESUR1,39%

ENERSUR8,39%

SHOUGESA1,52%

EGASA7,37%

ETEVENSA7,15%

ELECTROPERU20,38%

ELECTROANDES3,95%

EGENOR12,31%

EEPSA3,27%

EDEGEL22,74%

POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE GENERACION TERMICA 2004

DIESEL16,02%

TURBO VAPOR21,80%

TURBO GAS61,09%

CICLO COMBINADO1,09%

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