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CAPITULO I

INTRODUCCION

1. ROL DE EGASA

El Supremo Gobierno dentro del programa de reestructuración empresarial para el Sector Energía, expidió la Ley de Concesiones Eléctricas (promulgada en noviembre de 1992) siendo modificada por Decreto Supremo Nº 038-2001-EM el 16 de julio del 2001, así como su reglamento; dispositivos en los que se estableció que las empresas de servicio público de electricidad que integran el Sistema interconectado Sur Oeste deberían adoptar medidas legales, administrativas y económicas para dividir sus actividades de generación, transmisión y distribución creando para tal fin empresas independientes. En tal virtud, en el marco del proceso de promoción de la inversión privada, se promulgó el 11 de mayo de 1993 la R.S. 165-93-PCM que dispuso la constitución de empresas estatales de derecho privado, entre ellas la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. sobre la base de los activos de las Centrales Hidroeléctricas Charcani I, II, III, IV, V y VI, así como la Central Térmica de Chilina; las mismas que fueron transferidas por Electroperú S.A. y Sociedad Eléctrica de Sur Oeste S.A., dispositivo que fue precisado mediante la R.M. 177-93-EM/VME del 6 de agosto de 1993. Al amparo de estas normas EGASA se constituyó el 15 de marzo de 1994 mediante Escritura Pública extendida ante Notario Público. La Sociedad se inscribió en el Registro Mercantil de Arequipa con Ficha Nº 6781, el 25 de marzo de 1994 y posteriormente en la Partida Electrónica 11000342 del mismo registro. La Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. tiene como giro principal la generación de electricidad mediante la operación de sus centrales, suministrándola según criterios determinados por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), para ello podrá realizar todos los actos y operaciones civiles, industriales y/o comerciales relacionadas con el objeto social principal, así como asociarse con otras entidades. EGASA se rige por su Estatuto Social, que fue originalmente aprobado por escritura pública el 15 de mayo de 1994, que ha sido modificado en reiteradas oportunidades, siendo la última la realizada el 06 de agosto del 2003; su Reglamento de Organización y Funciones – ROF – aprobado en Sesión de Directorio N° 003/2004 del 30 de enero del 2004; por su Estructura Orgánica aprobada en la Sesión de Directorio N° 003/2003 del 27 de enero del 2003 y modificado en la Sesión de Directorio N° 015/2003 del 14 de julio del 2003 y que está contenido en el presente Plan Estratégico; así como por el Manual de Organización y Funciones – MOF – cuya versión vigente fue aprobada en Sesión de Directorio N° 024/2003 del 10 de noviembre del 2003, además de la normatividad legal e interna vigente al respecto. En 1994 su primer año de operación, la administración realizó las gestiones necesarias para lograr el saneamiento y organización integral de la empresa. En dicho año las condiciones hidrológicas fueron favorables, lo que permitió cubrir la demanda del Sistema Interconectado Sur, únicamente con generación hidráulica.

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En 1995, la empresa decidió ampliar su oferta de generación mediante la construcción de una nueva Central Térmica de 30 MW ubicada en la ciudad de Mollendo, procediendo a efectuar la licitación correspondiente. Inicia además, la construcción del primer embalse de regulación horaria denominado Campanario, sobre el río Chili, con capacidad de 90,000 m3. En 1996, se inicia la construcción de la Central Térmica de Mollendo, entra en funcionamiento el embalse de regulación horaria Campanario y comienzan las obras civiles del segundo embalse de regulación horaria: Puente Cincel, con capacidad para 180,000 m3. Las inversiones se destinaron principalmente al incremento de la capacidad de generación de la empresa. En el ejercicio 1997, EGASA impulsa un plan de inversiones, destacando el afianzamiento del sistema de comunicaciones de la empresa, el programa de mantenimiento de todas las centrales de generación, así como inversiones para la preservación del medio ambiente. EGASA en 1998, inicia la operación comercial de la Central Térmica de Mollendo Primera Etapa, con una potencia instalada en 31,6 MW, incorporando adelantos tecnológicos que posibilitan una operación más eficiente y segura del sistema, con la consecuente disminución de costos marginales. En febrero de este año, como consecuencia de la inundación de la Central Hidroeléctrica de Machupicchu (EGEMSA), EGASA asume el abastecimiento de energía eléctrica al Sistema Interconectado Sur, para ello el gobierno aprobó la Ley N° 26976 de Emergencia en los Sistemas Eléctricos del Sur; por lo que EGASA programó la adquisición de la Central Térmica de Mollendo – Segunda Etapa, conformada por dos grupos Turbo Gas con una potencia instalada de 74 MW. En julio del año 1999 entró en operación la Central Térmica de Mollendo – Segunda Etapa. La inversión efectuada en esta central, con 105,6 MW de potencia instalada total, benefició a pobladores de los departamentos de Arequipa, Cuzco, Moquegua, Puno, Tacna y Apurímac, así como al sector industrial y minero de la zona. En el año 2000, EGASA inicia la construcción de la Línea de Transmisión Charcani V – Chilina en 138 kV con 17,5 Km de longitud, para incrementar la seguridad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica a la ciudad de Arequipa. Se inicia la implementación del moderno Centro de Control de Carga en la C.T. Chilina para la supervisión centralizada de las centrales de generación.

EGASA en el 2001, obtiene la certificación del Sistema de Gestión de Calidad ISO 9001:2000 en tiempo récord, siendo la primera generadora de Latinoamérica en lograr dicha certificación. Se culminaron los estudios para las Presas de Pillones, Bamputañe y Chalhuanca, se ejecutaron trabajos diversos en el Sistema Regulado del Río Chili, se culminó la implementación del Centro de Control de Carga, del sistema de medición de energía, renovación del equipamiento de las subestaciones en las Centrales Hidroeléctricas de Charcani I, IV y VI y la ampliación del Sistema de Comunicaciones y Control.

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En el ejercicio 2002 se concluyó y fue puesta en operación la Línea de Transmisión en 138 kV entre la C.H. Charcani V y la C.T. Chilina, mejorando sustancialmente el suministro de energía eléctrica a la ciudad de Arequipa. Se concluyó el mantenimiento mayor de los 3 grupos de la C.H. Charcani V y el vaciado e inspección del túnel de aducción y cambio de la válvula mariposa, con lo que se asegura 10 años mas de operación ininterrumpida. En el mes de diciembre, EGASA logra la certificación de su Sistema de Gestión Integrado: Calidad, Medio Ambiente y Seguridad y Salud Ocupacional, adicionando a la Certificación ISO 9001:2000 ya obtenida, la ISO 14001:1996 y la Especificación OHSAS 18001:1999. En marzo del año 2003, EGASA convocó a licitación la construcción de la Presa Pillones para una capacidad de almacenamiento de 80 millones de metros cúbicos de agua, que demandó una inversión de unos 20 millones de dólares aproximadamente y beneficiará a diversos sectores sociales y productivos de la Región Arequipa. En el año 2004 se formó el Consorcio entre EGASA y Sociedad Minera Cerro Verde para el financiamiento de la construcción de la Presa Pillones con un aporte de 60% y 40% respectivamente. Se dio inicio al desarrollo del Proyecto de Reubicación de las Turbinas a Gas de Mollendo a la localidad de Independencia en Pisco. Se firmó el contrato de suministro de energía eléctrica con la Sociedad Minara Cerro Verde por 9 años a partir del 2007, el cual incluye el compromiso de financiar próximamente la Presa Bamputañe. El 18 de marzo del 2005 se conmemoró los cien años de funcionamiento de la Central Hidroeléctrica Charcani I. El 14 de setiembre del 2005 se inauguró el nuevo pueblo Pillone construido por EGASA en reemplazo del antiguo que se encuentra ubicado en la zona del embalse y que fue entregado a los pobladores el 28 de diciembre del mismo año. Al 30 de diciembre del 2005 EGASA obtuvo la recertificación de sus sistemas de Gestión de Calidad, Medio Ambiente y Seguridad y Salud Ocupacional, a través de las normas ISO 9001:2000, ISO 14001:2004 y la acreditación OHSAS 18001:1999. En el mes de diciembre del 2005 se culminó las obras civiles de la Presa Pillones. En enero del 2006 se dio inicio al llenado de la Presa Pillones que en los tres primeros meses del año logró embalsar su máxima capacidad de agua, habiéndose iniciado el proceso de descarga el 14 de junio del presente año, la presa será inaugurada oficialmente el mes de julio del 2006.

2. PROPOSITO

El presente estudio, tiene como propósito el formular el Plan Estratégico Empresarial para el período comprendido entre los años 2006 y 2009 habiéndose encargado de su formulación al Departamento de Organización y Métodos e Información de EGASA, en colaboración con todas las áreas y dependencias de la Empresa.

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El presente estudio se formuló con el fin de alcanzar los siguientes objetivos:

Formular las estrategias que establezcan las direcciones a seguir para la

consecución de los objetivos de la empresa en el mediano plazo en forma coordinada y eficiente.

Promover la guía necesaria para la formulación de los planes tácticos y operativos y para la elaboración de los presupuestos, desarrollando las estrategias adecuadas a la evolución de la oferta y demanda, que permita tomar decisiones en función del riesgo y la rentabilidad.

Diseñar los planes de acción correspondientes y anticipar futuros escenarios de oferta y demanda en el que se tendrá que desarrollar las actividades.

Implantar un Sistema de Gestión Estratégica (indicadores de desempeño) que aseguren la determinación, ejecución y actualización de las estrategias en todos los niveles.

Dar a conocer a todos los trabajadores de EGASA los objetivos, metas, y planes de acción que se ejecutarán y controlarán a través del Sistema de Gestión Estratégica.

Alinear los objetivos de EGASA hacia los próximos cinco años, con los objetivos de FONAFE, debiendo guardar armonía y concordancia con éstos, contribuyendo a su logro.

3. METODOLOGIA Y MARCO TEORICO El presente Plan Estratégico, se realizó siguiendo los lineamientos dados por FONAFE (Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado), según la Directiva de Formulación del Plan Estratégico de las Empresas bajo el ámbito de FONAFE aprobado mediante acuerdo de Directorio Nº 003-2003/019-FONAFE. La metodología empleada fue la siguiente: 3.1 MISION Y VISION

Se actualizó la misión, tomando en cuenta que su contenido define la razón de ser de la Empresa, así como las consideraciones que se presentan en el acuerdo de Directorio Nº 003-2003/019-FONAFE, siendo aprobada por el Directorio de EGASA.

La visión de EGASA presenta nuestra imagen futura alineada a las estrategias, tanto de FONAFE como del Sector Eléctrico, comprometiéndonos al desarrollo continuo y eficiente.

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3.2 ANALISIS DEL MACROAMBIENTE

Se tomaron en cuenta dos aspectos, el análisis macroambiente general y específico. El análisis del macroambiente general nos muestra los factores económicos, geográficos, demográficos, políticos, sociales, culturales y tecnológicos que nos permiten tener una visión panorámica del sector y los factores que van a permitir el desarrollo tanto de la oferta y demanda del mercado, pudiendo identificar las oportunidades y amenazas que podrían causar impacto en el sector. Para ello también se analizó el macroambiente especifico, que nos da a conocer nuestras fuerzas competitivas: identificación de nuestros clientes determinando sus expectativas y satisfacción, ubicando los principales proveedores de la empresa y su poder de negociación, la caracterización de nuestros competidores actuales y potenciales y su importancia en el mercado eléctrico, determinando las entidades públicas y privadas que se relacionan con nuestra empresa, en qué consiste esa relación y sus impactos.

3.3 ANALISIS DEL MICROAMBIENTE

Se realizó un análisis de las áreas de EGASA en base a la información brindada por estas, habiendo participado todas las jefaturas en la formulación de las fortalezas y debilidades de cada área y de la empresa en su conjunto.

3.4 FORMULACION ESTRATEGICA

3.4.1 MATRIZ FODA

Contando con los resultados del Análisis del Macroambiente y del Microambiente se obtuvo las Oportunidades y Amenazas, así como las Fortalezas y Debilidades para poder establecer las estrategias de EGASA, vía las opciones estratégicas: Fortalezas-Oportunidades (FO), Fortalezas-Amenazas (FA), Debilidades-Oportunidades (DO) y Debilidades-Amenazas (DA)

3.4.2 VALORES, ESTRATEGIAS, INDICADORES Y METAS

Los principales valores con los que la empresa se encuentra comprometida, fueron identificados mediante la realización de encuestas y sesiones con la participación de todas las jefaturas de la organización y con una metodología similar se procedió a la determinación de las estrategias y los planes de acción correspondientes, labor que estuvo a cargo de los integrantes del Comité de Gerencia de EGASA.

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CAPITULO II

ANALISIS DEL MACROAMBIENTE 1. ANALISIS DEL ENTORNO GENERAL 1.1 FACTORES ECONOMICOS Y FINANCIEROS 1.1.1 PBI

La principal característica de la economía en el Perú es la volatilidad de los indicadores de producción, en este caso el PBI, también ha registrado expansiones, usualmente ligadas a tasas de crecimiento muy elevadas y de corta duración, que han sido seguidas por violentas contracciones. A partir del año 1993 se produjo un cambio con respecto a esta característica, registrándose un crecimiento sostenido sin lugar a depresiones muy pronunciadas, hasta llegar al nivel actual en el que hemos recuperado en un 94% el monto perdido con respecto del nivel máximo histórico del PBI registrado en el año 1975.

GRAFICO Nº 1.1: PBI

La variación porcentual del PBI desde los últimos cuatro años muestra un crecimiento sostenido (Gráfica Nº 1.2), que es debido principalmente a factores influenciados por las nuevas políticas y oportunidades de exportación de productos agrícolas y mineros gracias a tratados internacionales de comercio como el ATPDEA, así como el aumento constante de la inversión privada. El Ministerio de Economía y Finanzas ha estimado que para el término del periodo 2006 la variación porcentual del PBI será de 5,0% con respecto al año 2005, asimismo que la tasa promedio de crecimiento anual del PBI para el periodo 2006 al 2008 será aproximadamente de 5,3%, y en los años 2009 y 2010 se tendría un importante impacto adicional proveniente de importantes proyectos extractivos como Camisea II, Toromocho, Cerro Corona y Rio Blanco. Sin embargo estas estimaciones pueden quedar cortas considerando la premisa que en el primer trimestre de este año (Ene-Mar 2006) el PBI registró un crecimiento de 6,8% mayor que el del mismo periodo en el año 2005.

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GRAFICO Nº 1.2: PBI

Por el lado de la oferta, a nivel de grandes actividades económicas durante el primer trimestre de 2006, se observó un comportamiento favorable del valor agregado en todas las actividades económicas, sobresaliendo la actividad pesquera con un crecimiento de 19,80%, especialmente por el mayor desembarque de la especie anchoveta.

Le sigue el sector construcción que se incrementó en 16,31%, lo que representa la tasa trimestral más alta desde el cuarto trimestre de 1997, cuando se registró un crecimiento de 17,4%. Este resultado estuvo impulsado por la mayor actividad del sector privado, así como por la constante actividad del Estado en este sector, a través del programa Mi vivienda y el financiamiento de infraestructura.

CUADRO Nº 1.1: PBI

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Similar dinamismo mostró la industria manufacturera, que creció en conjunto un 6,29%; el sector de electricidad y agua aumentó en 6,7% y la actividad minería e hidrocarburos lo hizo en 4,97%. De igual modo, aumentó la producción del sector agropecuario (1,97%), otros servicios (6,31%) y comercio (8,97%) El PBI total del I Trimestre creció en 6,8%. Los sectores electricidad y agua tienen una influencia del 1.9% sobre el total del PBI. Se espera que con los proyectos que se tienen en el sector eléctrico sean uno de los factores del aumento del crecimiento del PBI. Los sectores más influyentes en el PBI son el Sector Manufactura y Comercio con 15,98% y 14,57% respectivamente (Cuadro Nº 1.1) Se concluye, que el crecimiento proyectado de la economía tendrá un impacto en el sector eléctrico con una mayor demanda de servicios aproximadamente 5% anual (Cuadro Nº 1.2), que influirá tanto en clientes regulados (sector domestico) y clientes libres (sector industrial) El Sector Electricidad mostró un buen desempeño en el primer trimestre 2006, producto de mayores volúmenes de ventas, aunque los factores no operativos reducirán la utilidad neta de estas empresas. Hacia el futuro el mercado de energía eléctrica tiene grandes perspectivas, en razón de los mayores requerimientos de energía eléctrica originados por el incremento de las actividades productivas, el ingreso de nuevos proyectos mineros e industriales y la incorporación de viviendas no electrificadas actualmente (Cuadro Nº 1.2), que permitirá el crecimiento del PBI en este sector.

CUADRO 1.2 DEMANDA PROYECTADA DE CONSUMO ELECTRICO PROYECCION DE DEMANDA

Proyección Total de Demanda del SEIN

Periodo 2005 - 2014

AÑO POTENCIA

MW ENERGÍA

GWh FACTOR DE

CARGA VARIACIÓN POTENCIA

VARIACIÓN ENERGÍA

2005 3232 22540 79,60% 3,20% 2,60%

2006 3379 23590 79,70% 4,60% 4,70%

2007 3645 25803 80,80% 7,90% 9,40%

2008 3840 27476 81,70% 5,40% 6,50%

2009 4033 28816 81,60% 5,00% 4,90%

2010 4303 30830 81,80% 6,70% 7,00%

2011 4489 32171 81,80% 4,30% 4,30%

2012 4676 33496 81,80% 4,20% 4,10%

2013 4857 34736 81,60% 3,90% 3,70%

2014 5046 36059 81,60% 3,90% 3,80%

Promedio Anual 4,90% 5,10%

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Gran parte de las variaciones del crecimiento de la demanda se explican por el desarrollo de proyectos mineros, tales como la ampliación de la mina Cerro Verde y el proyecto Las Bambas, cuya entrada en operación está prevista para los años 2007 y 2010 respectivamente.

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1.1.2 INFLACION, PRECIOS, PARIDAD CAMBIARIA Y TASAS DE INTERES

La inflación en los últimos 10 años ha ido disminuyendo en forma considerable (Gráfica Nº 1.3) Aún cuando el precio de los combustibles ha sufrido una alza, en este ultimo trimestre, la tasa de crecimiento de los precios se ha ajustado y se han mantenido bajos.

La inflación acumulada en el año 2005 fue 1,5%, situándose exactamente en el límite inferior del rango meta establecido por el BCRP. Las principales razones que explican esta baja inflación son la ausencia de choques de oferta que se reflejaron en menores precios del azúcar y arroz con respecto al año 2004. Además, las disminuciones del ISC a los combustibles y la eliminación del arancel al GLP ocasionaron menores precios de combustibles al consumidor. Por otro lado, el nuevo sol se apreció 3,4% con respecto al dólar estadounidense. Esta evolución del tipo de cambio se explica por sus fundamentos macroeconómicos: mayor superávit comercial y aumento de las remesas de residentes peruanos en el exterior. GRAFICO Nº 1.3 EVOLUCION DE LA INFLACION

Los precios de los combustibles estuvieron asociados a la evolución de la cotización internacional del petróleo West Texas Intermediate (WTI) que aumentó de US$ 43,3 a US$ 59,2 por barril entre diciembre de 2004 y diciembre de 2005 (37%) La evolución de la cotización del petróleo obedeció a problemas de seguridad en Medio Oriente, a la creciente demanda mundial (en particular de China) y a los efectos del Huracán Katrina.

A diferencia de lo ocurrido en otros países, el incremento en los precios internacionales del petróleo no generó un aumento proporcional en los precios internos de los combustibles, gracias a la aplicación de medidas fiscales de compensación, tales como el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles y la reducción del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC), y a la

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apreciación de la moneda nacional registrada desde agosto de 2004 hasta agosto de 2005. Así se registró un alza promedio del precio de los combustibles de 6,9 por ciento en el año 2005. Al interior de los combustibles ocurrieron incrementos de 9,2 y 21,0 por ciento en gasolina y kerosene, respectivamente. Por el contrario, se registró una caída en el precio del gas de 10,9 por ciento por la eliminación del ISC y el arancel a este producto. GRAFICO Nº 1.4 EVOLUCION DEL PRECIO DEL PETROLEO

Fuente: BCRP

En el transcurso del 2006 La Refinería La Pampilla anunció nuevamente el incremento de los precios de 2,3% en promedio alcanzando al diesel y a las gasolinas de 84, 90, 95 y 97 octanos, exceptuando al GLP que se mantendrá estable. Este incremento obedece a la alta volatilidad del precio del petróleo que en los últimos días de Mayo pasó la barrera de los 70 dólares por barril, lo cual obliga a realizar un ajuste en los precios al público para hacer viable la duración del fondo de estabilización para atenuar el alza internacional del crudo.

El tipo de cambio nominal subió de S/. 3,28 por dólar en diciembre de 2004 a S/. 3,43 por dólar en diciembre de 2005, implicando una depreciación de 4,4% respecto al dólar norteamericano y de 1,9 por ciento respecto al promedio de las monedas de nuestros principales socios comerciales.

Luego de la depreciación en diciembre de la moneda nacional, a partir de enero de 2006 se registraron continuas disminuciones en el tipo de cambio, llegando hasta los S/. 3,29 por dólar en mayo. Demostrando cierta fluctuación e inestabilidad.

Cabe señalar que el Banco de Crédito BCP señaló, en su reporte anual del 2005, que se espera que el precio del dólar siga cayendo debido al continuo flujo positivo de divisas por el superávit comercial, las bajas expectativas de depreciación del nuevo sol y el proceso de desdolarización por la mayor rentabilidad de ahorro en moneda nacional.

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GRAFICO Nº 1.5 EVOLUCION DEL TIPO DE CAMBIO

Fuente: BCRP

Algunas empresas del sector eléctrico, a fin de diversificar los riesgos señalados, vienen estableciendo contratos a largo plazo en dólares indexados a la inflación externa. A nivel mundial, es más común los contratos a futuro sobre monedas, aún en el Perú este contrato a futuro es incipiente, pero se espera que se desarrolle más en los años siguientes.

1.1.3 LEY FONAFE Nº 27170

Emitida en Agosto de 1999 señala en su articulo 4º que las empresas bajo su control, entre ellas EGASA deben transferir automáticamente a FONAFE, antes del 30 de abril de cada año, el total de las utilidades a distribuir del ejercicio anterior.

Artículo 4.- Recursos del FONAFE 4.1 Las Empresas deberán transferir automáticamente al FONAFE, antes del

30 de abril de cada año, el total de las utilidades distribuibles obtenidas en el ejercicio anterior, sobre la base de estados financieros auditados.

4.2 Mediante acuerdo, el Directorio del FONAFE podrá aprobar

transferencias corrientes, aportes de capital o financiamiento a entidades del Estado que así lo soliciten, siempre que cuenten con la debida sustentación técnica, económica y financiera.

4.3 El Tesoro Público podrá solicitar la transferencia de los recursos

disponibles del FONAFE al 30 de junio y 31 de diciembre de cada año, con la única deducción de las transferencias aprobadas en virtud a lo establecido en el numeral 4.2, así como de los recursos que se transfieren a la Dirección Ejecutiva del FONAFE para cubrir sus necesidades presupuestales.

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El punto 4,2 del artículo 4 de la ley 27170 nos permite concluir que por ser empresa del Estado tenemos restricciones para la capitalización de utilidades, afectando el desarrollo de la empresa, lo que impide convertir a EGASA en una empresa más competitiva y desarrollar estudios de tecnología e investigación, por lo que las políticas de inversión de largo plazo se ven restringida por los siguientes motivos: - La decisión de solicitar o no financiamiento para la inversión dependerá de

FONAFE.

- El proceso de negociación entre EGASA y el accionista (FONAFE) implicará mayores trámites y plazos, lo cual en un entorno actual de permanente cambio, debilita su adaptabilidad y flexibilidad.

- Disminuye el capital de trabajo y el manejo de caja de corto plazo, ya que anualmente debe contar al 30 de Abril de cada año con el efectivo disponible para cancelar el 100% de los dividendos o para requerimientos inesperados a corto plazo, lo que haría necesario incorporar montos de contingencia en los presupuestos para cada año.

- Reducción del capital social (desaporte) de manera recurrente a solicitud del accionista.

1.2 ENTORNO FISICO Y GEOGRAFICO

Las centrales hidroeléctricas de EGASA se proveen de agua del Sistema Regulado del Río Chili, siendo la fuente de generación hidroeléctrica la de menor costo y que además promueve la realización de actividades para el desarrollo de la región, como la Agricultura, la Industria y la Minería.

El principal riesgo está constituido por las variaciones en los fenómenos climatológicos pudiendo ocasionar daño en las instalaciones de la empresa incrementando los costos de mantenimiento, reposición de torres y líneas de transmisión, por efecto de periodos con mucha precipitación pluvial o en la producción por causa de la sequía. Todo ello por el Fenómeno del Niño, que es el principal fenómeno climático causante de las mencionadas variaciones, en estos últimos años éste no causó muchos daños, pero para el año 2008 se espera que tenga una mayor intensidad. Otra fuente de generación hidroeléctrica será a través del río Pillones cuya agua almacenada en la represa con el mismo nombre logrará incrementar la generación eléctrica para EGASA en tiempos de estiaje. Además permitirá el desarrollo de la agricultura y la minería, ésta última a través de la Sociedad Minera Cerro Verde haciendo posible la instalación de su planta de sulfuros, todo ello posibilitará la generación de puestos de trabajo de manera directa e indirecta.

1.3 DEMOGRAFIA Y VIVIENDA

La tasa de crecimiento de la población influye directamente en el crecimiento de la demanda de la Electricidad, según el censo de población y pobreza del año 2005, el Perú tiene 27 219 264 habitantes, la tasa de crecimiento para ese año fue de 1,46%, y se proyecta que para los años 2006 al 2009 disminuirá a 1,4%, y

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para los años 2010 al 2012 será de 1,3%, donde llegaríamos a ser 29 912 763 habitantes aproximadamente. Así el crecimiento poblacional conlleva a una mayor demanda de energía en el periodo analizado. En lo referente al alumbrado que utilizan los usuarios domésticos el 69% emplean electricidad, los que utilizan kerosén para alumbrado son el 25,0% y aquellos que utilizan vela representan el 15,1% y otros (alumbrado a petróleo, generadores, batería, leña, etc.) sonde 1,1% del total de hogares. Hoy la tendencia es que el sector vivienda crezca, debido al plan del Estado de incentivar la adquisición de viviendas a bajo costo mediante los programas Mi Vivienda y Techo Propio. Esto favorece el crecimiento de la demanda de electricidad para el alumbrado doméstico.

1.4 FACTORES POLITICOS

En la actualidad el Perú se encuentra en un momento de incertidumbre política, debido al cambio de gobierno, y a la inseguridad de la estabilidad económica, el año 2006 es el año del cambio político, dado que al finalizar este año se habrán renovado tanto el gobierno central como los gobiernos locales. El mayor problema político que enfrenta el gobierno entrante es atender las demandas sociales, lo que resta confianza de los inversionistas en el actual gobierno. Según la COFACE (compañía aseguradora francesa para exportación) el Perú tiene una calificación de “B” (Grado Especulativo); es decir, que es probable un entorno político y económico inestable, que afecta negativamente el récord de pago, influyendo directamente a la inversión privada en su retracción. Reconociendo la dificultad para aumentar la recaudación tributaria, el gobierno tiene como alternativas para abordar el problema del déficit fiscal: reducir drásticamente el gasto público o financiar el déficit público con mayor deuda. El problema de la segunda alternativa tiene que ver con las elevadas tasas de interés que el Estado Peruano tendría que pagar en caso se concreten nuevos préstamos.

1.5 FACTOR LEGAL 15.1.1 LEY DE CONCESIONES ELECTRICAS

El Sector Eléctrico Peruano está regulado bajo la Ley de Concesiones Eléctricas DL Nº 25844 (y las modificaciones efectuadas en el año 2001) con la finalidad de implantar las condiciones para un mercado eficiente y competitivo. La Ley introduce la segmentación de las actividades de generación, transmisión y distribución dentro del sector eléctrico, además de promover la especialización de las empresas eléctricas en cada una de dichas actividades.

La generación es llevada a cabo por empresas estatales y privadas, las cuales producen electricidad a partir de centrales hidroeléctricas o termoeléctricas. Esta actividad se desarrolla en un mercado de libre competencia donde cualquier empresa puede instalar equipos de generación de electricidad. Sin

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embargo, en el caso de explotar recursos hidráulicos o geotérmicos para centrales mayores a 10 MW, el operador requiere de una concesión del Ministerio de Energía y Minas (MEM). El organismo de carácter técnico que coordina la operación del sistema es el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) El Sector Eléctrico también se encuentra regulado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) y su Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), el organismo encargado de supervisar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas es INDECOPI (Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y Propiedad Intelectual), contando además con el representante del Poder Ejecutivo a través del Ministerio de Energía y Minas. El COES es una institución integrada por empresas de generación y transmisión y se encarga de minimizar el costo conjunto de operación del sistema eléctrico, preservando la calidad y seguridad del suministro, lo que obtiene despachando las centrales que tienen menores costos de operación. La información necesaria para realizar el despacho de centrales, que minimiza el costo de operación del sistema, es obtenida de las propias empresas a través de un procedimiento establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. El costo variable de operación de la última central requerida para cubrir la demanda constituye el costo marginal de corto plazo de la energía. Como resultado del despacho efectuado por el COES, algunas empresas de generación producen más energía que la que sus clientes retiran del sistema; mientras que otras empresas resultan siendo deficitarias, es decir, producen menos energía de la que sus clientes retiran del sistema. Las transacciones entre generadores al interior del COES constituyen así una suerte de mercado en el que las empresas con excedentes de generación lo venden a las deficitarias, aquellas por razones de costos o indisponibilidad, no son requeridas para el despacho. Además de las transferencias de energía, en el COES las empresas realizan aportes de potencia que permiten cubrir la máxima demanda del sistema. El pago que reciben las empresas por el despacho de potencia permite a éstas recuperar parte de los costos involucrados en la inversión y mantenimiento de capacidad disponible para cubrir las necesidades de la demanda. La remuneración por la potencia que los generadores aportan al sistema es un procedimiento que busca repartir entre todos los generadores el valor de la potencia necesaria para cubrir la máxima demanda del sistema más un margen de reserva que brinde seguridad al mismo. No todos los generadores reciben pagos por potencia, sino sólo aquellos que la aportan al sistema en el momento en que la máxima demanda ocurre. El COES garantiza la estabilidad física del sistema eléctrico, por lo que las empresas de generación integrantes, deben poner a disposición del sistema, además de energía y potencia, otros servicios que permiten mantener la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico.

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1.5.2 LEY DE PROMOCION DEL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL

La Ley de Promoción de Desarrollo de la Industria del Gas Natural, contempla incentivos para la contratación del gas natural entre usuarios eléctricos e industriales, es así que el Estado en su rol de promotor del desarrollo nacional, prioriza el crecimiento de la demanda de gas en el Sector eléctrico, en reemplazo del diesel y otras fuentes de energéticas más costosas. En este contexto, Camisea, es considerado como el proyecto más importante de la historia energética del Perú. Aun cuando la tendencia es reducir la venta de electricidad por generación térmica y aumentar la generación hidroeléctrica, es necesario poder tener sustitutos de generación térmica ya que su participación es de 40% en la producción del mercado, en el SEIN, todavía sigue siendo un importante sistema de generación eléctrica.

1.5.3 LEY ANTIMONOPOLIO Y ANTIOLIGOPOLIO Para los efectos de la Ley Nº 26876, se entiende por concentración la realización de los siguientes actos: la fusión, la constitución de una empresa en común; la adquisición directa o indirecta del control sobre otras empresas a través de la adquisición de acciones, participaciones, o a través de cualquier otro contrato o figura jurídica que confiere el control directo o indirecto de una empresa incluyendo la celebración de contratos de asociación -Joint Venture-, asociación en participación, o uso usufructo de acciones y/o participaciones, contratos de gerencia, de gestión y de sindicación de acciones o cualquier otro contrato de colaboración empresarial similar, análogo y/o parecido y de consecuencias similares. Asimismo, la adquisición de activos productivos de cualquier empresa que desarrolle actividades en el sector; o cualquier otro acto, contrato o figura jurídica incluyendo legados, por virtud del cual se concentren sociedades, asociaciones, acciones, partes sociales, fideicomisos o activos en general, que se realice entre competidores, proveedores, clientes, accionistas o cualesquiera otros agentes económicos.

La decisión final para resolver casos de concentración se encuentra por el momento en INDECOPI. La franja que separa una posición dominante de una no dominante no es tan nítida dada la complejidad del mercado. El artículo tercero de la presente Ley establece que las acciones que impliquen una participación mayor o igual al 15% en concentraciones horizontales o una participación mayor o igual al 5% en concentraciones verticales deben ser autorizadas por la Comisión de Libre Competencia de INDECOPI.

16

1.6 FACTORES SOCIALES 1.6.1 POBREZA Y CENTRALISMO

En el Perú se ha querido erradicar la pobreza como una lucha constante y prioritaria. La población con extrema pobreza a finales del 2005 equivale al 19,0% (5 171 660) (INEI) del total de la población, esto dificulta el mayor crecimiento de la demanda de electricidad, por lo que es necesario que el gobierno, incentive más la inversión que trae consigo más empleo y con ello ayude a erradicar la pobreza mediante una mayor atención a los sectores de educación y salud. Uno de los causantes de la pobreza es el centralismo, ya que hoy en día el 51% del PBI se concentra en Lima, debido a que las principales empresas de producción de bienes y servicios se encuentran en la capital, mientras que en las provincias están quedando los proyectos básicos como son minería, agricultura, etc. Este centralismo causa la migración tanto externa como interna de los ciudadanos, en busca de mejoras a su desarrollo educacional y de calidad de vida.

1.6.2 ENTORNO LABORAL

La Ley de Productividad y Competitividad (D.L. 728 y D.S 003-97-TR) es la que regula la actividad laboral de la Empresa, además por ser EGASA una empresa estatal de derecho privado, sus acciones referentes a la variación de su Cuadro de Asignación de Personal (CAP) están sujetas a la decisión de FONAFE. La Ley 28034 dicta las medidas complementarias de austeridad y racionalidad en el gasto público, la finalidad de esta ley es liberar recursos que puedan orientar, entre otros, al financiamiento de los gastos generados en la ejecución presupuestaria por los requerimientos de carácter prioritario formulados por entidades del sector público (hasta fines del 2003). Esta Ley no permite el ingreso de personal bajo cualquier modalidad contractual, como también el incremento o ajustes de remuneraciones, bonificaciones asignaciones y beneficios de toda índole.

Están sujetos a esta Ley 28034 todas las entidades u organismos de los niveles de gobierno nacional y regional, los organismos constitucionales autónomos, incluidos la Superintendencia de Banca y Seguros y el Banco Central de Reserva del Perú, así como las entidades de tratamiento empresarial comprendidas en el tomo V de la Ley 27879 FONAFE y ESSALUD.

1.7 FACTORES CULTURALES

Una influencia importante es el impacto ambiental regulado por el D.S 29-94 EM, limitaciones que está sometida la actividad eléctrica, la variable ambiental y la preservación del equilibrio ecológico cobran cada vez más importancia en el Perú

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y en todo el mundo, existiendo grupos ecológicos influyentes, a medida que este factor crece puede convertirse en un factor de diferenciación entre competidores. Por otro lado, el sector agrario tiene prioridad para el uso de recursos hídricos de acuerdo al periodo de siembra o necesidades de los agricultores, pues las comunidades agrarias influyen en las operaciones de las centrales hidroeléctricas, esta influencia es a través del comité de agua formado por agricultores de La Joya y Cural entre otros y por el Comité Multisectorial de Agricultura, quien dispone el caudal a ser turbinado. La influencia de la población afecta en sobremanera las grandes decisiones de la empresa, así se tiene el antecedente del intento de privatización de EGASA y EGESUR, que resultó en revueltas y conflictos sociales y hasta políticos, evitando el proceso de privatización. Actualmente se podría tener un problema similar con el proyecto de traslado de las turbinas de Mollendo para que operen con gas natural de Camisea, para lo cual se deben iniciar las negociaciones con la población afectada a fin de evitar conflictos y retrasos en el proyecto.

1.8 FACTORES TECNOLOGICOS

1.8.1 NUEVAS FUENTES ENERGETICAS

La tendencia para la producción de energía en el Perú es a través de generación hidráulica, ya que tiene menores costos que la generación térmica, por los altos precios de sus fuentes energéticas como el petróleo importado diesel. Para la generación térmica se tiene como alternativa de menor costo al gas natural por su menor precio frente al diesel y el carbón. Este ingreso del gas natural puede permitir a las generadoras térmicas incrementar su competitividad y mejorar su rentabilidad.

El impacto del yacimiento de Camisea y la importancia de sus reservas, podría cambiar nuestra condición actual de país importador de energía; asimismo dada la eficiencia económica directa del Gas Natural podría elevar la competitividad industrial y sobre todo debido a su menor emisión de desechos contaminantes, permitirá evitar los altos costos sociales no cuantificados que la contaminación provoca actualmente. En el país la generación eléctrica a base de gas natural se incrementó en 13% respecto al año 2004, asimismo las centrales eléctricas que utilizan gas natural para la producción de energía son las de Ventanilla (Etevensa), Santa Rosa (Edegel), Malacas (EEPSA) y Aguaytía (Termoselva) Resulta importante destacar que en la actualidad el gas natural utilizado para la generación de electricidad representa el 80% de la producción total nacional de éste recurso energético y, el 20% es requerido por otras industrias. Con relación al parque de generación térmica, el consumo de gas natural en el mes de enero de 2006 presentó un incremento de 5,5% respecto al mismo período del año anterior. Asimismo, la producción de energía eléctrica con gas natural aumentó en enero de 2006 en 20,4% respecto al mismo período del año 2005.

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De esta manera se observó hasta ahora que el gas natural es una alternativa, madura y representa un ahorro en los costos de generación muy significativo.

Las alternativas que tiene EGASA de lograr la generación eléctrica con gas natural son las siguientes:

- Trasladar las turbinas a gas de la central térmica de Mollendo, para que puedan funcionar con gas natural como fuente de abastecimiento y adquiriendo simultáneamente nueva tecnología.

- Esperar que llegue el gas natural a las ciudades de Arequipa y Mollendo, lo cual puede tomar de 6 a 10 años convirtiendo a los equipos térmicos actuales en obsoletos.

1.8.2 INNOVACION TECNOLOGICA Y ACCESO A NUEVAS TECNOLOGIAS

La tecnología en el Perú para generar electricidad es a través de Centrales Térmicas (fuente: diesel, gas natural, carbón, etc.) y Centrales Hidroeléctricas (fuente: Agua), siendo esta última la de menor costo ya que en el Perú contamos con el recurso y las condiciones que facilitan esta generación.

En este contexto se ha investigado otras formas posibles de generación de electricidad, como son: - Por energía eólica (aire):

Este tipo de energía no contamina, es inagotable y frena la disminución de combustibles fósiles contribuyendo a evitar el cambio climático. Es una tecnología de aprovechamiento totalmente madura y puesta a punto. Es una de las fuentes más baratas, puede competir en rentabilidad con otras fuentes energéticas tradicionales como las centrales térmicas de carbón (considerado tradicionalmente como el combustible más barato), las centrales de combustible e incluso con la energía nuclear. Los científicos calculan que hasta un 10% de la electricidad mundial se podría obtener de generadores de energía eólica a mediados del siglo XXI. Los lugares ideales para la instalación de los generadores de turbinas son aquellos en los que el promedio anual de la velocidad del viento es de cuanto menos 21 km/h. La evolución en el mercado mundial (año 2005) es de 17 700 MW. Sus costos típicos son: en instalación, alrededor de 1 000 US$/kW; en Generación, 2 – 6 US$/kWh. Sus tendencias tecnológicas son: Máquinas de 600 – 4000 kW c/u; Torres de 60 – 110 m. de altura; Rotor de 60-100 m. de diámetro.

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FIGURA 1.1 ENERGIA EÓLICA

Fuente: CONAE Comisión Nacional par el Ahorro de Energía - México

- Energía Solar Fotovoltaica:

La transformación directa de la radiación solar en electricidad, mediante su conversión fotovoltaica, es una de las fuentes más promisorias en el largo plazo. Su sostenido desarrollo internacional por lo general permite ya su aplicación con una mayor rentabilidad que la del resto de las fuentes en las aplicaciones aisladas y remotas. Los costos típicos son: En instalación 3 500 – 7 000 US$/kW; en generación, 25 – 150 US$/kWh.

FIGURA 1.2 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA


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- Por energía solar térmica:

La conversión térmica es una de las formas más sencillas y económicamente más ventajosa de usar la energía solar en las actuales circunstancias, como por ejemplo para el calentamiento de agua y otros fluidos, la destilación y el secado de productos en general.

Los principales aspectos que se tienen en cuenta son el máximo uso de la iluminación natural, creación de ambientes térmicos más favorables en los espacios interiores y la aplicación de soluciones que favorezcan el ahorro de otros recursos y por consiguiente un menor consumo de energía. Los costos estimados en instalación no se han podido determinar; en generación actualmente son 12 – 15 US$/ kW/h, proyectado al 2020, 4 – 5 US$ /kWh . En el Perú no se han realizado este tipo de estudios para determinar su factibilidad económica, operativa y geográfica, pero existe la posibilidad de aprovechar los vientos de Nazca y la radiación de Arequipa, por mencionar algunos ejemplos para lo cual se requiere de la realización de estudios, y de las inversiones correspondientes.

FIGURA 1.3 ENERGIA SOLAR TERMICA


21

2. ANALISIS DEL ENTORNO ESPECÍFICO 2.1 MERCADO

El mercado está constituido por dos tipos de clientes: libres (Anexo 1) y regulados. Las ventas a usuarios finales realizadas por las empresas del Sistema Interconectado Nacional en el año 2005 fueron de 20 693 GWh. La variación de dichas ventas para el año 2005 respecto a lo acontecido en los años 2004 y 2003 fue de 5,28% y 12,07% respectivamente (Cuadro Nº 2.1) El sistema regulado ha tenido un crecimiento de 7,56% con respecto al año 2004 y el mercado libre a tenido un incremento en las ventas de 2,73% con respecto al año 2004. La máxima demanda del Sistema Interconectado Nacional (SEIN) en el periodo 2005 fue 3 305 MW, registrando un incremento de 5.56% con relación al año anterior.

Al cierre del año 2005 la producción total de energía fue de 23 160 GWh, 5% superior a la producida en el año 2004, donde ELECTROPERÚ participó con 29,7% del total producido, seguido por EDEGEL (20,2%) y EGENOR (9%)

Cuadro 2.1 Ventas a Usuarios Finales - GWh

Fuente: Osinerg - Gart

El crecimiento del sector está motivado principalmente por el crecimiento de los sectores minería, construcción y manufacturero, lo que se aprecia con el incremento de la modalidad de clientes libres. Por esto es que en el año 2005 se han atendido 116 723 clientes mas que en el año 2004 y 250 468 clientes más que en el año 2003.

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CUADRO N° 2.2 EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE CLIENTES

Fuente: Osinerg - Gart

GRAFICO Nº 2.1 ESTRUCTURA DEL NUMERO DE CLIENTES

Fuente: OSINERG-GART

El 20 de mayo del año 2005 se inició la exportación de electricidad al Ecuador, sin embargo, dicha exportación de aproximadamente 40 MW diarios, es provisional, dado que no se ha llegado a un acuerdo sobre la renta de congestión. Asimismo, se viene evaluando la posibilidad de exportar electricidad hacia Chile y Bolivia. EGASA abastece de energía eléctrica a la distribuidora SEAL y al cliente libre Yura S.A. desde el año 2005 y a las empresas de distribución: DISTRILUZ, EDELNOR, LUZ DEL SUR y ELECTROSUR MEDIO para su mercado regulado. Teniendo también como cliente en el mercado Inter-generadores a empresas generadoras integrantes del COES-SEIN. Para poder cubrir la mayor demanda EGASA tiene proyectos de corto plazo (Presa Chalhuanca, Presa Bamputañe y reubicación de las Turbinas a Gas de Mollendo) y de largo plazo (nuevas centrales hidroeléctricas), que permitirá incrementar su producción.

Al cuarto trimestre del año 2005, el 55% de suministros en el país corresponde a clientes de tipo industrial, el 24% al cliente residencial y el 21% restante a alumbrado público y comercial.

23

EGASA garantiza un servicio de alta calidad a sus clientes, con la aplicación de su Sistema de Gestión Integrado, lo que se evidencia con un nivel de satisfacción del 97,5% según la última encuesta a los clientes YURA, DISTRILUZ y SEAL, con quienes se mantiene una constante comunicación.

GRAFICO 2.2: VENTA DE ENERGIA DE EGASA EN MWh (2002-2005)

Fuente: EGASA

2.2 PROVEEDORES

EGASA para satisfacer sus diversas necesidades operativas, se relaciona con proveedores de acuerdo a lo dispuesto en la Ley de Contrataciones y Adquisiciones del Estado, teniendo entre los principales proveedores a constructoras, contratistas de obras y abastecedores de equipos y repuestos entre otros.

2.3 COMPETENCIA

Los principales competidores son ELECTROPERU, EDEGEL, EGENOR, ENERSUR, ya que son los que concentran la mayor parte de participación de mercado. A mayo del 2006 la oferta a nivel nacional (4 475 MW) supera a la demanda (3 321 MW) en aproximadamente 1 100 MW. Las principales características de los competidores de EGASA se pueden ver en el anexo N° 3.

2002

962 916

2003

930 848

2004

1 110 975

2005

936 245

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

MWh

24

CUADRO 2.3 Principales Centrales de Generación Eléctrica

COES SINAC OPERACIÓN EJECUTADA - AÑO 2005

EMPRESAS ENERGIA PRODUCIDA (MWH)

GENERACIÓN HIDRÁULICA MWh

GENERACIÓN TÉRMICA MWh

TOTAL MWh

ELECTROPERU 6 760 906,96 123 030,59 6 883 937,56 Mantaro Restitución Tumbes Yarinacocha

5 116 272,17 1 644 634,79

50 576,75 72 453,84

5 116, 272,17 1 644 634,79

50 576,75 72 453,84

CAHUA/CNP – ENERGÍA 478 900,22 4 819,30 483 719,52 Cahua Pariac Arcata Gallito Ciego Pacasmayo

286 371,09 30 553,75 29 773,39

132 201,98

4 819,30

286 371,09 30 553,75 29 773,39

132 201,98 4 819,30

TERMOSELVA 1 291 063,15 1 291 063,15 Aguaytía 1 291 063,15 1 291 063,15

EDEGEL 4 268 770,48 425 970,21 4 694 740,69

Huinco Matucana Callahuanca Moyopampa Huampaní Chimay Yanango Huanchor Santa Rosa UTI Westinghouse

1 016 839,28 819 481,30 546 705,09 533 106 97 234 083,32 799 345,06 177 574,91 141 634,56

7 059,28 418 910,93

1 016 839,28 819 481,30 546 705,09 533 106 97 234 083,32 799 345,06 177 574,91 141 634,56

7 059,28 418 910,93

ETEVENSA 1 866 904,30 1 866 904,30 Ventanilla 1 866 904,30 1 866 904,30

EEPSA 515 829,88 515 829,88

Malacas 515 829,88 515 829,88

EGENOR 2 017 313,78 68 889,13 2 086 202,91 Carhuaquero Cañon del Pato Chiclayo Oeste Piura Diesel Sullana Diesel Paita Diesel Piura Turbogas Turbogas Trujillo Turbogases Chimbote Turvovapor Trupal

477 522,35 1 539 791,42

19 759,45 25 222,30 4 576,83 3 268,85

15 167,80 204,24 689,66

0,00

477 522,35 1 539 791,42

19 759,45 25 222,30 4 576,83 3 268,85

15 167,80 204,24 689,66

0,00

ELECTROANDES 1 047 262,41 1 047 262,41 Yaupi Oroya Pachachaca Malpaso

752 919,39 68 785,97 47 833,33

177 723,73

752 919,39 68 785,97 47 833,33

177 723,73

SHOUGESA 107 883,40 107 883,40 San Nicolás 107 883,40 107 883,40

EGASA 665 639,37 107 167,66 772 807,04 Charcani I, II, III Charcani IV Charcani V Charcani VI Mollendo Diesel Mollendo TG Chilina Chilina TV

52 811,35 86 390,62

478 576,48 47 860,92

78 297,11 2 019,86

21 795,45 5 055,25

52 811,35 86 390,62

478 576,48 47 860,92 78 297,11 2 019,86

21 795,45 5 055,25

EGEMSA 748 176,84 56,61 748 233,45 Machupicchu Hercca Dolorespata

748 176,84 0,00

56,61

748 176,84 0,00

56,61

EGESUR 109 066,27 86 297,16 195 363,43

Aricota Calana Moquegua

109 066,27

86 297,16 0,00

109 066,27 86 297,16

0,00

ENERSUR 250 483,98 1 049 419,87 1 299 903,85 Yuncan Ilo 1 Ilo 2

250 483,98

469 023,27 830 880,58

SAN GABÁN 754 317,81 2 829,92 757 147,73 San Gabán Taparachi Bellavista Tintaya

754 317,81

1 916,31

931,61 0,00

ENERGÍA 2005 17 100 838,11 5 900 645,19 23 001 483,30

ENERGÍA 2004 16 692 998, 82 5 210 090,58 21 903 089,41

2005 / 2004 (%) 2,44% 13,25% 5,01%

25

GRAFICO 2.3: COMPETIDORES DE EGASA – Producción 2005

Producción Nacional de Energía

SHOUGESA

0,5%

EGASA

3,4%

EGEMSA

3,3%

EGESUR

0,9%ENERSUR

5,7%

ELECTROANDES

4,6%

EGENOR

9,2%

ETEVENSA

8,2%

EEPSA

2,3%

EDEGEL

20,6%

TERMOSELVA

5,7%

CAHUA/CNP – ENERGÍA

2.,%

ELECTROPERU

30,3%

SAN GABÁN

3,3%

Fuente: COES - SINAC

CUADRO N. 2.4 CENTRALES HIDROELECTRICAS EN PROYECTO Y CONSTRUCCION

PROYECTOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 1

N°

Central Hidroeléctrica

Titular de la Concesión Potencia Instalada

(MW) Ubicación

Inversión (millones US$)

Fecha de Puesta en Servicio

2

1 QUITARACSA I QUITARACSA S.A. EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

112,0 Ancash 72,0 14/06/2008

2 SAN GABÁN I EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI S.A. 120,0

Puno 132,2 20/06/2009

3 EL PLATANAL CEMENTOS LIMA S.A. 220,0 Lima 155,0 25/10/2008

4 MORRO DE ARICA

CEMENTOS LIMA S.A. 50,0 Lima 32,8 31/12/2008

5 PUCARÁ EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL CUZCO – EGECUZCO

130,0 Cuzo 136,4 18/11/2008

6 CHEVES EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES S.A.

525,0 Lima 414,0 19/11/2009

7 CENTAURO I Y II CORPORACIÓN MINERA DEL PERÚ S.A. - CORMPESA

25,0 Ancash 14,0 01/09/2007

8 YUNCÁN3

EMPRESA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL CENTRO S.A. – EGECEN S.A.

130,0 Pasco 276,0 30/09/20054

9 TARUCANI TARUCANI GENERATING COMPANY S.A. 100,0 Arequipa 55,3 24/12/20055

10 HUANZA EMPRESA DE GENERACIÓN HUANZA S.A. – EMGHUANZA

86,0 Lima 56,2 31/10/20054

11 MARAÑÓN HIDROELÉCTRICA MARAÑÓN S.R.L. 96,0 Huánuco 78,0 20/03/20054

1) Proyectos con concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica. 2) Fecha de acuerdo con el Contrato de Concesión. 3) El 16/02/2004 la empresa ENERSUR obtuvo la Buena Pro del Contrato de Usufructo por 30 años, por el cual EGECEN le

cederá la CH terminada y operando, en principio a partir del 1° de julio del 2005. 4) En trámite de ampliación de culminación de obras. 5) Aún no se han iniciado las obras. Por disposición legal, sus obligaciones contractuales, se encuentran suspendidas. Elaborado por: Dirección de Concesiones Eléctricas de la DGE

26

2.4 EMPRESAS Y ORGANISMOS QUE SE RELACIONAN CON EGASA 2.4.1 EMPRESAS PUBLICAS

A) COES - Comité de Operación Estratégica del Sistema Interconectado Nacional

Organiza la venta de energía, regula la calidad de energía que se debe proporcionar dentro del SEIN, al cual EGASA pertenece.

B) FONAFE - Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado

Accionista unitario de EGASA, indica los lineamientos sobre las políticas y gestión integral de la empresa, aprueba su presupuesto, su plan operativo, autorización para financiamiento a corto, mediano y largo plazo y aspectos relacionados con la gestión de administración de personal

C) OSINERG - Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

Es el organismo regulador de los servicios del sector, se encarga de fijar los precios en el SEIN evaluando todos los costos variables y fijos así como de desarrollar los costos marginales, se encarga de fijar el precio en el mercado regulado e intergenerador así como velar por el cumplimiento de la ley y el respeto a los derechos de los consumidores de energía eléctrica.

D) SEAL - Sociedad Eléctrica de Arequipa Ltda.

Empresa distribuidora de energía eléctrica, principal cliente de EGASA en el mercado regulado y en el mercado no regulado.

E) INDECOPI - Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la

Protección de la Propiedad Intelectual

Institución encargada de velar entre otros aspectos, por la Ley Antimonopolio del Sector Eléctrico, orientada a mantener la competencia en el sector.

F) MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

Titular del sector al cual pertenecen las empresas de generación eléctrica, organismo encargado de velar por el cumplimiento de la ley de concesiones eléctricas. Incluye a la Dirección General de Electricidad y Dirección de Asuntos Ambientales.

G) DIRECCIÓN MULTIANUAL DE PLANEAMIENTO DEL MINISTERIO DE

ECONOMÍA Y FINANZAS Organismo encargado de aprobar la factibilidad de los proyectos de inversión.

H) SUNAT - Superintendencia Nacional de Administración Tributaria

Organismo encargado de la administración tributaria del país. EGASA ha sido designado por SUNAT como Empresa Agente de Retención del IGV.

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I) AUTODEMA - Autoridad Autónoma de Majes Organismo que preside al Comité Multisectorial para la administración de las Represas del Sistema Regulado del Río Chili.

FIGURA 2.1 SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

2.4.2 EMPRESAS PRIVADAS

A) YURA S.A.

Cliente de EGASA en el mercado no regulado. Se ha suscrito un contrato con Yura S.A. a mediano plazo, pudiendo renovarse a su conclusión.

B) SOCIEDAD MINERA CERRO VERDE

Empresa con la que se suscribió un contrato de suministro de energía eléctrica a partir del 01 de enero del 2007. La construcción de la Presa Pillones, es una obra financiada en forma conjunta por EGASA (60%) y por Sociedad Minera Cerro Verde (40%) Esta sociedad estratégica permitirá a EGASA incrementar su producción hidroeléctrica en 18 % y a Sociedad Minera Cerro Verde contar con el recurso hídrico que contribuirá a la implementación de su etapa de sulfuros; así mismo esta obra sienta precedente para volver a formar futuras alianzas para el financiamiento de nuevos proyectos.

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2.4.3. OTROS

A) COMITE MULTISECTORIAL DE USUARIOS DE AGUA DE LA CUENCA DEL RIO CHILI

Organismo que agrupa a todas las entidades usuarias de agua de la cuenca del río Chili, encargada de la administración de dicho recurso de manera colegiada.

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CAPITULO III

ANÁLISIS DEL MICROAMBIENTE

1. ANALISIS FUNCIONAL

La empresa esta compuesta por la Gerencia General y tres Gerencias: Técnico Comercial, Generación, y Administración y Finanzas.

GRAFICO N° 3.1 ORGANIGRAMA ESTRUCTURAL

1.1 DIVISION DE OBRAS E HIDROLOGÍA

Su función principal es planificar, desarrollar, supervisar, controlar y ejecutar los proyectos técnicos y de infraestructura que garanticen el mejor desenvolvimiento de las actividades de la empresa, así como realizar el planeamiento de los proyectos y obras necesarios para la expansión y mejoramiento del servicio, de acuerdo a los lineamientos definidos por la Alta Dirección, Así como de la supervisión del control hidrológico relacionado con EGASA. Los principales proyectos de corto y largo plazo que se han determinado son:

Corto Plazo Fecha de Inicio(*) Fecha de Operación (*)

a) Presa Bamputañe Abril del 2007 Mayo del 2008

b) Presa Chalhuanca Abril del 2008 Mayo del 2009 (*) Estimada

30

Largo Plazo Fecha de Inicio (*) Fecha de Operación (*)

a) Derivación Ichocollo Abril del 2009 Mayo del 2010

b) C.H. Pastogrande Abril del 2010 Mayo del 2011 (*) Estimada

1.2 DIVISION SISTEMA DE GESTION INTEGRADO

Tiene como función asegurar que se establezcan, implementen y mantengan los procesos necesarios para la mejora continua del Sistema de Gestión Integrado de EGASA, conformado por los Sistemas de Gestión de Calidad, Medio Ambiente y de Seguridad y Salud Ocupacional bajo los requisitos de las Normas ISO 9001:2000, ISO 14001:2004 y OHSAS 18001:1999 e informar a la Gerencia General sobre el desempeño del referido Sistema y de cualquier necesidad y mejora. Está compuesta por los Departamentos de Gestión de Calidad y de Seguridad y Salud Ocupacional.

1.3 GERENCIA TECNICO COMERCIAL

Sus funciones consisten en planificar, organizar, dirigir, coordinar y controlar las acciones de programación a corto, mediano y largo plazo de la operación del sistema, efectuar la coordinación permanente con los organismos creados por la Ley de Concesiones Eléctricas y ejecutar la dirección, control y coordinación de la comercialización de la energía producida por la empresa. Está constituida por las divisiones Comercial y Técnica, dependiendo de ésta última el departamento de Sistemas de Medición. La política comercial de establecer contratos de mediano plazo con sus clientes le permite poder manejar sus márgenes comerciales, haciendo posible que el cliente pueda integrarse como un socio estratégico. Para poder conocer el grado de satisfacción de nuestros clientes, el área Comercial realiza encuestas para poder medir su nivel de satisfacción con nuestro servicio.

1.4 GERENCIA DE GENERACION

Sus funciones principales consisten en programar, organizar, dirigir, supervisar y controlar la operación y mantenimiento de los sistemas de generación, para lograr una producción de energía eléctrica acorde con la planificación efectuada al respecto por la Gerencia Técnico Comercial.

Está constituida por los departamentos de Comunicaciones, Medio Ambiente y Tratamiento de Agua, así como por la división Operación y Control del Sistema de la cual depende el departamento Centro de Control. De esta Gerencia depende también la división Mantenimiento a la cual reportan los departamentos de Mantenimiento Hidráulico y Mantenimiento Térmico. La potencia Efectiva de la empresa es de 318,44 MW distribuidos de la siguiente manera:

31

CUADRO N° 3.1 DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA – 2006 (MW)

AREA CENTRAL GRUPO

POTENCIA INSTALADA

POTENCIA EFECTIVA

Por Grupo

Por Central

Por Grupo

Por Central

CHARCANI

MINICENTRAL CHARCANI I

GRUPO 1 0,880

1,760

0,811

1,601 GRUPO 2 0,880 0,790

CHARCANI I GRUPO 1 1,000

1.472

------

------- GRUPO 2 0,472 ------

CHARCANI II

GRUPO 1 0,290

0,870

0,190

0,610

GRUPO 2 0,290 0,190

GRUPO 3 0,290 0,230

CHARCANI III GRUPO 1 2,330

4,760

1,756

3,906 GRUPO 2 2,430 2,150

CHARCANI IV

GRUPO 1 5,153

15,459

5,041

15,301

GRUPO 2 5,153 5,056

GRUPO 3 5,153 5,204

CHARCANI V

GRUPO1 48,450

145,350

46,630

139,900

GRUPO 2 48,450 46,630

GRUPO 3 48,450 46,640

CHARCANI VI GRUPO 1 8,960 8,960 8,947 8.947

POTENCIA HIDRAULICA TOTAL 178,631 170,265

CHILINA

TV1 4,000

16,751

TV2 7,000 6,719

TV3 10,000 10,032

Sulzer 1 5,230

10,460

5,1011

10,2839 Sulzer 2 5,230 5,1828

TG+CR+TV3 22,350 22,350 18,6649 18,6649

POTENCIA TOTAL CHILINA 53,810 45,6998

MOLLENDO

Mirrlees 1 10,566

31,698

10,4773

31,4615

Mirrlees 2 10,566 10,551

Mirrlees 3 10,566 10,4332

Turbina a Gas 37,400

74,800

35,2195

71,0221 Turbina a Gas 37,400 35,8026

POTENCIA TOTAL MOLLENDO 106,498 148,1834

POTENCIA TERMICA TOTAL 160,308 148,1834

TOTAL POTENCIA EGASA 338,939 318,4484

EGASA a mayo del 2006 cuenta con una producción hidroeléctrica de 461 763,10 MWh (94,50%) y térmica de 26 864,02 MWh (5,50%) siendo para la generación hidroeléctrica el insumo principal el agua proveniente del río Chili; y para la generación térmica sus principales insumos son el petróleo diesel y el residual 500. El contar con centrales térmicas e hidráulicas le permiten a EGASA poder diversificar sus operaciones de generación de electricidad, otorgando mayor flexibilidad en el servicio. Sin embargo, en las circunstancias actuales es

32

conveniente la generación de electricidad a través de las centrales hidroeléctricas debido a menores costos de producción. Se puede observar también, equipos con obsolescencia que generan mayores costos de mantenimiento y de producción, como los grupos a vapor de la central de Chilina.

1.5 GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS Tiene como función principal el planificar, organizar, dirigir y controlar el uso de los recursos humanos, logísticos, económicos y financieros necesarios para sustentar las operaciones de la empresa. Está conformada por los departamentos de: Seguridad Patrimonial, Recursos Humanos, Logística, Finanzas y Contabilidad, destacándose en esta última actividad los siguientes aspectos relacionados con beneficios tributarios que cuenta EGASA siendo éstos: - Inafectación del Impuesto Selectivo al Consumo. - Somos considerados como una empresa agente de retención del IGV.

La función principal de Logística es administrar en forma oportuna y económica la adquisición y/o contratación de bienes, equipos, materiales, suministros y servicios no personales, actuando dentro de los lineamientos que señala la Ley de Contrataciones y Adquisiciones del Estado y otras normas pertinentes, así como dirigir el almacenamiento de bienes y existencias y la administración de servicios no personales de carácter general. Para el control de sus almacenes utiliza el SAF (Sistema de Administración y Finanzas) que actualiza en tiempo real el kardex con los movimientos del almacén.

En el aspecto financiero, los resultados obtenidos en el año 2005, el margen de utilidad es de 13,81%, generando una solvencia sostenible y con capacidad de endeudamiento, como lo muestra el ratio de endeudamiento patrimonial que es de 2,15%, por lo que EGASA cuenta con una alta capacidad financiera para sus operaciones, lo que es generado por su buena gestión de cobranza, cuyo ratio de rotación es de 5,88, siendo su ratio de rotación de cuentas por pagar es de 7,05; lo cual genera una mesurada fuente de liquidez.

GRAFICO N° 3.2 ROTACIÓN DE CUENTAS

33

Nuestro ratio de liquidez es de 8,18 que nos permite cubrir operaciones de muy corto plazo sin mayores problemas.

La estructura del Presupuesto de EGASA, es como se muestra a continuación: CUADRO N° 3.2 DISTRIBUCIÓN DEL PRESUPUESTO (2005 - 2006)

Presupuesto 2005

Presupuesto 2006

% Ejecución 2006 Avance a Abril 2006

Gasto de Generación 141 372 330,00 120 256 675,00 90,97% 33 485 987,00 27,85%

Gasto de Venta 1 810 414 00 1 745 150,00 1,32% 552 833,00 31,68%

Gasto de Administración 8 380 712,00 10 185 273,00 7,71% 1 934 305,00 18,99%

Costo del Servicio 151 563 456,00 132 187 098,00 100,00 35 973 125,00 27,21%

GRAFICO N° 3.3 DISTRIBUCIÓN DEL PRESUPUESTO

DISTRIBUCIÓN DEL PRESUPUESTO

2006 Gasto de

Generación

90,97%

Gasto de Venta

1,32%

Gasto de

Administración

7,71%

34

CUADRO N° 3.3 DISTRIBUCIÓN DEL PERSONAL (a Abril 2006)

DETALLE

DEPENDENCIA ESTRUCTURAL ALTA DIRECCION

FUNCIONARIOS EMPLEADOS OBREROS TOTAL

Órgano de Control Institucional 1 1 2

Sub Total 1 1 2

Gerencia General 1 1 2

División Asesoría Legal 1 1 1 3

División Sistemas e Informática 1 1

Dpto. Desarrollo de Sistemas 1 1 2

Dpto. Organización y Métodos e Información 1 1

Dpto. Coordinación Administrativa 1 1 2 4

División Obras e Hidrología 1 2 3

Dpto. Gestión de Calidad 1 1

Dpto. Seguridad y Salud Ocupacional 1 1

Sub Total 2 8 6 2 18

Gerencia Generación 1 1 2

Dpto. Comunicaciones 1 2 3

Dpto. Medio Ambiente y Tratamiento de Agua 1 1 2

División Operación y Control del Sistema 1 14 20 35

Dpto. Centro de Control 3 4 7

División Mantenimiento 1 1

Dpto. Mantenimiento Hidráulico 1 5 13 19

Dpto. Mantenimiento Térmico 1 3 4 8

Sub Total 1 9 29 38 77

Gerencia Técnico Comercial 1 1 2

División Comercial y Marketing 2 1 3

División Técnica 1 1

Dpto. Sistemas de Medición 1 2 3

Sub Total 1 4 4 9

Gerencia Administración y Finanzas 1 1 2

División Contabilidad 2 2 4

Dpto. Seguridad Patrimonial 1 1

Dpto. Finanzas 3 3

Dpto. Recursos Humanos 1 2 2 5

Dpto. Logística 3 4 2 9

Sub Total 2 11 9 2 24

TOTAL GENERAL 7 32 49 42 130

La mayor parte del personal, incluyendo algunas gerencias, tienen continuidad en la empresa, presentándose escasa rotación de personal. Asimismo existe liderazgo en la gestión, así como una clara identificación y un alto nivel de compromiso del personal con la empresa.

35

EGASA mantiene un alto grado de capacitación de su personal, es así que el número de eventos en este rubro, realizados durante el año 2005 fue de 109, siendo las horas de capacitación ejecutadas de 15 929 excediendo la meta anual de 11000 horas, lo cual representa un 44,81% superior a la meta prevista, de igual manera resultó que todos los trabajadores de la empresa, sin excepción recibieron el mínimo de horas de capacitación que se había estipulado.

GRAFICO N° 3.4 HORAS DE CAPACITACIÓN

15929

396

2553

6652

775

1924

3629

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

HO

RA

S D

E C

AP

AC

ITA

CIÓ

N.

EGASA Org. Control

Inst.

G. General G. Generación G. Técnico

Comercial

G. Admin. y

Finanzas

Partes

Interesadas

ÁREA

HORAS DE CAPACITACIÓN POR ÁREA - 2005

GRAFICO N° 3.5 MÍNIMO DE HORAS DE CAPACITACIÓN (MHC)

132 132

2 2

18 18

80 80

9 9

23 23

0

20

40

60

80

100

120

140

N°

DE

TR

AB

AJA

DO

RE

S..

EGASA Org. Control

Inst.

G. General G. Generación G. Técnico

Comercial

G. Admin. y

Finanzas

ÁREA

NÚMERO DE TRABAJADORES CON EL MÍNIMO DE HORAS DE CAPACITACIÓN

2005

N° Trabajadores N° Trabajadores con MHC

36

1.6 ASPECTOS TECNOLÓGICOS EGASA mantiene un buen nivel de desarrollo tecnológico, destacando principalmente:

La automatización de la operación de las Centrales de Generación.

Monitoreo en tiempo real de la operación de todas las Centrales Hidroeléctricas de EGASA desde el Centro de Control.

Mando sobre los grupos generadores de la Central Hidroeléctrica Charcani V desde el Centro de Control.

Mando sobre la Línea de Transmisión de 138 kV entre la Central Hidroeléctrica Charcani V y la planta de Chilina.

Se cuenta con redundancia de comunicación con el COES – SINAC por línea dedicada de 64 kbps (principal) y por RDSI 128 kbps (contingencia).

Se cuenta con una infraestructura de comunicaciones segura y confiable basada en switches ethernet de 1Gb y fibra óptica con protocolo TCP/IP preparados para servicios de voz y vídeo, entre otros.

1.7 ACCESO A LA INFORMACIÓN

En concordancia con lo establecido en la Ley de Transparencia de la Información EGASA cuenta con su página web en versiones español e inglés en el sitio www.egasa.com.pe la que se encuentra permanentemente actualizada. Igualmente se ha designado a los funcionarios responsables del portal de Transparencia y de la entrega de información solicitada por la comunidad.

http://www.egasa.com.pe/

37

CAPITULO IV

MISIÓN, VISIÓN Y VALORES 1. MISIÓN

Somos una empresa de generación de energía eléctrica y la suministramos

satisfaciendo a nuestros clientes a través de la mejora tecnológica y continua de

nuestros procesos. Contamos con personal competente orientado a la búsqueda

de la excelencia, conservando el medio ambiente y velando por la seguridad de las

personas; con una gestión basada en la ética, el liderazgo y una alta vocación de

servicio, contribuyendo al bienestar y desarrollo de nuestros trabajadores y de la

sociedad.

2. VISIÓN

Consolidar a EGASA como la empresa generadora de electricidad líder en el

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, a través del desarrollo de una gestión

empresarial de excelencia, para satisfacer las necesidades de los clientes a nivel

nacional e internacional, contribuyendo de esta manera a la integración y

desarrollo de la sociedad.

3. VALORES

a. Búsqueda de la satisfacción del

cliente b. Mejora continua c. Vocación de servicio d. Respeto al medio ambiente e. Compromiso con la seguridad y

salud del trabajador f. Liderazgo g. Ética h. Respeto por los demás i. Eficiencia

j. Identificación con la empresa k. Transparencia en la gestión l. Cumplimiento de obligaciones m. Reconocimiento al trabajador n. Confianza y amistad o. Responsabilidad social p. Dedicación al trabajo q. Buen ejemplo r. Calidad productiva s. Búsqueda de la excelencia

38

CAPITULO V

FORMULACION ESTRATEGICA

1. FORTALEZAS, DEBILIDADES, OPORTUNIDADES Y AMENAZAS

INTERNO EXTERNO

FORTALEZAS DEBILIDADES OPORTUNIDADES AMENAZAS

1. Compromiso del personal

hacia la mejora continua. 2. Mantiene y gestiona el

SGI (Calidad, Medio Ambiente y Seguridad y Salud Ocupacional).

3. Experiencia técnica del personal aplicada a la actividad del área de su competencia.

4. Ambiente de trabajo adecuado.

5. Capacidad de generación eléctrica mixta (hidráulica y térmica).

6. Alto nivel de satisfacción de los clientes.

7. Alto capital de trabajo permite autofinanciar operaciones e inversiones.

8. Buena imagen institucional en el sector y la colectividad

9. Continuidad de los Cuadros estratégicos de la Empresa

10. Existencia de proyectos de inversión en EGASA.

11. Gestión de Proyectos de inversión.

12. Moderna infraestructura informática y de telecomunicaciones y de medición de energía.

13. Alta disposición de los equipos de generación.

14. Comunicación horizontal y vertical.

15. Proximidad de las centrales con la sede principal y la ciudad.

1. Carencia de un Sistema de

Información Gerencial automatizado

2. Carencia de información estratégica de costos.

3. Costos operativos altos de las centrales hidráulicas menores.

4. Catalogación de activos fijos desactualizada.

5. Demasiados trámites internos por estar sujetos a normas de control

6. Bajo nivel de instrucción del personal operativo

7. Temor a la toma de decisiones por posibles sanciones.

8. Alto costo de operación de algunos grupos de generación térmica.

1. Aprovechamiento del gas

de Camisea. 2. Potencial hidroeléctrico en

la región sur del país. 3. Acceso a otros mercados

debido a la interconexión nacional e internacional.

4. Posibilidad de establecer alianzas estratégicas con empresas.

5. Crecimiento del sector minero.

6. Participación en proyectos de generación de energía no convencional.

1. Intervención política limita el

desarrollo de proyectos de inversión

2. Obligación de asumir retiros de distribuidoras sin contrato perjudica económicamente a la Empresa.

3. Normativa tributaria abundante, de compleja interpretación y de drásticas sanciones por incumplimiento

4. Falta de definición del horizonte de desarrollo de las generadoras del estado

5. La Ley de Contrataciones del Estado hace ineficiente las contrataciones de la Empresa

6. El Sistema Nacional de Inversión Pública retrasa los proyectos de desarrollo de la Empresa

7. Incremento internacional de los precios de los combustibles.

8. Colmatación de la Represa de Aguada Blanca perjudicaría operación de la C. H. Charcani V.

9. Construcción de nueva planta de Sedapar.

10. Desastres naturales y efectos climáticos.

11. Poco impulso a las actividades de inversión.

12. Dificultad normativa para desarrollar nuevos cuadros de personal.

13. Pérdida de tiempo en atención de documentos administrativos externos.

39

2. OBJETIVOS ESTRATÉGICOS 2006 - 2009

a. Incrementar la rentabilidad.

b. Incrementar la satisfacción de nuestros clientes.

c. Ampliar la capacidad de producción y optimizar la operación y mantenimiento

de las centrales de generación.

d. Incrementar las ventas.

e. Utilizar sistemas de gestión e información empresarial de alta tecnología.

f. Mantener el liderazgo en Sistemas de Gestión de Calidad, Medio Ambiente y

Seguridad y Salud Ocupacional.

g. Promover el permanente desarrollo integral del personal y la cultura

empresarial, a través de la capacitación.

h. Identificar, implementar, aplicar y evaluar la normatividad legal aplicable.

i. Generar objetivos y metas comunes entre los diferentes procesos de la

empresa.

j. Fortalecer la integración corporativa con FONAFE y las empresas bajo su

ámbito.

3. FACTORES CLAVE DE ÉXITO

a. Desarrollo y ejecución de estudios beneficio / costo y proyectos energéticos.

b. Uso de herramientas modernas de administración y gestión empresarial.

c. Gestión efectiva de marketing.

d. Innovación tecnológica.

e. Consolidación del Sistema de Gestión Integrado.

f. Responsabilidad social.

g. Manejo eficiente de procesos administrativos y operativos.

h. Eficiente administración de costos.

i. Personal altamente calificado.

j. Buenas relaciones corporativas y externas.

40

4. CUADRO COMPARATIVO ENTRE OBJETIVOS ESTRATEGICOS Y FACTORES CLAVE DE ÉXITO

OBJETIVOS ESTRATEGICOS FACTORES CLAVE DE EXITO

Incrementar la rentabilidad.

Uso de herramientas modernas de administración y gestión empresarial.

Gestión de efectiva de marketing

Innovación tecnológica.

Manejo eficiente de procesos administrativos y operativos.

Eficiente administración de costos.

Personal altamente calificado.

Buenas relaciones corporativas y externas.

Incrementar la satisfacción de nuestros clientes.


Gestión de efectiva de marketing.

Consolidación del Sistema de Gestión Integrado.

Responsabilidad social.



Ampliar la capacidad de producción y optimizar la operación y mantenimiento de las centrales de generación.

Desarrollo y ejecución de proyectos energéticos.



Elaboración de estudios y proyectos beneficio/costo.



Incrementar las ventas.







Utilizar sistemas de gestión e información empresarial de alta tecnología.



Manejo eficiente de procesos logísticos.



Mantener el liderazgo en Sistemas de Gestión de Calidad, Medio Ambiente y Seguridad y Salud Ocupacional.






Promover el permanente desarrollo integral del personal y la cultura empresarial, a través de la capacitación.

Desarrollo y ejecución de estudios beneficio / costo y proyectos

energéticos.





Identificar, implementar, aplicar y evaluar la normatividad legal aplicable.






41

OBJETIVOS ESTRATEGICOS FACTORES CLAVE DE EXITO

Generar objetivos y metas comunes entre los diferentes procesos de la empresa.


energéticos.





Fortalecer la integración corporativa con FONAFE y las empresas bajo su ámbito.


energéticos.






5. MATRIZ FODA

42

MATRIZ FODA

FORTALEZAS DEBILIDADES 1 Compromiso del personal hacia la mejora continua. 2 Mantiene y gestiona el Sistema de Gestión Integrado (Calidad, Medio

Ambiente y Seguridad y Salud Ocupacional). 3 Experiencia técnica del personal aplicada a la actividad del área de su

competencia. 4 Ambiente de trabajo adecuado. 5 Capacidad de generación eléctrica mixta (hidráulica y térmica). 6 Alto nivel de satisfacción de los clientes.

7 Alto capital de trabajo permite autofinanciar operaciones e inversiones. 8 Buena imagen institucional en el sector y la colectividad 9 Continuidad de los Cuadros estratégicos de la Empresa 10 Existencia de proyectos de inversión en EGASA. 11 Gestión de Proyectos de inversión. 12 Moderna infraestructura informática y de telecomunicaciones y de

medición de energía. 13 Alta disposición de los equipos de generación. 14 Comunicación horizontal y vertical. 15 Proximidad de las centrales con la sede principal y la ciudad.

1 Carencia de un Sistema de Información Gerencial automatizado 2 Carencia de información estratégica de costos. 3 Costos operativos altos de las centrales hidráulicas menores. 4 Catalogación de activos fijos desactualizada. 5 Demasiados trámites internos por estar sujetos a normas de control 6 Bajo nivel de instrucción del personal operativo 7 Temor a la toma de decisiones por posibles sanciones. 8 Alto costo de operación de algunos grupos de generación térmica.

OPORTUNIDADES ESTRATEGIAS FORTALEZAS - OPORTUNIDADES ESTRATEGIAS DEBILIDADES – OPORTUNIDADES 1 Aprovechamiento del gas de Camisea. 2 Potencial hidroeléctrico en la región sur del país. 3 Acceso a otros mercados debido a la interconexión nacional e internacional. 4 Posibilidad de establecer alianzas estratégicas con empresas. 5 Crecimiento del sector minero. 6 Participación en proyectos de generación de energía no convencional.

Ejecutar los proyectos de inversión.

Uso y mejora de relaciones corporativas.

Llevar a cabo proyectos de responsabilidad social.


Búsqueda de socios estratégicos.

Innovación tecnológica e incremento de la capacidad de generación

eléctrica.

Fortalecer la cultura y el desarrollo profesional, a través de la capacitación.

Mejora de los procesos administrativos y operativos.

AMENAZAS ESTRATEGIAS FORTALEZAS - AMENAZAS ESTRATEGIAS DEBILIDADES – AMENAZAS 1 Intervención política limita el desarrollo de proyectos de inversión 2 Obligación de asumir retiros de distribuidoras sin contrato perjudica económicamente a la

Empresa. 3 Normativa tributaria abundante, de compleja interpretación y de drásticas sanciones por

incumplimiento 4 Falta de definición del horizonte de desarrollo de las generadoras del estado 5 La Ley de Contrataciones del Estado hace ineficiente las contrataciones de la Empresa 6 El Sistema Nacional de Inversión Pública retrasa los proyectos de desarrollo de la Empresa 7 Incremento internacional de los precios de los combustibles. 8 Colmatación de la Represa de Aguada Blanca perjudicaría operación de la C. H. Charcani

V. 9 Construcción de nueva planta de SEDAPAR. 10 Desastres naturales y efectos climáticos. 11 Poco impulso a las actividades de inversión. 12 Dificultad normativa para desarrollar nuevos cuadros de personal.

13 Pérdida de tiempo en atención de documentos administrativos externos.

Implementación e Integración de planes de contingencia para enfrentar desastres naturales e informáticos.

Realizar estudios para incrementar la satisfacción del cliente.

Adquisición y aplicación de nuevas herramientas de gestión.

Mejora de los procesos administrativos y operativos.

Implementación e Integración de planes de contingencia para enfrentar desastres naturales e informáticos.

MATRIZ FODA

43

ORIGEN DE LAS ESTRATEGIAS DE LA MATRIZ FODA

FORTALEZAS DEBILIDADES OPORTUNIDADES AMENAZAS 1 Compromiso del personal hacia la mejora continua. 2 Mantiene y gestiona el Sistema de Gestión

Integrado (Calidad, Medio Ambiente y Seguridad y Salud Ocupacional).

3 Experiencia técnica del personal aplicada a la actividad del área de su competencia.

4 Ambiente de trabajo adecuado. 5 Capacidad de generación eléctrica mixta (hidráulica

y térmica). 6 Alto nivel de satisfacción de los clientes. 7 Alto capital de trabajo permite autofinanciar

operaciones e inversiones. 8 Buena imagen institucional en el sector y la

colectividad 9 Continuidad de los Cuadros estratégicos de la

Empresa 10 Existencia de proyectos de inversión en EGASA. 11 Gestión de Proyectos de inversión. 12 Moderna infraestructura informática y de

telecomunicaciones y de medición de energía. 13 Alta disposición de los equipos de generación. 14 Comunicación horizontal y vertical. 15 Proximidad de las centrales con la sede principal y

la ciudad.

1 Carencia de un Sistema de Información Gerencial

automatizado 2 Carencia de información estratégica de costos. 3 Costos operativos altos de las centrales hidráulicas

menores. 4 Catalogación de activos fijos desactualizada. 5 Demasiados trámites internos por estar sujetos a

normas de control 6 Bajo nivel de instrucción del personal operativo 7 Temor a la toma de decisiones por posibles

sanciones. 8 Alto costo de operación de algunos grupos de

generación térmica.

1 Aprovechamiento del gas de Camisea. 2 Potencial hidroeléctrico en la región sur del país. 3 Acceso a otros mercados debido a la interconexión

nacional e internacional. 4 Posibilidad de establecer alianzas estratégicas con

empresas. 5 Crecimiento del sector minero. 6 Participación en proyectos de generación de energía

no convencional.

1 Intervención política limita el desarrollo de proyectos de inversión

2 Obligación de asumir retiros de distribuidoras sin contrato perjudica económicamente a la Empresa.

3 Normativa tributaria abundante, de compleja interpretación y de drásticas sanciones por incumplimiento

4 Falta de definición del horizonte de desarrollo de las generadoras del estado

5 La Ley de Contrataciones del Estado hace ineficiente las contrataciones de la Empresa

6 El Sistema Nacional de Inversión Pública retrasa los proyectos de desarrollo de la Empresa

7 Incremento internacional de los precios de los combustibles.

8 Colmatación de la Represa de Aguada Blanca perjudicaría operación de la C. H. Charcani V.

9 Construcción de nueva planta de SEDAPAR.

10 Desastres naturales y efectos climáticos. 11 Poco impulso a las actividades de inversión.

12 Dificultad normativa para desarrollar nuevos cuadros de personal.

13 Pérdida de tiempo en atención de documentos administrativos externos.

ESTRATEGIAS FORTALEZAS DEBILIDADES OPORTUNIDADES AMENAZAS OPORTUNIDADES – FORTALEZAS

Ejecutar los proyectos de inversión 7, 8, 9, 10, 11. 1, 2, 3, 4.

Uso y mejora de relaciones corporativas 6, 8, 14. 2, 3, 4.

Llevar a cabo proyectos de responsabilidad social. 1, 2, 8, 15. 3, 4, 6

Consolidación del Sistema de Gestión Integrado. 1, 2, 3, 9, 12. 3, 4, 5.

Búsqueda de socios estratégicos 6,8,9,10, 11. 1, 2, 4, 6.

AMENAZAS – FORTALEZAS

Implementar e integrar planes de contingencia para enfrentar desastres naturales e informáticos 1, 2, 4, 12, 14 8, 10.

Realización de estudios para incrementar la satisfacción del cliente. 2, 6, 8, 9, 13. 2, 6, 9.

DEBILIDADES – OPORTUNIDADES

Innovación tecnológica e incremento de la capacidad de generación eléctrica 1, 2, 3, 8. 1, 2, 4, 6.

Reforzar la cultura y el desarrollo profesional, a través de la capacitación 5, 6. 4, 6.

Mejora de los procesos administrativos y operativos 1, 2, 4, 5, 7. 2, 3.

ESTRATEGIAS AMENAZAS – DEBILIDADES

Adquisición y aplicación de nuevas herramientas de gestión 1, 2, 4. 3, 9, 11, 13.

Mejora de los procesos administrativos y operativos 1, 2, 4, 5, 6. 3, 8, 10, 12, 13.

Implementar e integrar planes de contingencia para enfrentar desastres naturales e informáticos 6, 7. 8, 10.

44

6. ESTRATEGIAS SELECCIONADAS

a. Ejecutar los proyectos de inversión.

Esta estrategia nos permitirá incrementar nuestra participación de mercado y poder enfrentar a la competencia con mayor efectividad, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:




Generar objetivos comunes entre los diferentes procesos de la empresa.

b. Innovación tecnológica e incremento de la capacidad de generación eléctrica.

La innovación tecnológica nos permitirá mejorar nuestros procesos en forma efectiva y eficaz, logrando una significativa reducción de tiempos; y alcanzar la modernización de nuestras actividades, además nos permitirá incrementar nuestra capacidad de generación y reducir costos de producción contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:





Promover el permanente desarrollo integral del personal y la cultura empresarial.


Optimizar la capacitación del personal para la obtención de resultados efectivos.

c. Adquisición y aplicación de nuevas herramientas de gestión.

La presente estrategia nos ayudará a implementar la aplicación en la empresa de herramientas que mejoren la gestión administrativa y gerencial, colocando a EGASA a la vanguardia de la tecnología y de las actuales tendencias empresariales, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:






45

d. Implementación e integración de planes de contingencia para enfrentar fenómenos naturales e informáticos.

La presente estrategia nos tendrá preparados nos tendrá preparados para enfrentar condiciones adversas de la naturaleza y la posible consecuencia de afección a nuestras centrales de generación y paralización del proceso productivo y para enfrentar condiciones específicas de ataques externos o internos y deficiencias de soporte de nuestra red de sistemas e informática, previniendo la paralización de las actividades administrativas, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:








e. Uso y mejora de relaciones corporativas.

La presente estrategia nos permitirá reducir costos, al realizar alianzas estratégicas con otras empresas bajo el ámbito de FONAFE, para realizar compras, o para algún otro proceso, así como para la administración de nuestros proveedores, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:






f. Llevar a cabo proyectos de responsabilidad social.

La presente estrategia permitirá fortalecer los nexos de EGASA con los de su entorno, mejorando su imagen pública y la imagen del sector empresarial del estado, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:




46

g. Fortalecer la cultura y el desarrollo profesional, a través de la capacitación.

Esta estrategia permitirá elevar los estándares de cultura y calidad del personal, mejorando su capacitación y su especialización en el ámbito de su labor, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:





h. Mejora de los procesos administrativos y operativos.

Optimizar los procesos administrativos y operativos, así como la administración de los bienes y servicios de la empresa, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:





i. Consolidación del Sistema de Gestión Integrado.

Esta estrategia permitirá mejorar los estándares de calidad, medio ambiente y seguridad y salud ocupacional mejorando la cultura organizacional y permitiendo la interacción de EGASA con otras empresas que hayan implementado un SGI, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:






j. Realizar estudios para incrementar la satisfacción del cliente.

La presente estrategia nos permitirá fidelizar a nuestros actuales clientes, y lograr nuevos clientes, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:




47

k. Búsqueda de socios estratégicos. El cumplimiento de la presente estrategia nos permitirá incrementar nuestra participación de mercado y mejorar nuestra rentabilidad, idear e implementar proyectos de gran envergadura, y el desarrollo de nuevas visiones para nuestro progreso, contribuyendo al logro de los siguientes objetivos:






Fortalecer la integración corporativa con las empresas del FONAFE.

48

La relación entre objetivos Estratégicos y las estrategias planteadas para lograrlos, se ilustra en el siguiente cuadro:

OBJETIVOS ESTRATEGICOS ESTRATEGIAS


Ejecutar los proyectos de inversión

Innovación tecnológica e incremento de la capacidad de generación eléctrica

Adquisición y aplicación de nuevas herramientas de gestión

Uso y mejora de relaciones corporativas

Mejora de los procesos administrativos y operativos

Realizar estudios para incrementar la satisfacción del cliente

Búsqueda de socios estratégicos



Consolidación del Sistema de Gestión Integrado















Implementación e integración de planes de contingencia para enfrentar desastres naturales e informáticos




Fortalecer la cultura y el desarrollo profesional, a través de la capacitación



innovación tecnológica e incremento de la capacidad de generación eléctrica




Llevar a cabo proyectos de responsabilidad social

Fortalecer la cultura y el desarrollo profesional a través de la capacitación











Fortalecer a cultura y el desarrollo profesional a través de la capacitación







Fortalecer la cultura y el desarrollo profesional a través de la capacitación






49

ALINEAMIENTO DE OBJETIVOS ESTRATEGICOS DE EGASA CON LOS DE FONAFE

OBJETIVOS ESTRATEGICOS FONAFE EGASA

A. Generar valor en las empresas del Holding y encargos. B. Establecer el marco de la actividad empresarial del Estado. C. Fortalecer la imagen institucional e integración del Holding. D. Optimizar la aplicación de recursos y procesos.

E. Reforzar la cultura, la comunicación y el desarrollo del personal.

1. Incrementar la rentabilidad.

2. Incrementar la satisfacción de nuestros clientes.

3. Ampliar la capacidad de producción y optimizar la operación y mantenimiento de nuestras centrales de generación.

4. Incrementar las ventas.

5. Utilizar sistemas de gestión e información empresarial de alta tecnología.

6. Mantener el liderazgo en Sistemas de Gestión de Calidad, Medio Ambiente y Seguridad y Salud Ocupacional.

7. Promover el permanente desarrollo integral del personal y la cultura empresarial a través de la capacitación.

8. Identificar, implementar, aplicar y evaluar la normatividad legal aplicable.

9. Generar objetivos y metas comunes entre los diferentes procesos de la empresa.

10. Fortalecer la integración corporativa con FONAFE y las empresas bajo su ámbito.

OBJETIVOS FONAFE

OBJETIVOS EGASA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

A ✤ ✤ ✤ ✤

B ✤ ✤

C ✤ ✤ ✤

D ✤ ✤ ✤ ✤ ✤

E ✤ ✤ ✤ ✤

50

ALINEAMIENTO DE OBJETIVOS ESTRATEGICOS DE EGASA CON LOS DEL MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS

OBJETIVOS ESTRATEGICOS MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS EGASA

A. Promover la inversión privada en el Sub Sector Energético mediante un marco legal competitivo, garantizando la satisfacción de la demanda e incentivando la diversificación , la explotación y el uso racional y eficiente de los recursos energéticos a precios competitivos y de buena calidad. Asimismo fomentando el empleo de energías renovables en la electrificación rural.

B. Promover la inversión privada en el subsector minero, mediante un marco legal competitivo, garantizando la estabilidad jurídica y velando por la seguridad y la preservación del ambiente, así como fomentando la racional explotación y la introducción de tecnologías limpias en la pequeña minería

C. Mejorar la imagen de la actividad minero-energética promoviendo el cuidado ambiental por parte de las empresas, así como la implementación de programas para fomentar las relaciones armoniosas entre las empresas del Sector, los consumidores y la Sociedad Civil e implementar la eliminación de los pasivos ambientales originados por las actividades minero-energéticas.

D. Constituirse como un Sector estatal moderno, pequeño, descentralizado, eficaz y eficiente, que permita el cumplimiento de su misión y optimice la atención al usuario y el uso de los recursos públicos.

1. Incrementar la rentabilidad. 2. Incrementar la satisfacción de nuestros clientes. 3. Ampliar la capacidad de producción y optimizar la operación y mantenimiento

de nuestras centrales de generación. 4. Incrementar las ventas. 5. Utilizar sistemas de gestión e información empresarial de alta tecnología. 6. Mantener el liderazgo en Sistemas de Gestión de Calidad, Medio Ambiente y

Seguridad y Salud Ocupacional. 7. Promover el permanente desarrollo integral del personal y la cultura

empresarial, a través de la capacitación. 8. Identificar, implementar, aplicar y evaluar la normatividad legal aplicable. 9. Generar objetivos y metas comunes entre los diferentes procesos de la

empresa. 10. Fortalecer la integración corporativa con FONAFE y las empresas bajo su

ámbito.

OBJETIVOS FONAFE

OBJETIVOS EGASA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

A ✤ ✤ ✤ ✤ ✤ ✤ ✤

B

C ✤ ✤ ✤ ✤ ✤ ✤

D ✤ ✤

51

CAPITULO VI

PLANES DE ACCIÓN 1. CUMPLIMIENTO DE METAS: RESPONSABLES Y FECHAS

A. EJECUTAR LOS PROYECTOS DE INVERSIÓN.

- Efectuar un estudio integral de inversión y mantenimiento del canal Pañe-

Sumbay tendiente a implementar un sistema definitivo de mantenimiento y conservación, a menor costo evaluando su rentabilidad. RESPONSABLE: División de Obras e Hidrología. PLAZO: 31/12/2007.

- Efectuar negociaciones que permitan el traslado de las turbinas a gas de la Central Térmica de Mollendo. RESPONSABLES: Gerencia General con participación de la Gerencia Técnico

Comercial. PLAZO: 30/06/2007.

- Identificación de nuevos proyectos de inversión mediante una adecuada planificación. RESPONSABLE: División de Obras e Hidrología PLAZO: 31/12/2007.

- Ejecución del proyecto Presa Bamputañe RESPONSABLE: División de Obras e Hidrología PLAZO: 31/12/2007.

- Realizar un estudio para el aprovechamiento de nuevas cuencas hidráulicas. RESPONSABLE: División de Obras e Hidrológica. PLAZO: 31/12/2008.

- Ejecución del proyecto Reubicación de Turbinas a Gas de la C.T. Mollendo RESPONSABLE: Gerencia Técnico Comercial PLAZO: 30/04/2008.

- Obtener la viabilidad y ejecutar el Proyecto Presa Chalhuanca para el afianzamiento de la cuenca del río Chili. RESPONSABLE: División de Obras e Hidrología. PLAZO: 31/12/2009.

- Gestionar la participación de EGASA, en el proyecto energético TARUCANI, evaluando su factibilidad. RESPONSABLES: Gerencia General con la participación de la Gerencia

Técnico Comercial y la División de Obras e Hidrología. PLAZO: 31/12/2009.

52

B. INNOVACIÓN TECNOLÓGICA E INCREMENTO DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

- Realizar gestiones necesarias para obtener autonomía para el uso del agua de la Presa Pillones. RESPONSABLE: Divisiones de Obras e Hidrología y Asesoría Legal PLAZO: 31/12/2006.

- Elaborar el Perfil y Estudio de Prefactibilidad para la ejecución del proyecto C.H. Charcani VII RESPONSABLE: Gerencia de Generación PLAZO: Para el Perfil 30/04/2007 Para el estudio de Prefactibilidad 31/12/2007

- Efectuar estudios para identificar, evaluar y justificar proyectos energéticos alternativos (solares, eólicos, hidroeléctricos y gas). RESPONSABLES: Gerencia Técnico Comercial, con participación de la

Gerencia de generación y la División Planeamiento y Obras.

PLAZO: 31/12/2008.

- Modernización del Software y Hardware SCADA utilizado en el Centro de Control. RESPONSABLES: Gerencia de Generación y División de Sistemas e

Informática. PLAZO: 31/12/2008.

- Elaborar un estudio que evalúe el costo/beneficio de la permanencia de las unidades a vapor y ciclo combinado de Chilina. RESPONSABLE: Gerencia de Generación PLAZO: 31/12/2008.

- Realizar gestiones necesarias para obtener el manejo del Sistema de represas de la cuenca del Río Chili. RESPONSABLE: Gerencia General PLAZO: 31/12/2008.

- Culminar la evaluación técnico económica para la posible repotenciación o sustitución de las centrales hidroeléctricas Charcani I, II, y III. RESPONSABLES: Gerencia de Generación, con la participación de la División

de Obras e Hidrología. PLAZO: 31/12/2008.

C. ADQUISICIÓN Y APLICACIÓN DE NUEVAS HERRAMIENTAS DE GESTIÓN.

- Efectuar el estudio para implantar un Sistema de Información del tipo E.R.P. (Enterprise Resource Plannning). RESPONSABLE: División de Sistemas e Informática. PLAZO: 31/12/2006.

53

- Desarrollar y aplicar el procedimiento y la programación de mantenimiento de medidores. RESPONSABLES: Gerencia Técnico Comercial. PLAZO: 30/06/2007.

- Implementar un sistema de información de soporte a la gestión de trámite documentario. RESPONSABLES: División de Sistemas e Informática y Departamento de

Coordinación Administrativa. PLAZO: 31/12/2007.

- Implementar el Balanced Score Card en la gestión estratégica. RESPONSABLE: Gerencia General y áreas relacionadas. PLAZO: 31/12/2009.

D. INTEGRACIÓN DE PLANES DE CONTINGENCIA PARA ENFRENTAR DESASTRES NATURALES E INFORMÁTICOS.

- Implementar el plan de contingencias y recuperación de desastres informáticos. RESPONSABLE: División de Sistemas e Informática PLAZO: 30/06/2007.

- Desarrollo de planes de contingencia y recuperación del proceso de generación contra ataques subversivos y desastres naturales. RESPONSABLE: División de Sistema de Gestión Integrado. PLAZO: 31/12/2007.

E. USO Y MEJORA DE RELACIONES CORPORATIVAS.

- Realizar alianzas con otras empresas bajo la dirección de FONAFE para reducir costos por compra en volumen. RESPONSABLE: Gerencia de Administración y Finanzas. PLAZO: Permanente.

- Identificar necesidades comunes entre las empresas bajo la dirección de FONAFE y propiciar mejora de relaciones corporativas. RESPONSABLE: Gerencia de Administración y Finanzas. PLAZO: Permanente.

- Implementar el Código de Buen Gobierno Corporativo de EGASA RESPONSABLE: Gerencia General Plazo: 31/12/2006

F. LLEVAR A CABO PROYECTOS DE RESPONSABILIDAD SOCIAL.

- Realizar la evaluación y diagnostico para la implementación de la norma BS 8000 de Responsabilidad Social RESPONSABLE: División de Sistema de Gestión Integrado. PLAZO: 31/12/2007.

54

G. FORTALECER LA CULTURA Y EL DESARROLLO PROFESIONAL A TRAVÉS DE LA CAPACITACIÓN.

- Optimizar la formulación y ejecución de los planes de capacitación

orientándolos a la especialización en el área del trabajador. RESPONSABLE: Departamento de Recursos Humanos. PLAZO: Permanente

- Realizar estudios para diagnosticar las potencialidades de los trabajadores, orientados a desarrollar líneas de carrera y definir cuadros de personal. RESPONSABLE: Recursos Humanos. PLAZO: 30/06/2007.

H. MEJORA DE LOS PROCESOS ADMINISTRATIVOS Y OPERATIVOS.

- Actualizar la catalogación de los materiales, repuestos y suministros de los almacenes de EGASA. RESPONSABLES: Departamento de Logística PLAZO: 31/12/2007

- Efectuar la catalogación de los activos fijos de la empresa. RESPONSABLES: Departamento de Logística PLAZO: 31/12/2008

- Implementar un módulo de ERP de Gestión de Mantenimiento General RESPONSABLES: Gerencia de Generación y División de Sistemas e

Informática. PLAZO: 31/12/2008.

- Mantener actualizada la normatividad interna de EGASA en función a la

dinámica empresarial, alineándola con la normatividad legal. RESPONSABLE: Departamento de Organización y Métodos e Información PLAZO: Permanente.

I. CONSOLIDACIÓN DEL SISTEMA DE GESTIÓN INTEGRADO

- Implementar un software de aplicación que soporte el Sistema de Gestión Integrado RESPONSABLES: División Sistema de Gestión Integrado y División de

Sistemas e Informática PLAZO: 30/06/2007.

- Integrar las normas del Sistema de Gestión Integrado y la normatividad interna

de EGASA en función de la dinámica empresarial. RESPONSABLES: División Sistema de Gestión Integrado y Departamento de

Organización y Métodos e Información. PLAZO: 31/12/2008.

55

- Realizar Benchmarking con empresas líderes en implementación de Sistema de Gestión Integrado o normas individuales. RESPONSABLE: División Sistema de Gestión Integrado. PLAZO: Permanente.

- Efectuar un estudio para la integración del plan de contingencias de sistemas e informática con el Sistema de Gestión Integrado. RESPONSABLE: División de Sistemas e Informática con la participación de la

División de Sistema de Gestión Integrado PLAZO: 30/06/2007.

J. REALIZAR ESTUDIOS PARA INCREMENTAR LA SATISFACCIÓN DEL CLIENTE.

- Desarrollar reuniones con los clientes para identificar sus expectativas razonables sobre sus requerimientos de calidad. RESPONSABLE: Gerencia Técnico Comercial. PLAZO: Permanente.

- Organizar actividades que permitan una permanente relación con clientes actuales y potenciales. RESPONSABLE: Gerencia General. PLAZO: Permanente.

K. BUSQUEDA DE SOCIOS ESTRATÉGICOS.

- Identificar y evaluar la factibilidad de participación de potenciales socios para la realización de los proyectos de inversión de EGASA. RESPONSABLE: Gerencia Técnico Comercial. PLAZO: 30/06/2007

- Propiciar reuniones y visitas de socios potenciales a las instalaciones de

EGASA. RESPONSABLE: Gerencia Técnico Comercial PLAZO: Permanente

56

2. INDICADORES CLAVE DE RESULTADOS.

ESTRATEGIAS PLANES DE ACCION (METAS) INDICADORES

Ejecutar los Proyectos de Inversión

- Efectuar un estudio integral de inversión y mantenimiento del canal Pañe-Sumbay tendiente a implementar un sistema definitivo de mantenimiento y conservación, a menor costo evaluando su rentabilidad

Culminación del estudio

- Efectuar negociaciones que permitan el traslado de las turbinas a gas de la Central Térmica de Mollendo.

Conclusión de la negociación

- Identificación de nuevos proyectos de inversión mediante una adecuada planificación.

Elaboración de proyectos

- Ejecución del proyecto Presa Bamputañe. Culminación de la ejecución

- Realizar un estudio para el aprovechamiento de nuevas cuencas hidráulicas. Conclusión de la implementación

- Ejecución del proyecto Reubicación de Turbinas a Gas de la C.T. Mollendo Culminación del proyecto

- Obtener la viabilidad y ejecutar el Proyecto Presa Chalhuanca para el afianzamiento de la cuenca del río Chili.

Obtención de la viabilidad y culminar la construcción del proyecto

- Gestionar la participación de EGASA, en el proyecto energético TARUCANI, evaluando su factibilidad.

Culminación de la gestión

Innovación Tecnológica e Incremento de la Generación Eléctrica

- Realizar gestiones necesarias para obtener autonomía para el uso del agua de la Presa Pillones.

Culminación de las gestiones

- Elaborar el Perfil y Estudio de Prefactibilidad para la ejecución del proyecto C.H. Charcani VII

Conclusión de los estudios

- Efectuar estudios para identificar, evaluar y justificar proyectos energéticos alternativos (solares, eólicos, hidroeléctricos y gas).


- Modernización del Software y Hardware SCADA utilizado en el Centro de Control.

Conclusión del proceso

- Elaborar un estudio que evalúe el costo/beneficio de la permanencia de las unidades a vapor y ciclo combinado de Chilina.

Conclusión del estudio

- Realizar gestiones necesarias para obtener el manejo del Sistema de represas de la cuenca del Río Chili.

Culminación de las gestiones

- Culminar la evaluación técnico económica para la posible repotenciación o sustitución de las centrales hidroeléctricas Charcani I, II, y III.

Culminación de los estudios de evaluación

Adquisición y Aplicación de Nuevas Herramientas de Gestión

- Efectuar un estudio para implementar un Sistema de Información del tipo E.R.P. (Enterprise Resource Plannning).


- Desarrollar y aplicar el procedimiento y la programación de mantenimiento de medidores.

Conclusión del desarrollo y la aplicación

- Implementar un sistema de información de soporte a la gestión de trámite documentario.

Conclusión de la implementación

- Implementar el Balanced Score Card en la gestión estratégica. Conclusión de la implementación

Implementar Planes de Contingencia para Enfrentar Desastres Naturales e Informáticos

- Implementar el plan de contingencias y recuperación de desastres informáticos. Aplicación del plan

- Desarrollo de planes de contingencia y recuperación del proceso de generación contra ataques subversivos y desastres naturales.

Conclusión del desarrollo e implantación de los planes

Uso y Mejora de Relaciones Corporativas

- Realizar alianzas con otras empresas bajo la dirección de FONAFE para reducir costos por compra en volumen.

Formalización de alianzas

- Identificar necesidades comunes entre las empresas bajo la dirección de FONAFE y propiciar mejora de relaciones corporativas.

Conclusión de la identificación

- Implementar el Código de Buen Gobierno Corporativo de EGASA Conclusión de Implementación

Llevar a Cabo Proyectos de Responsabilidad Social

- Realizar la evaluación y Diagnostico para la implementación de la norma BS 8000 de Responsabilidad Social


Fortalecer la Cultura y el Desarrollo Profesional a través de la Capacitación

- Optimizar la formulación y ejecución de los planes de capacitación orientándolos a la especialización en el área del trabajador.

Conclusión de la optimización y aplicación de los planes

- Realizar estudios para diagnosticar las potencialidades de los trabajadores, orientados a desarrollar líneas de carrera y definir cuadros de personal.


Mejora de los Procesos Administrativos y Operativos

- Actualizar la catalogación de los materiales, repuestos y suministros de los almacenes de EGASA.

Conclusión de la actualización

- Efectuar la catalogación de los activos fijos de la empresa. Conclusión de la catalogación

- Implementar un módulo de ERP de Gestión de Mantenimiento General Conclusión de la implementación

- Mantener actualizada la normatividad interna de EGASA en función a la dinámica empresarial, alineándola con la normatividad legal

Conclusión de la actualización


- Implementar un software de aplicación que soporte el Sistema de Gestión Integrado

Conclusión de la implementación

- Integrar las normas del Sistema de Gestión Integrado y la normatividad interna de EGASA en función de la dinámica empresarial.

Conclusión de la integración

- Realizar Benchmarking con empresas líderes en implementación de SGI o normas individuales.

Realización del Benchmarking

- Efectuar un estudio para la integración del plan de contingencias de sistemas e informática con el SGI.


Realizar Estudios para Incrementar la Satisfacción del Cliente

- Desarrollar reuniones con los clientes para identificar sus expectativas razonables sobre sus requerimientos de calidad.

Realización de las reuniones

- Organizar actividades que permitan una permanente relación con clientes actuales y potenciales.

Realización de actividades

Búsqueda de Socios Estratégicos

- Identificar y evaluar la factibilidad de participación de potenciales socios para la realización de los proyectos de inversión de EGASA.

Conclusión de la identificación y evaluación

- Propiciar reuniones y visitas de socios potenciales a las instalaciones de EGASA.

Realización de actividades

57

3. ALINEAMIENTO DE METAS A LOS OBJETIVOS ESTRATEGICOS DE EGASA

OBJETIVOS ESTRATEGICOS DE EGASA

1. Incrementar la rentabilidad. 2. Incrementar la satisfacción de nuestros clientes. 3. Ampliar la capacidad de producción y optimizar la operación y mantenimiento de las centrales de generación. 4. Incrementar las ventas. 5. Utilizar sistemas de gestión e información empresarial de alta tecnología. 6. Mantener el liderazgo en Sistemas de Gestión de Calidad, Medio Ambiente y Seguridad y Salud Ocupacional. 7. Promover el permanente desarrollo integral del personal y la cultura empresarial a través de la capacitación 8. Identificar, implementar, aplicar y evaluar la normatividad legal aplicable. 9. Generar objetivos y metas comunes entre los diferentes procesos de la empresa. 10. Fortalecer la integración corporativa con las empresas del FONAFE.

METAS O PLANES DE ACCIÓN

OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE EGASA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Efectuar un estudio integral de inversión y mantenimiento del canal Pañe-Sumbay tendiente a implementar un sistema definitivo de mantenimiento y conservación, a menor costo evaluando su rentabilidad.

✤ ✤

Efectuar negociaciones que permitan el traslado de las turbinas a gas de la Central Térmica de Mollendo. ✤ ✤ ✤ Identificación de nuevos proyectos de inversión mediante una adecuada planificación. ✤ ✤ Ejecución del proyecto Presa Bamputañe ✤ ✤ ✤ Realizar un estudio para el aprovechamiento de nuevas cuencas hidráulicas. ✤

Ejecución del proyecto Reubicación de Turbinas a Gas de la C.T. Mollendo ✤ ✤ Obtener la viabilidad y ejecutar el Proyecto Presa Chalhuanca a para el afianzamiento de la cuenca del río Chili. ✤ ✤ Gestionar la participación de EGASA, en el proyecto energético TARUCANI, evaluando su factibilidad. ✤ ✤ Realizar gestiones necesarias para obtener autonomía para el uso del agua de la Presa Pillones ✤ ✤

Elaborar el Perfil y Estudio de Prefactibilidad para la ejecución del proyecto C.H. Charcani VII ✤ Efectuar estudios para identificar, evaluar y justificar proyectos energéticos alternativos (solares, eólicos, hidroeléctricos y gas). ✤ ✤ Modernización del Software y Hardware SCADA utilizado en el Centro de Control ✤ Elaborar un estudio que evalúe el costo/beneficio de la permanencia de las unidades a vapor y ciclo combinado de Chilina. ✤ ✤ Realizar gestiones necesarias para obtener el manejo del Sistema de represas de la cuenca del Río Chili ✤ ✤

Culminar la evaluación técnico económica para la posible repotenciación o sustitución de las centrales hidroeléctricas Charcani I, II, y III.

✤ ✤

Efectuar el estudio para implantar un Sistema de Información del tipo E.R.P. (Enterprise Resource Plannning).

✤ ✤

Desarrollar y aplicar el procedimiento y la programación de mantenimiento de medidores.

✤ ✤

Implementar un sistema de información de soporte a la gestión de trámite documentario.

✤

Implementar el Balanced Score Card en la gestión estratégica. ✤ ✤

Implementar el plan de contingencias y recuperación de desastres informáticos. ✤ ✤

Desarrollo de planes de contingencia y recuperación del proceso de generación contra ataques subversivos y desastres naturales.

✤ ✤

Realizar alianzas con otras empresas bajo la dirección de FONAFE para reducir costos por compra en volumen. ✤ ✤

Identificar necesidades comunes entre las empresas bajo la dirección de FONAFE y propiciar mejora de relaciones corporativas.

✤

Implementar el Código de Buen Gobierno Corporativo de EGASA ✤ ✤

58

METAS O PLANES DE ACCIÓN

OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE EGASA

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Realizar la evaluación y diagnostico para la implementación de la norma BS 8000 de Responsabilidad Social

✤ ✤

Optimizar la formulación y ejecución de los planes de capacitación orientándolos a la especialización en el área del trabajador.

✤

Realizar estudios para diagnosticar las potencialidades de los trabajadores, orientados a desarrollar líneas de carrera y definir cuadros de personal.

✤

Actualizar la catalogación de los materiales, repuestos y suministros de los almacenes de EGASA.

✤

Efectuar la catalogación de los activos fijos de la empresa. ✤

Implementar un módulo de ERP de Gestión de Mantenimiento General ✤ ✤ Mantener actualizada la normatividad interna de EGASA en función a la dinámica empresarial, alineándola con la normatividad legal. ✤ Implementar un software de aplicación que soporte el Sistema de Gestión Integrado ✤ ✤ Integrar las normas del Sistema de Gestión Integrado y la normatividad interna de EGASA en función de la dinámica empresarial. ✤ ✤ Realizar Benchmarking con empresas líderes en implementación de Sistema de Gestión Integrado o normas individuales. ✤ ✤ Efectuar un estudio para la integración del plan de contingencias de sistemas e informática con el Sistema de Gestión Integrado.

✤

Desarrollar reuniones con los clientes para identificar sus expectativas razonables sobre sus requerimientos de calidad. ✤ ✤ Organizar actividades que permitan una permanente relación con clientes actuales y potenciales. ✤ ✤ Identificar y evaluar la factibilidad de participación de potenciales socios para la realización de los proyectos de inversión de EGASA. ✤ Propiciar reuniones y visitas de socios potenciales a las instalaciones de EGASA. ✤

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4. PLANES DE ACCIÓN, INDICADORES Y CUMPLIMIENTO

PLANES DE ACCIÓN INDICADOR PLAZO DE

CUMPLIMIENTO METAS ANUALES FRECUENCIA

DE REPORTE 2006 2007 2008 2009

Efectuar un estudio integral de inversión y mantenimiento del canal Pañe-Sumbay tendiente a implementar un sistema definitivo de mantenimiento y conservación, a menor costo evaluando su rentabilidad.

Resultado 31/12/2007 N.A. 100% Anual

Efectuar negociaciones que permitan el traslado de las turbinas a gas de la Central Térmica de Mollendo. Resultado 30/06/2007 N.A. 100% Semestral

Identificación de nuevos proyectos de inversión mediante una adecuada planificación. Resultado 31/12/2007 20%. 100% Semestral

Ejecución del proyecto Presa Bamputañe Resultado 31/12/2007 N.A 100% Anual

Realizar un estudio para el aprovechamiento de nuevas cuencas hidráulicas. Resultado 31/12/2008 20% 40%. 100% Anual

Ejecución del proyecto Reubicación de Turbinas a Gas de la C.T. Mollendo Resultado 30/04/2008 20% 50% 100% Anual

Obtener la viabilidad y ejecutar el Proyecto Presa Chalhuanca para el afianzamiento de la cuenca del río Chili. Resultado 31/12/2009 N.A. N.A. 20% 100% Anual

Gestionar la participación de EGASA, en el proyecto energético TARUCANI, evaluando su factibilidad. Resultado 31/12/2009 N.A. N.A. N.A. 100% Semestral

Realizar gestiones necesarias para obtener autonomía para el uso del agua de la Presa Pillones Resultado 31/12/2006 100% Semestral

Elaborar el Perfil y Estudio de Prefactibilidad para la ejecución del proyecto C.H. Charcani VII Resultado 31/12/2007 20%. 100% Anual

Efectuar estudios para identificar, evaluar y justificar proyectos energéticos alternativos (solares, eólicos, hidroeléctricos y gas). Resultado 31/12/2008 20% 50% 100% Semestral

Modernización del Software y Hardware SCADA utilizado en el Centro de Control Resultado 31/12/2008 N.A. 50% 100% Semestral

Elaborar un estudio que evalúe el costo/beneficio de la permanencia de las unidades a vapor y ciclo combinado de Chilina. Resultado 31/12/2008 N.A. 30% 100% Semestral

Realizar gestiones necesarias para obtener el manejo del Sistema de represas de la cuenca del Río Chili Resultado 31/12/2008 N.A. 30% 100% Semestral

Culminar la evaluación técnico económica para la posible repotenciación o sustitución de las centrales hidroeléctricas Charcani I, II, y III. Resultado 31/12/2008 N.A. N.A. 100% Semestral

Efectuar el estudio para implantar un Sistema de Información del tipo E.R.P. (Enterprise Resource Plannning). Resultado 31/12/2006 100% Semestral

Desarrollar y aplicar el procedimiento y la programación de mantenimiento de medidores. Resultado 30/06/2007 30% 100% Semestral

Implementar un sistema de información de soporte a la gestión de trámite documentario. Resultado 31/12/2007 30% 100% Semestral

Implementar el Balanced Score Card en la gestión estratégica. Resultado 31/12/2009 N.A. N.A. 30% 100% Semestral

Implementar el plan de contingencias y recuperación de desastres informáticos. Resultado 30/06/2007 30%. 100% Semestral

Desarrollo de planes de contingencia y recuperación del proceso de generación contra ataques subversivos y desastres naturales. Resultado 31/12/2007 30% 100% Semestral

Realizar alianzas con otras empresas bajo la dirección de FONAFE para reducir costos por compra en volumen. Resultado Permanente PERMANENTE Semestral

Identificar necesidades comunes entre las empresas bajo la dirección de FONAFE y propiciar mejora de relaciones corporativas. Resultado Permanente PERMANENTE Semestral

Implementar el Código de Buen Gobierno Corporativo de EGASA Resultado 31/12/2006 100% Semestral

Realizar la evaluación y diagnostico para la implementación de la norma BS 8000 de Responsabilidad Social Resultado 31/12/2007 30% 100% Semestral

Optimizar la formulación y ejecución de los planes de capacitación orientándolos a la especialización en el área del trabajador. Resultado Permanente PERMANENTE

Realizar estudios para diagnosticar las potencialidades de los trabajadores, orientados a desarrollar líneas de carrera y definir cuadros de personal.

Resultado 30/06/2007 30% 100% Semestral

Actualizar la catalogación de los materiales, repuestos y suministros de los almacenes de EGASA. Resultado 31/12/2007 N.A. 100% Semestral

Efectuar la catalogación de los activos fijos de la empresa. Resultado 31/12/2008 20% 50% 100% Semestral

Implementar un módulo de ERP de Gestión de Mantenimiento General Resultado 31/12/2008 20% 50% 100% Semestral

Mantener actualizada la normatividad interna de EGASA en función a la dinámica empresarial, alineándola con la normatividad legal. Resultado Permanente PERMANENTE Semestral

Implementar un software de aplicación que soporte el Sistema de Gestión Integrado Resultado 30/06/2007 N.A. 100% Semestral

Integrar las normas del Sistema de Gestión Integrado y la normatividad interna de EGASA en función de la dinámica empresarial. Resultado 31/12/2008 20% 50% 100% Anual

Realizar Benchmarking con empresas líderes en implementación de Sistema de Gestión Integrado o normas individuales. Resultado Permanente PERMANENTE Anual

Efectuar un estudio para la integración del plan de contingencias de sistemas e informática con el Sistema de Gestión Integrado. Resultado 30/06/2007 30% 100% Anual

Desarrollar reuniones con los clientes para identificar sus expectativas razonables sobre sus requerimientos de calidad. Resultado Permanente PERMANENTE Semestral

Organizar actividades que permitan una permanente relación con clientes actuales y potenciales. Resultado Permanente PERMANENTE Anual

Identificar y evaluar la factibilidad de participación de potenciales socios para la realización de los proyectos de inversión de EGASA. Resultado 30/06/2007 100% Semestral

Propiciar reuniones y visitas de socios potenciales a las instalaciones de EGASA. Resultado Permanente PERMANENTE Semestral

N.A. = No Aplica

60

ANEXOS

61

ANEXO 1

RELACION DE CLIENTES DEL MERCADO LIBRE

La relación de clientes que se muestran en los siguientes cuadros corresponden al mes de diciembre del año 2004

Empresa de Generación Eléctrica Atocongo

Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A.

Edegel S.A.A.

Distribuidora Eléctrica de Lima Norte S.A.A. (Edelnor)

63

Empresa Eléctrica de Piura S.A. (Eepsa)

Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (Egasa)

Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (Egemsa)

64

Empresa de Generación del Norte S.A. (Egenor S.A.)

Empresa Concesionaria de Distribución de Energía Eléctrica en el Departamento de Puno S.A.A. (Electropuno)

Empresa de Servicio Público de Electricidad del Sur Este S.A. (Electro Sur Este)

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Sur Medio S.A.A. (Electrosur Medio)

65

Empresa de Servicio Público de Electricidad del Departamento de Ucayali (Electro Ucayali S.A.)

Compañía Peruana de Electricidad de los Andes S.A. (Electroandes)

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Centro S.A. (Electrocentro)

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad (Electronoroeste S.A.)

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Norte S.A. (Electronorte)

66

Empresa de Electricidad del Perú S.A. (Electroperú)

Energía del Sur S.A. (Enersur)

Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electro Norte Medio S.A. (Hidrandina)

Luz del Sur S.A.A.

67

Empresa de Generación Eléctrica San Gabán

68

Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (Seal)

Shougang Generación Eléctrica S.A.A. (Shougesa)

Sociedad Minera Corona (SMC)

Termoselva S.R.L.

69

ANEXO 2

CAPACIDAD DE COMBUSTIBLE UTILIZADO Y RENDIMIENTO DE LAS

CENTRALES TERMOELECTRICAS EXISTENTES DEL SEIN

Central Propietario Potencia Efectiva

MW Combustible

Consumo specifico Und/KWh

Turbo Gas Natural Malacas 1 EEPSA 15.0 Gas Natural 16.022

Turbo Gas Natural Malacas 2 EEPSA 15.0 Gas Natural 15.693

Turbo Gas Natural Malacas 3 EEPSA 14.6 Diesel N° 2 0.372

Turbo Gas Natural Malacas 4 EEPSA

81.2 97.4

Gas Natural Gas Natural y Agua

12.052 13.066

Turbo Gas de Chimbote DEI EGENOR 63.2 Diesel N° 2 0.342

Turbo Gas de Trujillo DEI EGENOR 21.3 Diesel N° 2 0.360

Turbo Gas de Piura DEI EGENOR 19.7 Diesel N° 2 0.331

C.T. Piura con R6 DEI EGENOR 27.8 Residual N° 6 0.229

Grupos Diesel de Chiclayo DEI EGENOR 24.1 Residual N° 6 0.247

Grupos Diesel de Sullana DEI EGENOR 10.3 Diesel N° 2 0.248

Grupos Diesel de Paita DEI EGENOR 8.8 Diesel N° 2 0.245

Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer 3 ENERGÍA PACASMAYO 23.0 Residual N° 6 0.264

Grupo Diesel Pacasmayo Man ENERGÍA PACASMAYO 1.6 Mezcla1 R6,D2 0.226

Turbo Gas Santa Rosa UTI EDELGEL 105.8 Diesel N° 2 0.284

Turbo Gas Santa Rosa WTG EDEGEL 121.3 Diesel N° 2 0.257

Turbo Vapor de Trupal TRUPAL 13.9 Residual N° 6 0.455

Turbo Vapor de Shougesa SHOUGESA 64.5 Residual N° 500 0.309

G. Diesel Shougesa SHOUGESA 1.2 Diesel N° 2 0.212

Turbo Gas Natural Aguaytia TG-1 TERMOSELVA 87.0 Gas Natural 11.462

Turbo Gas Natural Aguaytia TG-2 TERMOSELVA 78.1 Gas Natural 11.659

G. Diesel Tumbes Nueva 1 ELECTROPERU 9.1 Residual N° 6 0.195

G. Diesel Tumbes Nueva 2 ELECTROPERU 9.1 Residual N° 6 0.197

G. Diesel Pucallpa Wartsila ELECTRO UCAUYALI 23.8 Residual N° 6 0.203

Turbo Gas Ventanilla 3 (GNCS) ETEVENSA 154.7 Gas Natural 9.808

Turbo Gas Ventanilla 4 (GNCS) ETEVENSA 153.7 Gas Natural 10.025

Dolorespata GD N° 1 al N° 7 EGEMSA 11.8 Diesel N° 2 0.250

Taparachi GD N° 1 al N° 6 SAN GABAN 4.6 Diesel N° 2 0.233

Bellavista GD N° 1 al N° 4 SAN GABAN 5.7 Diesel N° 2 0.233

Chilina GD N° 1 al N° 2 EGASA 10.3 Mezcla2 R500,D2 0.227

Chilina Ciclo Combinado EGASA 18.7 Diesel N° 2 0.273

Chilina TV N° 2 EGASA 6.8 Residual N° 500 0.415

Chilina TV N° 3 EGASA 10.1 Residual N° 500 0.401

Mollendo I GD EGASA 31.5 Residual N° 500 0.210

Mollendo II TG EGASA 71.0 Diesel N° 2 0.294

Moquegua GD EGESUR 0.8 Diesel N° 2 0.242

Calana GD EGESUR 25.3 Residual N° 6 0,203

Ilo 1 TV N° 2 ENERSUR 23.2 Vapor 3.896

Ilo 1 TV N° 3 ENERSUR 71.7 Residual N° 500 0.241

Ilo 1 TV N° 4 ENERSUR 55.3 Vapor + Res 500 0.297

Ilo 1 TG N° 1 ENERSUR 34.6 Diesel N° 2 0.282

Ilo 1 TG N° 2 ENERSUR 34.9 Diesel N° 2 0.264

Ilo 1 GD N° 1 ENERSUR 3.2 Diesel N° 2 0.222

Ilo 2 TV. carbón N° 1 ENERSUR 141.1 Carbón 0.333

TOTAL 1725.0

CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EXISTENTES

70

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LAS CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS QUE ACTUALMENTE OPERAN EN EL SEIN

CENTRAL PROPIETARIO POTENCIA EFECTIVA

MW

ENERGIA MEDIA GWh

FACTOR PLANTA MEDIO

CAUDAL TURBINABLE

M3/seg. RENDIMIENTO

Cachua EGECAHUA 43.1 318.7 84,4% 22,86 0,524

Cañón del Pato DEI EGENOR 263.5 1598.0 69,2% 77,53 0,951

Carhuaquero DEI EGENOR 95.0 651.2 78,3% 23,00 1,147

Mantaro ELECTROPERU 663.2 5559.0 95,7% 100,00 1,842

Restitución ELECTROPERU 209.7 1646.8 89,6% 100,00 0,583

Callahuanca EDEGEL 75.1 606.7 92,2% 20,50 1,018

Huampani EDEGEL 30.2 252.8 95,6% 18,50 0,453

Huinco EDEGEL 247.3 1079.0 49,8% 25,00 2,748

Matucana EDEGEL 128.6 845.1 75,0% 14,80 2,414

Moyopampa EDEGEL 64.7 552.8 97,5% 17,50 1,027

Yanango EDEGEL 42.6 269.0 72,1% 20,00 0,592

Chimay EDEGEL 150.9 936.4 70,8% 82,00 0,511

Malpaso ELECTROANDES 48.0 255.5 60,8% 71,00 0,188

Oroya ELECTROANDES 9.0 69.4 88,0% 5,92 0,423

Pachachaca ELECTROANDES 9.3 52.4 64,0% 6,26 0,414

Yaupi ELECTROANDES 104.9 860.2 93,6% 24,76 1,177

Gallito ciego ENERGIA PACASMAYO 38.1 172.5 51,7% 44,80 0,236

Pariac EGECAHUA 4.5 37.5 95,1% 2,20 0,568

Huanchor SOC. MIN. CORONA 19.6 166.0 96,7% 10,00 0,544

Misapuquio CIA. MINERA ARCATA 3.9 20.7 60,7% 2,00 0,542

San Antonio CIA. MINERA ARCATA 0.6 3.5 64,5% 2,92 0,059

San Ignacio CIA. MINERA ARCATA 0.4 3.8 108,2% 2,50 0,044

Huayllacho CIA. MINERA ARCATA 0.2 1.1 59,9% 0,15 0,370

Curumuy SINERSA 12.5 64.2 58,6% 36,00 0,096

Poechos SINERSA 15.4 82.0 60,8% 45,00 0,095

Charcani I EGASA 1.7 13.8 91,1% 7,60 0,063

Charcani II EGASA 0.6 5.2 99,7% 6,00 0,028

Charcani III EGASA 4.6 31.7 79,0% 10,00 0,127

Charcani IV EGASA 15.3 89.6 66,9% 15,00 0,283

Charcani V EGASA 139.9 576.4 47,0% 24,90 1,561

Charcani VI EGASA 8.9 54.8 70,0% 15,00 0,166

Aricota I EGESUR 22.5 84.3 42,8% 4,60 1,359

Aricota II EGESUR 12.4 46.4 42,7% 4,60 0,749

Hercca EGEMSA 0.5 2.6 62,6% 1,50 0,088

Macchu Picchu EGEMSA 85.8 739.0 98,3% 30,00 0,794

San Gabán SAN GABAN 113.1 783.0 79,0% 19,00 1,654

TOTAL 2685.6 18531.1 78,8%

NOTA: (*) valores de potencia, caudal y rendimiento proporcionados por el COES-SINAC; a la energía de las centrales hidroeléctricas determinadas según plan referencial y ajustadas con los datos y resultados del modelo PERSEO. Fuente: COES-SINAC

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES

71

ANEXO 3

PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LA COMPETENCIA

1. ELECTROPERU ELECTROPERU S.A. es la principal empresa de generación de electricidad del Perú, de propiedad estatal y bajo el régimen de Sociedad Anónima. Por su gran capacidad generadora y elevada producción de energía eléctrica, cumple un rol fundamental en el mercado, desempeñándose como una empresa líder en la generación de energía eléctrica nacional. ELECTROPERU S.A. cuenta con dos centrales hidroeléctricas, que conforman el Complejo Hidroeléctrico Mantaro, con una capacidad instalada de 1008 MW y efectiva de 851 MW, y una Central Térmica ubicada en el departamento de Tumbes con una capacidad instalada de 18,7 MW. El Complejo Hidroeléctrico del Mantaro, es el principal centro de generación del país que abastece el 29.7% de la demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y cuya generación equivale al 30.9% de la demanda nacional en el año 2005. Las ventas de ELECTROPERU S.A. están orientadas a dos tipos de clientes: Empresas Distribuidoras y Clientes Libres ubicadas en diferentes zonas del país a los cuales suministra el 88% y 12% de su producción respectivamente. Destacan Edelnor S.A. y Luz del Sur S.A., que abastecen a la ciudad de Lima y Electrosur Medio S.A., Hidrandina S.A. y Electro Nor Oeste S.A., que abastecen al interior del país. Entre los Clientes Libres destacan la central de Ica de Aceros Arequipa S.A., Conenhua, Cerro Verde y Metalúrgica Peruana. La electricidad vendida proviene de tres fuentes: producción propia, compras a otras generadoras y transacciones en el COES. En el año 2005 lograron la certificación de su Sistema de Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001, con lo cual lograron obtener un Sistema de Gestión Integrado, poniéndose a la par de EGASA en ese sentido. En el 2005 Electroperú tuvo condiciones hidrológicas de año seco, afectando su producción hidráulica, aún esta situación, produjo alrededor de 6811.4 GWh, de los cuales el 99.3% corresponden al Complejo Hidroeléctrico Mantaro, y solo 0,7% a la central térmica de Tumbes, esta producción fue mayor en 2.4% respecto al año 2004 que también registro sequías. En cuanto a su margen comercial en el 2005 lograron fijar un record con S/. 620.1 millones, fácilmente explicado por su buena administración de contratos, entre los cuales resalta el contrato con ETEVENSA, y también el contrato con Ecuador, permitiéndole exportar un total de 7.5 GWh de energía a través de la línea Zorritos/Machala.

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1.1 METAS OPERATIVAS Las metas operativas de esta empresa para el año 2006 son las siguientes:

OBJETIVOS Y METAS DEL PLAN OPERATIVO AÑO 2006

OBJETIVOS OBJETIVO ESPECÍFICO INDICADOR UNID META

AÑO 2006

Optimizar la producción de energía eléctrica en condiciones adecuadas de calidad, costos y oportunidad con la adecuada protección del medio ambiente

Garantizar la producción de energía Disponibilidad de las unidades de generación % 97.0

Incrementar la confiabilidad operativa de las unidades de generación

Ejecutar el Overhaul del grupo N° 3 de la C.H. Restitución % 100.0

Rehabilitación e implementación de la infraestructura civil para la operatividad eficiente y segura del embalse Tablachaca

Ejecución del estudio proyecto integral del Embalse Tablachaca % 22.2

Optimizar los resultados comerciales mediante una adecuada política comercial, orientada a satisfacer los requerimientos de sus clientes

Incrementar la participación de las ventas en las mercados del COES y de clientes libres

Índice de participación del volumen de ventas en los mercados del COES y de clientes libres % 29.0

Administrar y supervisar el estricto cumplimiento del contrato suscrito con ETEVENSA

Compra de energía y pagos previstos en el contrato con ETEVENSA GWh 2116.0

Optimizar la productividad y la calidad empresarial

Mejorar la productividad empresarial Eficiencia de los gastos administrativos % 2.7

Optimizar el rendimiento de los fondos de la empresa

Margen del rendimiento anual con relación al mercado financiero % 1.0

Incrementar el nivel de atención del servicio logístico

Índice de atención de solicitudes de pedido (Adjudicación Directa y Adjudicación de Menor Cuantía) % 85.0

Concluir satisfactoriamente los procesos judiciales

EL monto global de las pretensiones principales ordenadas a pagar por el poder judicial no supere el 10% de los montos demandados % 10.0

1.2 ASPECTOS PRESUPUESTALES

El monto facturado por ventas de electricidad en el año 2005 fue de S/. 1244 millones (sin IGV). Ingresos Operativos Los Ingresos de Operación alcanzaron en el 2005 a 1315 millones de soles, lo cual supera a los ingresos del 2004 en 14.7%, esto debido principalmente a un incremento en las ventas, al aumento del precio en barra, y la puesta en marcha del contrato (take or pay) suscrito con ETEVENSA para el suministro de energía.

Egresos Operativos

Los Egresos de Operación llegaron a la suma de 939.5 millones de soles, lo que representa una disminución en los gastos del 6.18% con relación al año anterior. Lo que demuestra una excelente gestión, principalmente en el área de mantenimiento, logrando una gran disminución en las fallas y paro de producción, disminuyendo la compra de energía a otras generadoras.

1.3 ASPECTOS FINANCIEROS

La evaluación a los Estados Financieros al año 2005 con relación al año 2004, presenta los siguientes resultados: El activo equivale al 95,9 % del valor registrado el año 2004, variación que es explicada principalmente por:

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Activo No Corriente: Presenta una ejecución del 97%, se debe principalmente a la reducción del valor de los Activos Fijos, como consecuencia de su depreciación.

El pasivo representa el 89,9% del valor del año anterior, dicha variación se explica principalmente por la reducción de la deuda a largo plazo producto de las amortizaciones efectuadas.

El Patrimonio fue de 101,2% con respecto al 2004, dicha variación se explica principalmente por un aumento en el rubro de resultados acumulados, producto de una mayor ejecución en el Resultado del Ejercicio.

2. EDEGEL

Edegel S.A.A. es una empresa privada dedicada a la generación de energía eléctrica. Los orígenes de Edegel se remontan a 1906, con el nacimiento de Empresas Eléctricas Asociadas, empresa privada dedicada a la generación, transmisión y distribución de electricidad. Posteriormente, en 1974, la mayoría absoluta del capital de dicha empresa pasó a poder del Estado, cambiando su razón social a Electrolima S.A. En 1994, la empresa fue separada en tres diferentes unidades de negocio: generación, transmisión y distribución. La unidad de negocio de generación fue el origen de la Empresa de Generación Eléctrica de Lima S.A. (EDEGEL). El control de la empresa fue transferido al sector privado en 1995, cuando el Estado vendió el 60% del capital social al consorcio GENERANDES. El 1 de junio de 2006, EDEGEL se fusionó con ETEVENSA mediante la modalidad de absorción asumiendo todos los derechos y obligaciones de esta última. EDEGEL es la mayor compañía privada de generación de electricidad en el Perú. A la fecha cuenta con una potencia efectiva total de 1283,8 MW proporcionando el 20,2% de la energía del SEIN. Ingresos Operativos Durante el período 2005, el total de ingresos operativos fue S/. 768,2 millones, solo 0,65% superiores a los del período 2004.

Costo de Operación El costo de operación ascendió a S/. 398,10 millones, que equivalen a una disminución de 9,2% con respecto al periodo 2004 (S/. 40,1 millones) En el aspecto financiero, no se tuvieron grandes cambios con respecto al año 2004, por lo que no merece un profundo análisis de diferencias. La utilidad neta para el periodo 2005 fue de 175,86 millones de soles.

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2.1 PRODUCCIÓN EDEGEL posee siete plantas hidroeléctricas, cinco ubicadas en los cauces de los ríos Santa Eulalia y Rímac y dos en la provincia de San Ramón, y dos plantas termoeléctricas luego de la fusión con ETEVENSA. Cuenta con una capacidad efectiva de 1283,80 MW compuesta por 739,4 MW de origen hidráulico y 544,4 MW de origen térmico lo que la convierte en la primera generadora privada del Sistema Interconectado Nacional. La producción total del año 2005 fue de 4553,1 GWh.

2.2 ACIONARIADO Al 30 de junio del 2004, el accionariado de EDEGEL estaba conformado por: Generandes Perú S.A. (63,6%); Cartera Administrada de AFP Integra (10,8%); Cartera Administrada de AFP Unión Vida (8,8%); AFP Horizonte (8,7%); AFP Profuturo (5,3%); y, otros accionistas minoritarios (2,8%). 3. DUKE ENERGY INTERNATIONAL EGENOR S. en C. por A.

DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A. (en adelante "EGENOR") tiene por objeto dedicarse a las actividades de generación y comercialización de energía eléctrica. EGENOR obtuvo desde el año 2003 la triple certificación ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001 por sus procesos de generación, mantenimiento, transmisión y aprovechamiento del agua, así como por sus gestiones de seguridad y medio ambiente. Al 31 de diciembre del año 2005, EGENOR tenía una potencia efectiva de generación eléctrica de 509 MW. Dicha capacidad proviene de las centrales hidroeléctricas de Cañón del Pato (263,5 MW) y Carhuaquero (95 MW), así como de las centrales termoeléctricas de Chimbote (42,7 MW), Trujillo (21,3 MW), Chiclayo (24,1 MW), Piura (43,3 MW), Paita (8,8 MW) y Sullana (10,3 MW).

La participación de EGENOR dentro del SEIN en el 2005 fue de 9% luego de ELECTROPERÚ y EDEGEL que mantienen una participación de 29,7% y 20,2% respectivamente. Cabe resaltar que EGENOR presentó una disminución en su participación, ya que en el 2004 fue de 10%.

3.1 Ingresos Operativos Durante el período 2005, el total de ingresos operativos fue S/. 354,7 millones, superiores solo en 0,35% a los ingresos del período 2004. 3.2 Costo de Operación El costo de operación ascendió a S/. 207,6 millones, que equivalen a una disminución de 4,8% con respecto al periodo 2004 (S/. 10,5 millones)

http://www.duke-energy.com.pe/es/canondelpato.htm

http://www.duke-energy.com.pe/es/carhuaquero.htm

http://www.duke-energy.com.pe/es/termicas.htm

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De esta forma la empresa resulto al final del 2005 con una utilidad neta de S/. 64,6 millones, 115,4% por encima de la obtenida en el año 2004. También en el 2005 sus indicadores de rentabilidad sobre sus activos y sobre su patrimonio fueron de 4,92 y 11,55 respectivamente, su ratio de endeudamiento patrimonial fue de 1,35 y su capacidad de endeudamiento del activo de 57,4%. El ratio de liquidez de EGENOR es de 1,90, en la prueba ácida resultaron con un valor de 1,76

3.3 Producción La producción de energía eléctrica de EGENOR a diciembre de 2005 fue de 2 208,6 GWh, 4,3% inferior a la producida al cierre de 2004, de la cual el 96,7% fue de origen hidráulico y 3,3% de origen térmico. La central hidroeléctrica de Cañon del Pato la más importante, la cual presenta una potencia de 263,5 MW y una generación de 1 540 GWh, contando para ello con cinco reservorios de agua. Asimismo la planta Carhuaquero tiene una potencia de 95 MW y un nivel de generación de 477 GWh, y cuenta para ello con un reservorio de agua. 4. ENERSUR Energía del Sur fue constituida el 20 de septiembre de 1996 con el nombre de Powerfin Perú S.A, cuyo objetivo era la generación y transmisión de energía eléctrica en sistemas secundarios, directamente o mediante cualquier otra forma de asociación empresarial. El 21 de febrero de 1997 la Junta General de Accionistas acordó el cambio de denominación social a Energía del Sur S.A., utilizándose la denominación abreviada de ENERSUR S.A. EnerSur tiene tres centrales de generación eléctrica: Ilo1, Ilo21 y Yuncán. Actualmente se encuentra en construcción una cuarta planta de generación eléctrica a gas natural al Sur de Lima en el distrito de Chilca. La generación eléctrica de ENERSUR en el 2005 represento el 5,48% del total de energía producida por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, ocupando la sexta posición en el ranking de empresas del sector. 4.1 Accionariado ENERSUR, a través de Tractebel EGI, principal accionista de la empresa, forma parte de SUEZ, grupo internacional industrial y de servicios. El negocio de SUEZ es diseñar, implementar y operar sistemas y redes en los sectores de electricidad, gas, agua y gestión de desechos. Suez Tractebel S.A. es propietaria de la mayor parte de las acciones de ENERSUR con un 61.73%. Adicionalmente, los Fondos Privados de Pensiones del Perú (AFPs) cuentan con una participación en el accionariado de la empresa del 24,98 %.

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4.2 Ingresos Operativos Durante el período 2005, el total de ingresos operativos fue S/. 192,5 millones, superiores solo en 10,6% a los ingresos del período 2004. 4.3 Costo de Operación El costo de operación ascendió a S/. 131,69 millones, que equivalen a un gran aumento de 23,8% con respecto al periodo 2004 (S/. 25,4 millones) De esta forma la empresa resulto al final del 2005 con una utilidad neta de S/. 39,77 millones, casi la misma cantidad que la obtenida durante el periodo 2004 que fue de S/. 39,75 millones. En el año 2005 sus indicadores de rentabilidad sobre sus activos y sobre su patrimonio (ROA – ROE) fueron 9,62 y 18,78 respectivamente, su ratio de endeudamiento patrimonial fue de 0.95 y su capacidad de endeudamiento del activo de 49,0%. El ratio de liquidez de ENERSUR es de 3,62, en la prueba ácida resultaron con un valor de 2,92.

4.4 Producción La generación eléctrica de ENERSUR a diciembre de 2005 fue de 1550,38 GWh, es decir 6,15% menos de la energía generada en similar periodo del ejercicio anterior (1651,9 GWh),debido a la menor producción de la Central Térmica Ilo 1, y 21. En el primer caso, la producción disminuyó porque las centrales más económicas operaron en el SEIN con gas de Camisea. En el caso de C.T. Ilo 21 la menor producción se debió al primer “overhaul” o gran mantenimiento realizado en abril de 2005. La disminución registrada se compensó parcialmente con la producción de la central hidroeléctrica de Yuncán que inició operaciones en septiembre de 2005 generando energía por 250 GWh. 5. ELECTROANDES

Constituida el 15 de febrero de 2001 bajo la denominación de Inversiones Elegia S.R.L., ELECTROANDES S.A. es una subsidiaria de Transamerica Energy Company de Islas Caimán, y asociada de PSEG Americas Ltd. de Bermuda, integrantes del grupo PSEG, que poseen el 79,59% y el 20,40% de las acciones de la empresa. ELECTROANDES S. A. posee 4 centrales hidroeléctricas:

C.H. Yaupi, capta las aguas del río Paucartambo.

C.H. Malpaso, capta las aguas del río Mantaro que nace del lago Junín.

C.H. Pachachaca, la cual utiliza las aguas de la laguna Pomacocha.

C.H. Oroya, ubicada en cascada con la C.H. Pachachaca, en el río Yauli. 5.1 Ingresos Operativos Durante el período 2005, el total de ingresos operativos fue S/. 171,2 millones, superiores solo en 6,03% a los ingresos del período 2004.

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5.2 Costo de Operación El costo de operación ascendió a S/. 107,69 millones, que equivalen a un gran aumento de 13.9% con respecto al periodo 2004 (S/. 13,1 millones) De esta forma la empresa resulto al final del 2005 con una utilidad neta de S/.19,7 millones, una cantidad mucho menor que la del periodo 2004 que fue de S/. 48,4 millones, reduciendo en 59,3%. En el año 2005 sus indicadores de rentabilidad sobre sus activos y sobre su patrimonio (ROA – ROE) fueron 1,96 y 3,50 respectivamente, su ratio de endeudamiento patrimonial fue de 0,79 y su capacidad de endeudamiento del activo de 44,0%. El ratio de liquidez de ELECTROANDES S.A. es de 2,91, en la prueba ácida resultaron con un valor de 2,73. 5.3 Producción

ELECTROANDES S.A. generó a diciembre de 2005 un total de 1 047 GWh de energía, 0,4% superior al generado en el año 2004 (1 043 GWh), lo que representa un crecimiento menor al del sector (5,8%). Este comportamiento produjo una ligera disminución en su participación de mercado, la cual pasó de 4,8% a diciembre de 2004 a 4,5% en el 2005.

6. SAN GABAN La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. fue creada con Acuerdo de COPRI de fecha 07 de noviembre de 1994, a través del cual autoriza a ELECTROPERU S.A., a su constitución mediante un aporte de capital de S/. 20 millones. Se ubica en el departamento de Puno y cuenta con una central hidráulica y dos centrales térmicas:

Central Hidráulica San Gabán II

Central Térmica de Bellavista

Central Térmica de Taparachi

En conjunto representa ante el COES una potencia efectiva de 118,4 MW. La Central Térmica de Bellavista, cuenta con dos grupos térmicos y la Central Térmica de Taparachi, cuenta con 05 grupos térmicos, todos disponibles. 6.1 Ingresos Operativos Durante el período 2005, el total de ingresos operativos fue S/. 107,6 millones, inferiores en 6,9% a los ingresos del periodo 2004 ( S/. 6,75 millones). 6.2 Costo de Operación El costo de operación ascendió a S/. 73,9 millones, que equivalen a una gran disminución de 28,2% con respecto al periodo 2004 (S/. 29,3 millones)

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ANEXO 4

CENTRALES HIDROELECTRICAS EN PROYECTO Y CONSTRUCCION

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