Memoria Anual_2014 Coes

7/24/2019 Memoria Anual_2014 Coes

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3MEMORIA ANUAL

CARTA

DELPRESIDENTE

Seores Miembros de la Asamblea de Integrantes:

Es grato dirigirme a ustedes para presentarles la Memoria Anualdel Comit de Operacin Econmica del Sistema Interconec-tado Nacional (COES-SINAC) correspondiente al ao 2014.

El ao transcurrido ha sido un ao tranquilo desde el puntode vista de la operacin del Sistema: La reserva fra disponiblese ha mantenido en valores razonables, capaces de atender lamayor parte de las contingencias del Sistema. De hecho porsegundo ao consecutivo el Sistema ha soportado la salida totaldel Complejo Mantaro de Electroper S.A., sin haber tenido querecurrir a algn tipo de restriccin. Por otro lado, la presenciadel enlace de 500 KV Marcona Montalvo, ha permitido in-

crementar la confiabilidad del suministro al sur de pas, ante-riormente punto flaco en la operacin, con varios incidentes decolapso total del subsistema Sur en aos pasados.

Por otro lado, una hidrologa benigna, la presencia de nume-rosas centrales trmicas, funcionando a base de gas natural, yla posibilidad de poder declarar el precio de ste para efectosdel despacho econmico, ha determinado que el costo marginalpromedio anual no supere los 25 USD/MWh, cifra que contras-ta claramente con el costo del desarrollo de nueva generacineficiente.

En el frente interno, es grato hacer de su conocimiento que lo-gramos la recertificacin ISO 9001:2008, sin ninguna No Con-

formidad, para los procesos incluidos en el Sistema de Gestin deCalidad, recertificacin que tendr una vigencia hasta el mes defebrero de 2018.

El 2014 presenta tambin un hito especial. Gracias al apoyo delos integrantes se dio inicio a la ejecucin de la primera etapadel proyecto de Modernizacin del Centro de Control nacional, ymucho ms importante, en este ao, la Asamblea de Integrantes,mostrando una adecuada visin de futuro, aprob el presupuestode inversiones para la renovacin completa del sistema SCADAdel COES, proyecto que cuando est terminado luego de unainversin total acumulada de 4 millones de dlares estadouniden-ses, permitir al COES contar con un centro de control al nivel de


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4 MEMORIA ANUAL

Ing. Csar Butrn Fernndez

Presidente del Directorio

Lima, 20 de marzo de 2015

CARTA AL PRESIDENTE

los centros de control nacionales de los pases vecinos y cumpliendo estndares in-ternacionales. Entre otras bondades, esto permitir mejorar notablemente la calidadde la frecuencia del sistema, incrementar la confiabilidad y dejarnos en condicionesde poder manejar intercambios internacionales permanentes si es que estos fuerana concretarse.

No queda ms que agradecer el apoyo y visin de los integrantes de la Asambleaque no slo nos han permitido seguir con los planes de mejora continua ya plantea-dos y aprobados, sino dar este gran paso que es la modernizacin total del Centrode Control.


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5MEMORIA ANUAL


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7MEMORIA ANUAL

01ENTORNO

1.1. MARCO LEGAL

Las normas que regulan la naturaleza, composicin y funciones del COES son la Ley N28832,Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generacin Elctrica, y el Reglamento del COES,aprobado con el Decreto Supremo N 027-2008-EM. Entre las normas que regulan el sectorelctrico, se puede mencionar tambin al Decreto Ley N25844, Ley de Concesiones Elctricas,y su reglamento aprobado por Decreto Supremo N009-93-EM; el Reglamento de Transmisin,aprobado con el Decreto Supremo N 027-2007-EM; la Norma Tcnica de Calidad de los Ser-vicios Elctricos, aprobada por Decreto Supremo N 020-97-EM; y la Norma Tcnica para laCoordinacin de la Operacin en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, aprobada porResolucin Directoral N 014-2005-EM/DGE.

Complementariamente, a partir de la vigencia de la Ley N 28832 el OSINERGMIN aprueba,los Procedimientos Tcnicos propuestos por el COES referidos a la operacin del SEIN y la ad-ministracin del Mercado de Corto Plazo.

1.2. BREVE RESEA HISTRICA

El COES es una entidad privada sin fines de lucro que se cre el 27 de diciembre de 1994 conel acuerdo de los representantes de los titulares de las centrales de generacin y de los sistemasde transmisin del Sistema Interconectado Centro Norte, de acuerdo con lo dispuesto por laLey de Concesiones Elctricas y su Reglamento. Inici sus operaciones el 1 de enero de 1995con la denominacin de Comit de Operacin Econmica del Sistema Interconectado CentroNorte (COES-SICN). En octubre del ao 2000, incorpor a las empresas que conformaban elComit de Operacin Econmica del Sistema Interconectado Sur (COES-SUR), debido a la in-terconexin de ambos sistemas mediante la lnea de transmisin en 220 kV Mantaro Cotaruse- Socabaya.

En cumplimiento del Decreto Supremo N 011-2001 EM, publicado en febrero de 2001, elmismo que modific los artculos 84, 85, 86, 88 y 91 del Reglamento de la Ley de Con-

cesiones Elctricas, se cambi el Estatuto del COES y su denominacin a Comit de OperacinEconmica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC).

En julio de 2006, se promulg la Ley N 28832, Ley para el Desarrollo Eficiente de la Gene-racin Elctrica, la misma que modific la gobernanza del COES, transform la composicinde sus integrantes, incluyendo desde entonces a los Usuarios Libres y a los Distribuidores, y leaadi nuevas funciones, principalmente la planificacin de la expansin de la transmisin delSistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Mediante el Decreto Supremo N 027-2008- EM, publicado en mayo de 2008, se aprob elReglamento del COES, norma que regula su adecuacin a lo dispuesto por la Ley 28832. Encumplimiento de la referida norma, se convoc a los Agentes a registrarse como integrantes delCOES. La Asamblea de Integrantes en su Sesin N 20 del 18 de julio de 2008, aprob el nuevoEstatuto del COES, adecundolo a lo establecido por la Ley N 28832 y en el Reglamento delCOES. Posteriormente, en su Sesin N 21, del 28 de noviembre del mismo ao, modific losartculos 16, 19, 28 y 35 del Estatuto con relacin a la convocatoria y qurum de la Asam-blea del COES.


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8 MEMORIA ANUAL


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9MEMORIA ANUAL

02QUIENESSOMOS

2.1. FUNCIONES

El COES es un organismo tcnico cuya finalidad es coordinar la operacin decorto, mediano y largo plazo del SEIN al mnimo costo, preservando la seguri-dad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energticos. Ade-ms, se encarga de planificar el desarrollo de la transmisin mediante el Plande Transmisin del SEIN y administrar el mercado de corto plazo.

El COES ejerce adems las siguientes funciones:

aplicada en sus procesos.

Electricidad.

2.2. ESTRUCTURA ORGANIZATIVAEl COES est constituido por una Asamblea, un Directorio y la Direccin Eje-cutiva, los cuales cumplen diferentes roles. En el Grfico N 1, se aprecia elorganigrama aprobado por el Directorio en su sesin N 376, el cual empez afuncionar desde el 6 de junio de 2011 y estuvo vigente durante el ao 2014.Al finalizar el ao 2014, el nmero total de trabajadores del COES fue de 101.


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10 MEMORIA ANUAL

GRFICO N 01

ESTRUCTURA RGANIZATIVA DEL COES

02QUIENES SOMOS

2.3. INTEGRANTES

A fines de diciembre de 2014, el nmero de integrantes del COES se incrementa 113, respecto a los 98 que se tena en el ao 2013.

Durante el ejercicio del 2014, se retir la EMPRESA DE ADMINISTRACIN DEINFRAESTRUCTURA ELCTRICA S.A. ADINELSA, Integrante Voluntario, perte-neciente al grupo de Generadores. No obstante, ingresaron diecisis (16) nuevosIntegrantes; cinco (5) al grupo de los Generadores: EMPRESA DE GENERACINELCTRICA DE JUNN S.A.C., EMPRESA DE GENERACIN ELCTRICA DECANCHAYLLO S.A.C., ENERGA ELICA S.A., MOQUEGUA FV S.A.C., PARQUEELICO MARCONA S.R.L., dos (2) al de los Transmisores: ATN1 S.A., TRANSMI-

SORA ELCTRICA DEL SUR S.A., uno (1) del grupo de los Distribuidores: EM-PRESA REGIONAL DE SERVICIO PBLICO DE ELECTRICIDAD DE PUNO S.A.C.,y ocho (8) al grupo de los Usuarios Libres: ADMINISTRADORA JOCKEY PLAZASHOPPING CENTER S.A., COMPAA MINERA SAN IGNACIO DE MOROCOCHAS.A.A., KIMBERLY CLARK PER S.R.L., LAS BAMBAS MINING COMPANY S.A.,MINERA AURFERA RETAMAS S.A., MOLY - COP ADESUR S.A., OPP FILM S.A.y VOTORANTIM METAIS CAJAMARQUILLA S.A.

Cabe sealar que durante el ao 2014 se realizaron dos (02) cambios de deno-minacin social: SN POWER PER S.A. a STATKRAFT PER S.A. en el grupo deGeneradores y XSTRATA LAS BAMBAS S.A. a LAS BAMBAS MINING COMPANYS.A. en el grupo de Usuarios Libres.


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11MEMORIA ANUAL

GRFICO N 02

NMERO DE INTEGRANTES DEL COES SINAC 2014

GRFICO N 03

EVOLUCIN DEL NMERO DE EMPRESAS INTEGRANTES

DEL COES 2008 - 2014

AOS GENERADORAS TRANSMISORAS DISTRIBUIDORASUSUARIOS

LIBRESTOTAL

2008 16 7 10 36 69

2009 21 7 10 38 76

2010 23 8 10 39 80

2011 29 8 10 40 87

2012 38 8 10 38 94

2013 40 10 10 38 98

2014 44 12 11 46 113

02QUIENES SOMOS

0

10

20

30

40

50

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

GENERADORAS

TRANSMISORAS

DISTRIBUIDORAS

USUARIOSLIBRES

N Empresas

EVOLUCIN DEL NUMERO DE EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES2008 - 2013

Los integrantes realizan aportes econmicos anuales con los que se solventa elpresupuesto del COES. Dichos aportes se determinan de acuerdo a lo dispuestoen el artculo 19 de la Ley N28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente

de la Generacin Elctrica y artculo 34 del Reglamento del COES, aprobadopor D.S. N027-2008-EM.

GENERADORAS44

TRANSMISORAS12

DISTRIBUIDORAS11

USUARIOSLIBRES

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02QUIENES SOMOS

N ABREVIATURA RAZN SOCIAL ESTADO

1 AIPSA AGROINDUSTRIAL PARAMONGA S.A.A. VOLUNTARIO2 AYEPSA AGUAS Y ENERGA PER S.A. VOLUNTARIO

3 CHINANGO CHINANGO S.A.C. OBLIGATORIO

4 CELEPSA COMPAIA ELECTRICA EL PLATANAL OBLIGATORIO

5 EGENOR DUKE ENERGY EGENOR S. EN C. POR A. OBLIGATORIO

6 EDEGEL EDEGEL S.A.A. OBLIGATORIO

7 SANTA ROSA ELECTRICA SANTA ROSA VOLUNTARIO

8 YANAPAMPA ELECTRICA YANAPAMPA S.A.C. VOLUNTARIO

9 EGEJUNIN EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DE JUNIN S.A.C VOLUNTARIO

10 EMGHUANZA EMPRESA DE GENERACION HUANZA SA OBLIGATORIO

11 EGECSAC EMPRESA DE GENERACIN ELCTRICA CANCHAYLLO SAC VOLUNTARIO

12 EGASA EMPRESA DE GENERACIN ELCTRICA DE AREQUIPA S.A. OBLIGATORIO

13 EGESUR EMPRESA DE GENERACIN ELCTRICA DEL SUR S.A. OBLIGATORIO

14 EGEMSA EMPRESA DE GENERACIN ELCTRICA MACHUPICCHU S.A. OBLIGATORIO

15 SAN GABN S.A. EMPRESA DE GENERACIN ELCTRICA SAN GABN S.A. OBLIGATORIO

16 ELECTROPER EMPRESA ELECTRICIDAD DEL PER S.A. OBLIGATORIO

17 EEPSA EMPRESA ELCTRICA DE PIURA S.A. OBLIGATORIO

18 ENERGA ELICA ENERGIA EOLICA S,A OBLIGATORIO

19 ENERSUR ENERSUR S.A. OBLIGATORIO

20 ESCOSAC ESCO COMPAA DE SERVICIOS DE ENERGA SAC VOLUNTARIO

21 RIO DOBLE EMPRESA ELCTRICA RIO DOBLE S.A VOLUNTARIO

22 FENIX FENIX POWER PER S.A. OBLIGATORIO

23 GEPSA GENERADORA ENERGA DEL PER S.A. VOLUNTARIO

24 GTS MAJES GTS MAJES, S.A.C. VOLUNTARIO

25 GTS REPARTICIN GTS REPARTICIN, S.A.C. VOLUNTARIO

26 HIDROCAETE HIDROCAETE S.A. VOLUNTARIO

27 HUANCHOR HIDROELCTRICA HUANCHOR S.A.C. VOLUNTARIO

28 SANTA CRUZ HIDROELCTRICA SANTA CRUZ SAC VOLUNTARIO

29 ILLAPU ENERGY ILLAPU ENERGY S.A. VOLUNTARIO

30 KALLPA KALLPA GENERACIN S.A. OBLIGATORIO

31 MAJA MAJA ENERGIA S.A.C. VOLUNTARIO

32 MOQUEGUA FV MOQUEGUA FV S.A.C VOLUNTARIO

33 MAPLE MAPLE ETANOL S.R.L. VOLUNTARIO

34 PANAMERICANA PANAMERICANA SOLAR, S.A.C. VOLUNTARIO

35 PE MARCONA PARQUE EOLICO MARCONA S.R.L. VOLUNTARIO

36 PETRAMAS PETRAMAS SOCIEDAD ANNIMA CERRADA VOLUNTARIO

37 SDE PIURA SDE PIURA SAC VOLUNTARIO

38 SDF ENERGIA SDF ENERGIA S.A.C. VOLUNTARIO

39 SHOUGESA SHOUGANG GENERACIN ELCTRICA S.A.A. OBLIGATORIO

40 STATKRAFT PER STATKRAFT PER S.A. OBLIGATORIO

41 SINERSA SINDICATO ENERGTICO S.A. VOLUNTARIO

42 TACNA SOLAR TACNA SOLAR S.A.C. VOLUNTARIO

43 TERMOSELVA TERMOSELVA S.R.L. OBLIGATORIO

44 TERMOCHILCA TERMOCHILCA S.A.C. OBLIGATORIO

TABLA N 01

INTEGRANTES DEL COES A DICIEMBRE DE 2014

GENERADORES


1 ATN1 ATN1 S.A OBLIGATORIO

2 ABENGOA NORTE ABENGOA TRANSMISION NORTE S.A. OBLIGATORIO

3 ABENGOA SUR ABENGOA TRANSMISION SUR S.A OBLIGATORIO

4 NORPERUANA COMPAIA TRANSMISORA NORPERUANA S.R.L VOLUNTARIO

5 CONENHUA CONSORCIO ENERGETICO DE HUANCAVELICA S.A. OBLIGATORIO

6 TRANSMANTARO CONSORCIO TRANSMANTARO S.A. OBLIGATORIO

7 ETESELVA ETESELVA S.R.L. OBLIGATORIO

8 ISA INTERCONEXIN ELCTRICA ISA PER S.A. OBLIGATORIO

9 POMACOCHA POWER POMACOCHA POWER S.A.C. VOLUNTARIO10 REP RED DE ENERGA DEL PER S.A. OBLIGATORIO

11 REDESUR RED ELCTRICA DEL SUR S.A. OBLIGATORIO

12 TESUR TRANSMISORA ELECTRICA DEL SUR SA OBLIGATORIO

TRANSMISORES


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13MEMORIA ANUAL


1 CC JOCKEY PLAZA ADMINISTRADORA JOCKEY PLAZA SHOPPING CENTER S.A. OBLIGATORIO

2 CEMENTO PACASMAYO CEMENTOS PACASMAYO S.A.A. OBLIGATORIO

3 BUENAVENTURA COMPAIA DE MINAS BUENAVENTURA S.A.A. OBLIGATORIO

4 CREDITEX COMPAIA INDUSTRIAL TEXTIL CREDISA - TRUTEX S.A.A. OBLIGATORIO

5 ANTAPACAY COMPAIA MINERA ANTAPACCAY S.A. OBLIGATORIO

6 CASAPALCA COMPAIA MINERA CASAPALCA S.A. OBLIGATORIO

7 CONDESTABLE COMPAIA MINERA CONDESTABLE S.A. OBLIGATORIO

8 MILPO COMPAIA MINERA MILPO S.A.A. OBLIGATORIO

9 MINERA MISKIMAYO COMPAIA MINERA MISKI MAYO S.R.L. OBLIGATORIO

10 SIMSA COMPAIA MINERA SAN IGNACIO DE MOROCOCHA S.A.A OBLIGATORIO

11 ANTAMINA COMPAA MINERA ANTAMINA S.A. OBLIGATORIO

12 ARES COMPAA MINERA ARES S.A.C. OBLIGATORIO

13 ACEROS AREQUIPA CORPORACIN ACEROS AREQUIPA S.A. OBLIGATORIO

14 DOE RUN DOE RUN PERU S.R.L. OBLIGATORIO

15 LOS QUENUALES EMPRESA MINERA LOS QUENUALES S.A. OBLIGATORIO

16 EXSA S.A. EXSA S.A. VOLUNTARIO17 ADMINISTRADORA CERRO EMPRESA ADMINISTRADORA CERRO S.A.C. OBLIGATORIO

18 SIDERPERU EMPRESA SIDERRGICA DEL PER S.A.A. OBLIGATORIO

19 FUNDICION CALLAO FUNDICION CALLAO S.A. VOLUNTARIO

20 GLORIA GLORIA S.A. VOLUNTARIO

21 GOLD FIELDS GOLD FIELDS LA CIMA S.A. OBLIGATORIO

22 CACHIMAYO INDUSTRIAS CACHIMAYO S.A. OBLIGATORIO

23 KIMBERLY CLARK KIMBERLY-CLARK PERU S.R.L OBLIGATORIO

24 LAS BAMBAS LAS BAMBAS MINING COMPANY S.A. OBLIGATORIO

25 MESSER GASES DEL PER MESSER GASES DEL PER S.A. OBLIGATORIO

26 MEPSA METALURGICA PERUANA S.A. OBLIGATORIO

27 MARSA MINERA AURIFERA RETAMAS S.A OBLIGATORIO

28 MINERA CHINALCO MINERA CHINALCO PERU S.A. OBLIGATORIO

29 MINSUR MINSUR S.A. OBLIGATORIO

30 ADESUR MOLY-COP ADESUR S.A. OBLIGATORIO31 MINERA BARRICK MINERA BARRICK MISQUICHILCA S.A. OBLIGATORIO

32 YANACOCHA MINERA YANACOCHA S.R.L. OBLIGATORIO

33 OPP FILM S.A. OPP FILM S.A. OBLIGATORIO

34 PANASA PAPELERA NACIONAL S.A. OBLIGATORIO

35 PROTISA PRODUCTOS TISSUE DEL PER S.A. OBLIGATORIO

36 QUIMPAC QUIMPAC S.A. OBLIGATORIO

37 SHOUGANG HIERRO SHOUGANG HIERRO PERU S.A.A. OBLIGATORIO

38 CERRO VERDE SOCIEDAD MINERA CERRO VERDE S.A.A. OBLIGATORIO

39 SOUTHERN PER SOUTHERN PER COPPER CORPORATION, SUCURSAL DEL PER OBLIGATORIO

40 TRUPAL TRUPAL S.A. OBLIGATORIO

41 TASA TECNOLGICA DE ALIMENTOS S.A. VOLUNTARIO

42 UNACEM UNION ANDINA DE CEMENTOS S.A.A. OBLIGATORIO

43 BACKUS Y JOHNSTON UNIN DE CERVECERAS PERUANAS BACKUS Y JOHNSTON S.A.A. VOLUNTARIO

44 VOTORANTIM METAIS VOTORANTIM METAIS - CAJAMARQUILLA S.A. OBLIGATORIO

45 VOLCAN VOLCAN COMPAA MINERA S.A.A. OBLIGATORIO

46 YURA YURA S.A. OBLIGATORIO


1 ELECTRO SUR ESTE ELECTRO SUR ESTE S.A.A OBLIGATORIO

2 ELECTROCENTRO ELECTROCENTRO S.A. OBLIGATORIO

3

ELECTRO PUNO

EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD DE PUNO SOCIEDAD

ANONIMA ABIERTA OBLIGATORIO

4HIDRANDINA

EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE ME-DIO S.A.

OBLIGATORIO

5 ELECTROSUR EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTROSUR S.A. OBLIGATORIO

6 ELECTRODUNAS ELECTRO DUNAS S.A.A. OBLIGATORIO

7 ELECTRONOROESTE ELECTRONOROESTE S.A. OBLIGATORIO

8 ELECTRONORTE EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PBLICO DE ELECTRICIDAD DEL NORTE S.A. OBLIGATORIO

9 EDELNOR EMPRESA DE DISTRIBUCIN ELCTRICA DE LIMA NORTE S.A.A. OBLIGATORIO

10 LUZ DEL SUR LUZ DEL SUR S.A.A. OBLIGATORIO

11 SEAL SOCIEDAD ELCTRICA DEL SUR OESTE S.A. OBLIGATORIO

DISTRIBUIDORES

USUARIOS LIBRES

02QUIENES SOMOS


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14 MEMORIA ANUAL

02QUIENES SOMOS

2.4. ASAMBLEA

Al 31 de diciembre de 2014, la Asamblea qued conformada por 113 integrantesregistrados, los que se detallan en la Tabla N1.

En cumplimiento a lo dispuesto en el Artculo 9 del Captulo I del Reglamento delCOES, y del Artculo 15 de su Estatuto, la Asamblea realiz dos sesiones:

Sesin N 33, realizada el 27 de marzo de 2014

Participaron 65 integrantes de un total de 99 registrados

La agenda fue la siguiente:

Aprobacin de la Memoria del 2013.

Aprobacin de los estados financieros y la ejecucin presupuestal correspon-diente al ejercicio 2013.

Delegacin al Directorio de la designacin de los Auditores Externos para elejercicio 2014.

Sesin N 34, realizada el 27 de noviembre de 2014

Participaron 82 integrantes de un total de 113 registrados.

La agenda fue la siguiente:

Aprobacin del presupuesto del COES para el ao 2015.

2.5. DIRECTORIO

El COES cuenta con un Directorio compuesto por cinco integrantes: cuatro elegidos porlos respectivos subcomits y el Presidente del Directorio, designado por la Asamblea.Asimismo, el Directorio cuenta con las reas de Asesora Legal y la Oficina de Perfec-cionamiento Tcnico.

El Directorio del COES, elegido en julio de 2013, est conformado de la siguientemanera:

Csar Butrn Fernndez, Presidente del Directorio, ingeniero mecnico electricista de la

Universidad Nacional de Ingeniera. Adems cuenta estudios completos de maestraen Regulacin de Servicios Pblicos en la PUCP. Anteriormente ocup el cargo de Pre-sidente del Directorio de Electroper, adems de otros puestos directivos relacionadoscon la generacin, transmisin y distribucin de energa elctrica. Tiene una experien-cia laboral de ms de 31 aos.

Santiago Len Gmez, elegido por el Sub Comit de Transmisores, es ingeniero electri-cista de la Universidad Nacional del Callao. Adems es graduado del programa MBAde la Universidad de Quebec en Montreal Canad y Magister en Administracin dela Universidad San Ignacio de Loyola. Senior Member IEEE y Vicepresidente de laSeccin Per del IEEE. Ocup cargos Directivos en gestin Comercial, Regulatoria yOperaciones en empresas de transmisin elctrica como ETECEN y RED DE ENERGADEL PER S.A. Cuenta con 22 aos de experiencia en el Sector Elctrico Peruano.


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15MEMORIA ANUAL

02QUIENES SOMOS

Jos Oporto Vargas, elegido por el Sub Comit de Distribuidores, es ingeniero electri-cista de la Universidad Nacional de Ingeniera, con estudios completos de Maestraen Direccin y Gestin de Empresas, MBA Universidad de Tarapac. Ocup el cargode Gerente General de las empresas EGASA y SEAL, Director en ETECEN, Director

Suplente de EDELNOR y por lo tanto con amplia experiencia en el campo gerencialen empresas del sector elctrico y conocimiento de la legislacin regulatoria elc-trica en todo su mbito. Cuenta con 34 aos de experiencia en el Sector ElctricoPeruano.

Mariana Cazorla Quiones, elegida por el Sub Comit de Usuarios Libres. Es abogadade la Pontificia Universidad Catlica del Per, con amplia experiencia en el sectorenergtico, en asesora legal en las reas de electricidad e hidrocarburos. Ocup elcargo de asesora legal de la Alta Direccin del Ministerio de Energa y Minas (Mi-nistro y Vice Ministro de Energa), Directora de las empresas EGEMSA, EGECEN yELECTROPER. Cuenta con 18 aos de experiencia en el Sector Elctrico Peruano.

Csar Tengan Matsutahara, elegido por el Sub Comit de Generadores, es ingenieromecnico de la Universidad Nacional de Ingeniera, ha participado en el programaENERGY MANAGEMENT en Japn y en el Programa de Alta Direccin de la Univer-sidad de Piura. Ocup el cargo de gerente general de la empresa ELECTROPERS.A. Adems brind servicios de asesora y consultora en temas tcnicos y regulato-rios. Tiene 34 aos de experiencia laboral.


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16 MEMORIA ANUAL

02QUIENES SOMOS

Las funciones de Asesora Legal y Secretaria del Directorio son desempeadas por laabogada Maritza Gonzles Chvez y la jefatura de la Oficina de PerfeccionamientoTcnico por la licenciada Mnica Cspedes Schreiber.

2.6. FUNCIONARIOS

Los funcionarios de la Direccin Ejecutiva durante el ao 2013 fueron los siguientes:

I. Ing. Jaime Guerra Montes de Oca - Director Ejecutivo (e).

II. Ing. Francisco Torres Garca - Director de Operaciones.

Ing. Wilfredo Sifuentes Rosales - Subdirector de Programacin.

Ing. Leonardo Dejo Prado - Subdirector de Coordinacin.

Ing. Alex Len Juscamaita - Subdirector de Evaluacin.

Ing. Percy Pajan Lan - Subdirector de Transferencias.

III. Ing. Eduardo Antnez de Mayolo Ramis - Director de Planificacin deTransmisin.

Ing. Freddy Portal Wong - Subdirector de Planificacin.

Ing. Roberto Ramrez Arcelles - Subdirector de Nuevos Proyectos.

Ing. Toms Montesinos Ypez - Subdirector de Gestin de laInformacin.

IV. Abogado Pablo Okumura Suzuki - Jefe del Departamento de GestinJurdica y Regulatoria.

Lic. Guillermo Perea Gmez de la Torre Jefe del Departamento deAdministracin hasta el 8 de diciembre de 2014, habindose encargado lasfunciones a la Lic. Mnica Cspedes Schreiber a partir de del 9 dediciembre.

Ing. Elmer Palpan Chvez - Jefe del Departamento de Tecnologa de laInformacin.

Presidencia y Organismos de Apoyo

(Oficina de Perfeccionamiento Tcnico)


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17MEMORIA ANUAL

02QUIENES SOMOS

Direccin Ejecutiva

Direccin de Operaciones

Direccin de Planificacin de Transmisin


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19MEMORIA ANUAL

03OPERACIN

DEL SEIN

3.1. PRODUCCIN

Durante el ao 2014 la produccin de energa elctrica fue 41 795,9 GW.h,que representa un crecimiento de 5,36% comparado con el ao anterior, quefue de 36 669,4 GW.h. De la energa producida, el 50,3%, 48,7%, 0,6% y0,5% fueron de origen hidrulico, trmico, elico y solar, respectivamente.

La produccin de energa elctrica y la participacin porcentual de las empre-sas integrantes se muestra en el Grfico N 4, en el que se observa que las em-presas de mayor produccin de energa fueron EDEGEL, con 7 889,86 GW.h,ENERSUR, con 7 098,27 GW.h; y ELECTROPER, con 7 041,04 GW.h, quesuman una participacin de 52,7% del total producido.

GRFICO N 04PARTICIPACIN DE LA PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA POR EMPRESAS

EDEGEL18,88% ENERSUR16,98%

ELECTROPER16,85%

KALLPA14,17%

EGENOR5,15%FENIX POWER

3,62%

SN POWER3,13%

EGASA3,09%

CELEPSA2,79%

CHINANGO2,29%

SAN GABN1,85%

EGEMSA1,64%

EEPSA

1,09%EMGHUANZA

1,09%

STATKRAFT PER1,00%

TERMOSELVA0,91%

TERMOCHILCA0,85%

EGESUR0,65%

SDF ENERGA0,52%

ENERGA ELICA0,42%

SANTA CRUZ0,42%

HUANCHOR0,36%

RIO DOBLE0,24%

AIPSAA0,23%

AYEPSA0,21%

SDE PIURA0,19%

PE MARCONA0,19%

GEPSA0,14%

PANAMERICANA SOLAR0,12%

SINERSA0,12% MAPLE ETANOL

0,12%

MAJES SOLAR0,11%

TACNA SOLAR0,11%

REPARTICIN SOLAR0,11%

PETRAMAS0,07%

YANAPAMPA0,07%

HIDROCAETE0,06%

EGEJUNIN0,05%

MAJA ENERGA0,04%

MOQUEGUA FV0,01%

SANTA ROSA0,01%

SHOUGESA0,01%ELSE

0,01%

EGECSAC0,00%

Total Produccin = 41 795,89 GW.h


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20 MEMORIA ANUAL

03OPERACIN DEL SEIN

La produccin de energa por tipo de fuente energti-ca convencional (hidroelctrica y termoelctrica) y no

convencionales (elico y solar) se presenta en el GrficoN 5. Durante el ao 2014, la generacin hidroelctricatuvo la mayor participacin en el abastecimiento de lademanda de energa, con 21 002,9 GW.h, lo que repre-sent el 50,3% del total; la generacin termoelctricafue de 20 337,4 GW.h, es decir 48,7%. Por otra parte,la generacin con recursos energticos renovables (RER)mediante energa solar y elica, a partir de celdas solaresfotovoltaicas (CSFV) y aerogeneradores, tuvieron una par-ticipacin de 255,3 GW.h y 199,3 GW.h respectivamen-te, que representa el 1,1% del total producido.

GRFICO N 05

POR TIPO DE RECURSO

La participacin por empresas en la produccin hi-droelctrica del COES en el ao 2014 se muestraen el Grfico N 6, en el que se aprecia que laempresa de mayor produccin fue ELECTROPE-R, con 7 038,24 GW.h y la de menor produccin,EGECSAC, con 0,07 GW.h

GRFICO N 06

PARTICIPACIN DE LA PRODUCCIN DE ENERGA HIDROELCTRICA

POR EMPRESAS 2014

La participacin por empresas en la produccin ter-moelctrica del COES en el ao 2014 se muestra enel Grfico N 7. Se aprecia que la empresa de mayorproduccin fue ENERSUR, con 6 176,83 GW.h; yla de menor produccin fue SAN GABN, con 0,38GW.h

GRFICO N 07

PARTICIPACIN DE LA PRODUCCIN DE ENERGA TERMOELCTRICA

POR EMPRESAS 2014

HIDROELCTRICA(50.25%)

TERMOELCTRICA(48.66%)

SOLAR (0.48%)

ELICA (0.61%)

Total = 245,31 GW.h

ELECTROPER(33.51%)

EDEGEL(17.30%)

EGENOR(9.86%)

SN POWER(6.23%)

CELEPSA(5.56%)

CHINANGO(4.56%)

ENERSUR(4.39%)

SAN GABN(3.69%)

EGASA(3.60%)

EGEMSA(3.19%)

EMGHUANZA(2.16%)

STATKRAFT PER(2.00%)

SANTA CRUZ(0.84%)

HUANCHOR(0.73%)

EGESUR(0.53%)

RIO DOBLE(0.48%)

AYEPSA(0.41%)

GEPSA

(0.28%)

SINERSA(0.24%)

YANAPAMPA(0.13%)

HIDROCAETE(0.13%)

EGEJUNIN(0.10%)

MAJA ENERGA(0.08%)

SANTA ROSA(0.02%)

EGECSAC(0.00%)

Total = 21,002.91 GW.h

ENERSUR(30,37%)

KALLPA(29,13%)

EDEGEL(20,93%)

FENIX POWER(7,44%)

EGASA(2,64%)

EEPSA(2,24%)

TERMOSELVA(1,87%)

TERMOCHILCA(1,75%)

SDF ENERGA(1,06%)

EGESUR(0,80%)

AIPSAA(0,48%)

EGENOR(0,41%)

SDE PIURA(0,39%)

MAPLE ETANOL(0,24%)

PETRAMAS(0,15%)

EGEMSA(0,06%)

SHOUGESA(0,02%)

ELSE

(0,01%)

ELECTROPER(0,01%)

SANGABN(0,00%)

Total = 20 337,37 GW.h


25/82

21MEMORIA ANUAL

03OPERACIN DEL SEIN

La participacin por empresas en la produccinsolar a partir de celdas solares fotovoltaicas(CSFV) en el ao 2014 se muestra en el Grfi-co N 8. Se observa que la empresa de mayorproduccin fue PANAMERICANA SOLAR, con51,51 GW.h; y la de menor produccin fue MO-QUEGUA FV, con 5,02 GW.h.

GRFICO N 08

PARTICIPACIN DE ENERGA DE CENTRALES SOLARES

POR EMPRESAS 2014

GRFICO N 10

EVOLUCIN DE LA DEMANDA MXIMA Y ENERGA PRODUCIDA

2001-2014

La participacin por empresas en la produccin elicaa partir del aprovechamiento del recurso elico a travsde la instalacin de aerogeneradores en el ao 2014se muestra en el Grfico N 9. Se observa que la em-presa de mayor produccin fue ENERGA ELICA, con176,73 GW.h; y la de menor produccin fue PE MAR-CONA, con 79,59 GW.h.

La demanda mxima en el ao 2014 fue de 5 737,3MW, registrada el mircoles 12 de noviembre a las

19:00 horas, que representa un incremento en 2,9%respecto a la demanda mxima del ao 2013, que fuede 5 575,2 MW. Asimismo, se menciona que en losltimos cinco aos la demanda mxima en el SEIN hapresentado un crecimiento medio anual de 5,8%.

En el da de demanda mxima, el 93,2% de la potenciafue cubierta por centrales hidroelctricas y termoelc-tricas que son abastecidas con gas natural de Camisea.

PANAMERICANASOLAR

(25,85%)

MAJES SOLAR(24,05%)

TACNA SOLAR(23,83%)

REPARTICINSOLAR

(23,75%)

MOQUEGUA FV(2,52%)

Total = 199,30 GW.h

GRFICO N 09

PARTICIPACIN DE ENERGA DE CENTRALES ELICAS

POR EMPRESAS 2014

ENERGA ELICA(68.95%)

PE MARCONA(31.05%)

Total = 256,31 GW.h

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

500

1 500

2 500

3 500

4 500

5 500

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Demanda(MW)

Energa(GW.h)

PRODUCCINDEENERGA

DEMANDAMXIMA

PRODUCCIN DEENERGA

DEMANDA MXIMA

T. Crec.2004 / 2014 PRODUCCIN DE ENERGA 6,68

T . C rec. 2004 / 2014 MXIMA DEMANDA 6 ,24

TASA DE CRECIMIENTO (%)


26/82

22 MEMORIA ANUAL

03OPERACIN DEL SEIN

Se aprecia, en el Cuadro N 1, la participacin de las unidades de generacinde integrantes del COES en la cobertura del da de demanda mxima por tipode tecnologa.

RECURSO ENERGTICOTIPO DE

TECNOLOGA

MXIMA DEMANDA(MW)

Fecha: 12-11-2014HORA: 19:00

PARTICIPACIN PORTIPO DE COMBUSTIBLE

%

HDRICO HIDROELCTRICAS 2 976,0 51,9%

GAS NATURAL

CAMISEA

TG - GN SDF ENERGA 28,1 0,5%

M. DIESEL - GN EGESUR 22,6 0,4%

TG - GN EGASA 34,7 0,6%

CCOMB - GN ENERSUR 779,3 13,6%CCOMB - GN FENIX 277,9 4,8%

CCOMB - GN EDEGEL 463,2 8,1%

CCOMB - GN KALLPA 546,4 9,5%

TG - GN EDEGEL 217,3 3,8%

Total Camisea 2 369,4 41,3%

AGUAYTA TG - GN TERMOSELVA 86,0 1,5%

MALACAS TG - GN EEPSA 95,5 1,7%

LA ISLA TG - GN SDE PIURA 15,0 0,3%

SubTotal 2 565,9 44,7%

HDRICO (RER) HIDROELCTRICAS < 20 MW 89,0 1,6%

ELICO (RER) AEROGENERADOR 92,8 1,6%

BAGAZO (RER) TV - AIPSAA 9,4 0,2%

BIOGS (RER) M. DIESEL - PETRAMS 4,2 0,1%

SubTotal 195,4 3,4%

TOTAL MXIMA DEMANDA ANUAL (19:00 h del 12-11-2014) 5 737,3 100,0%

CUADRO N 01

COBERTURA DE LA MXIMA DEMANDA DE POTENCIA 2014

El Grfico N11 muestra el importante aporte del gas natural de Camisea enla cobertura de la mxima demanda, que se incrementa anualmente debidoal ingreso de nuevas unidades de generacin que son abastecidas con el gasnatural de Camisea. As, para el ao 2014, fue de un 41,3% (2 369,4 MW),frente al 42,70% (2 377,9 MW) del ao 2013. Por otro lado, el gas naturalproveniente de Aguayta, Malacas y La Isla, yacimiento de gas natural queabastece a la central trmica Tablazo de propiedad de SDE Piura S.A.C., tieneuna participacin en conjunto de solo 3,4% (196,5 MW). La participacin to-tal del gas natural en la mxima demanda fue de 44,7% (2 565,9 MW).

Los recursos hdricos, por su parte, aportaron el 51,9% (2 976,0 MW) y lascentrales hidroelctricas clasificadas como RER (Recursos Energticos Reno-vables) participaron con el 1,6% (89,0 MW).

Por otro lado, con el ingreso del recurso elico a la matriz de energa elctricadel SEIN, las centrales elicas aportaron con el 1,6% (92,8 MW), ocasionan-do la disminucin de la participacin del bagazo y biogs, con el 0,3% (13,6MW), as como; la ausencia del carbn, petrleo residual y disel en la cober-tura de la mxima demanda anual.


27/82

23MEMORIA ANUAL

03OPERACIN DEL SEIN

3.2. INGRESO Y RETIRO DE INSTALACIONES.

3.2.1 INSTALACIONES DE GENERACIN

Durante el ao 2014, se incorpor 990,2 MW al SEIN proveniente de nuevascentrales de generacin con RER y centrales termoelctricas convencionales;como tambin el retiro de 89,0 MW por desgaste y obsolescencia de unidadesde generacin y centrales termoelctricas, las que se listan a seguir en los Cua-dro N2 y N3 respectivamente

GRFICO N 11

COBERTURA DE LA MXIMA DEMANDA DE POTENCIA 2014

POR TIPO DE GENERACIN

DESPACHO POR TIPO DE COMBUSTIBLE Y TECNOLOGA EN EL

DA DE MXIMA DEMANDA DEL AO 2014

( 12 DE NOVIEMBRE DE 2014 )

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

6 000

0 0: 15 0 1: 45 0 3: 15 0 4: 45 0 6: 15 0 7: 45 0 9: 15 1 0: 45 1 2: 15 1 3: 45 1 5: 15 1 6: 45 1 8: 15 1 9: 45 2 1: 15 2 2: 45

Potencia

(MW)

COGENERACIN SOLAR ELICO HDRICO RER

BAGAZO RER BIOGS RER HDRI CO PASADA HDRI CO REGULACIN

HIDRO CAON DEL PATO LA ISLA CAMISEA MALACAS

AGUAYTA

5 737,3 MW

19:00 Hrs

CUADRO N 02

INGRESO DE CENTRALES Y UNIDADES DE GENERACIN

2014

CENTRALES UNIDAD DE GENERACIN TIPOPOTENCIAINSTALADA

(MW)

FECHA DEINGRESO

REFERENCIA

C. Elica Marcona RER 32,0 25/04/2014 2da. Subasta RER

C. Elica Talara RER 30,9 03/09/2014 1ra. Subasta RER - 1ra. Convocatoria

C. Elica Cupisnique RER 83,2 03/09/2014 1ra. Subasta RER - 1ra. Convocatoria

C. Solar Moquegua RER 16,0 31/12/2014 2da. Subasta RER

C. Hidroelctrica Runatullo II RER 20,0 24/12/2014 3da. Subasta RER

C. Hidroelctrica Runatullo III RER 20,2 22/11/2014 2da. Subasta RER

SUB TOTAL RER 202,3

C. Termoelctrica Fenix (TG11+TG12+TV) Convencional 570,1 24/12/2014

TG7 de la CT. Santa Rosa de EDEGEL Convencional 121,0 05/12/2014

C. Hidroelctrica Huanza Convencional 96,8 06/06/2014

SUB TOTAL 787,9

TOTAL 990,2

A diciembre del 2014, la potencia efectiva de las unidades de generacin del

COES totaliz 8 717,8 MW, lo que se muestra en el Cuadro N4.


28/82

24 MEMORIA ANUAL

03OPERACIN DEL SEIN

CUADRO N 04

INGRESO Y RETIRO DE INSTALACIONES DE GENERACIN

EN EL COES DURANTE EL 2014

N CENTRAL

POTENCIA EFECTIVA (MW)

DURANTE 2014 A DICIEMBRE2013INGRESO RETIRO NETO

1 HIDROELCTRICA 136,98 0,00 136,98 3 312,22

2 TERMOELCTRICA 691,12 89,02 602,10 5 163,55

3 SOLAR 16,00 0,00 16,00 96,00

3 ELICO 146,01 0,00 146,01 146,01

TOTAL 990,11 89,02 637,59 8 717,78

3.2.2 INSTALACIONES DE TRANSMISIN

Lneas de transmisin

Durante el ao 2014, se incorporaron al SEIN 1 464 km de lneas de transmi-sin en diferentes niveles de tensin segn se detalla en el Cuadro N3.

Al respecto, cabe destacar que el 26 de abril de 2014 se aprob la integracinal SEIN de las dos ternas de las lneas de transmisin en 220 kV Socabaya Tintaya (201,4 km cada uno). Del mismo modo el 24 de mayo de 2014 seaprob la conexin al SEIN la lnea de transmisin elctrica en 500 kV haciael norte del pas, conformada por el tramo Trujillo Nueva La Nia, de 327 kmde longitud en total.

CUADRO N 05INGRESO DE LNEAS DE TRANSMISIN EN EL 2014

NNIVEL DE TENSIN

KV

LNEAS DE TRANSMISIN

LONGITUD (KM)

A DICIEMBRE2013

INGRESOS DURANTE2014

A DICIEMBRE2014

1 500 1 509,82 326,94 1 836,76

2 220 10 058,92 690,45 10 749,37

3 138 4 417,86 122,63 4 540,49

4 < 69 kV 7 366,07 324,02 7 690,09

Nuevos transformadores

En el 2014 ingresaron nuevos transformadores de potencia al SEIN, con unacapacidad total de 2 920,3 MVA distribuida en treinta y ocho (38) subesta-ciones.

El 94,2 % (2 812 MVA) correspondieron a transformadores de potencia deEmpresas Integrantes del COES (ATN1, CONENHUA, REP, TRANSMANTARO,TESUR, ATS, PE MARCONA, ENERGA ELICA, EGEJUNN, EDELNOR, LUZDEL SUR, HIDRANDINA, ELECTRODUNAS, ELECTRONOROESTE, SEAL,ELSE, EL BROCAL, QUIMPAC, VOLCAN, ARES y UNACEM-ANDINO), sien-do los de mayor capacidad los transformadores de potencia de 500/220/33kV con 600 MVA y 125 MVA instalados en las subestaciones de La Nia yConstancia; dichos transformadores forman parte de la concesin de ConsorcioTransmantaro S.A. y ATN1 S. A. El 5,8% restante (168 MVA) correspondieron

a transformadores de potencia de No Integrantes del COES.

CUADRO N 03

RETIRO DE OPERACIN COMERCIAL DE CENTRALES Y UNIDADES DE

GENERACIN 2014

CENTRALES UNIDAD DEGENERACIN

TIPOPOTENCIAINSTALADA

(MW)

RETIROOPERACINCOMERCIAL

EMPRESA

TV2 de la C.T. de Ilo Convencional 22,0 30/05/2014 ENERSUR

TG1 de la C.T. de Malacas Convencional 11,70 23/08/2014 EEPSA

C. Termoelctrica de Piura Convencional 26,10 01/09/2014 EGENOR

C. Termoelctrica de Chimbote Convencional 19,60 01/09/2014 EGENOR

C. Termoelctrica de Chiclayo Convencional 9,60 01/09/2014 EGENOR

TOTAL 89,00


29/82

25MEMORIA ANUAL

03OPERACIN DEL SEIN

CUADRO N 06

INGRESO DE NUEVOS TRANSFORMADORES EN EL 2014

NNIVEL DE TENSIN

KV

TRANSFORMADORES

SUBESTACIONESCAPACIDAD

(MVA)

1 MAT500 kV

La Nia 600

2Alta Tensin60 kV / 138 kV / 220 kV

Cinco Manantiales, Trapecio(TP-A058), Qumpac, Nueva, Lomera, Poma-cocha (T-261), Baos IV, Tres Hermanas, Puno (T97-162), Paita, TintayaNueva, Cotaruse, Sullana (T2-60/22.9kV), Trujillo Norte (AT39-212), Mirador,Francoise, Industriales, Huaraz Oeste, Campana, Constancia, Cupisnique, Ma-chupicchu, Porvenir (ATP-A051), Tierras Nuevas, Santa Rosa (TR-3),Mollendo(T30-131), La Ramada, Trujillo Sur, Ranatullo II, Runtaullo III, Ejidos,Condorcocha, Ica Norte, Santa Teresa, Huandoy, Puerto Maldonado, San Juany Cementos Piura.

2 320

TOTAL 2 920

3.2.3 NUEVOS EQUIPOS DE COMPENSACINREACTIVA

Al 31 de diciembre de 2014, se ha puesto en servicio en el SEIN tres (3)equipos de compensacin reactiva del tipo inductivo (reactores) con un totalde 350 MVAR, instalados en las SE de La Nia y Trujillo Nueva de 500 kV, ascomo tres (3) equipos de compensacin reactiva del tipo capacitivo (capacito-res) con 738,6 MVAR en la lnea Chilca Poroma Ocoa Montalvo de 500kV, un (1) equipo de compensacin del tipo capacitivo (capacitor) de 20 MVARen la S.E. Piura Oeste y el traslado del equipo de compensacin reactiva deltipo inductivo (reactor) de la S.E. Talara a la S.E. Parias de 20 MVAR, lo quese presenta en el Cuadro N7.

CUADRO N 07

NUEVOS EQUIPOS DE COMPENSACIN REACTIVA EN EL 2014

N REAEQUIPOS DE COMPENSACIN

(REACTORES)

SUBESTACION TIPO CAPACIDAD (MVAR)

1 CENTRO

Chilca * CAPACITOR 321,0

Poroma* CAPACITOR 238,1

Ocoa* CAPACITOR 179,5

2 NORTE

Piura Oeste CAPACITOR 20,0

Trujillo Nueva REACTOR 150,0

La Nia REACTOR 4 x 50

Parias** REACTOR 20,6

TOTAL 1 108,6

(*) LINEA CHILCA POROMA OCOA - MONTALVO 500 KV

(**) LA CAPACIDAD TOTAL NO INCLUYE EL TRASLADO DE REACTOR R-27 DE LA S.E. TALARA A LA S.E. PARIAS(20 MVAR).

3.3 DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL

Durante el ao 2014, el consumo de gas natural destinado a la generacin deenerga elctrica fue de 146 236,3 MMPC, lo que represent una incrementodel 15,8% en comparacin a los 126 294,5 MMPC del 2013.

En el ltimo quinquenio, se ha registrado un crecimiento medio anual de con-sumo de gas natural de Camisea del orden de 11,2%, debido al ingreso de nue-vas unidades de generacin a ciclo simple y ciclo combinado, incrementando laparticipacin termoelctrica en la matriz de generacin que utiliza gas naturala 3 668,1 MW, superior en 22,9% al registrado en diciembre de 2013. Cabe

sealar, que el 24 de diciembre de 2014 la capacidad instalada de centralesque consumen gas natural increment, debido al ingreso en operacin comer-cial del ciclo combinado (TG11+TG12+TV) de la C.T. Fnix con 575 MW.


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26 MEMORIA ANUAL

03OPERACIN DEL SEIN

En el ao 2014, la participacin de la produccin de energa elctrica congas natural de Camisea lleg al 45,5%, lo que represent casi a la mitad de lageneracin total. El volumen total de gas natural de Camisea consumido parala generacin de electricidad durante el ao 2014 fue 134,7 MMPC, 14,9%ms que el registrado durante el ao anterior. Dicho incremento es debidoal mayor consumo de gas natural registrado por las centrales de generacinC.T. Fnix (De 0,007 MMPC a 10,29 MMPC) y C.T. Pisco (de 3,86 MMPC a6,12 MMPC) comparado con el consumo de gas natural del ao 2013.

Al 31 de diciembre de 2014 la capacidad instalada de centrales de generacincon ciclo combinado representan el 74,7% (2 937,8 MW) de la capacidadtotal de centrales que consumen gas natural de Camisea y el 42,5% (3 930,7MW) de la capacidad instalada total del SEIN lo que permiti optimizar el usodel recurso.

3.4. INTERCONEXIN CON EL ECUADOR

Durante el 2014 en aplicacin al contrato de suministro de electricidad en-tre las empresas elctricas EDEGEL S.A.A. y la empresa Pblica EstratgicaCorporacin Elctrica del Ecuador CELEC EP, se efectu el abastecimientomediante la exportacin de electricidad hacia Ecuador utilizando el enlace deinterconexin de la lnea de transmisin en 220 kV de Zorritos (Per) - Macha-la (Ecuador) (L-2280). El detalle de sta exportacin se puede observar en elCuadro N 8.

CUADRO N 08EXPORTACIONES DE ENERGA ELCTRICA CON ECUADOR - 2014

NPERIODOS DE INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES2014

EXPORTACIN

POTENCIA MXIMA(MW)

ENERGA(GW.H)

1 20 diciembre 61,84 0,29

2 21 diciembre 59,93 1,09

3 22 diciembre 64,71 1,18

4 23 diciembre 65,34 1,22

5 24 diciembre 63,47 1,22

6 25 diciembre 59,85 1,07

7 26 diciembre 64,48 1,16

8 27 diciembre 63,55 1,16

9 28 diciembre 59,70 1,08

10 29 diciembre 63,38 1,16

11 30 diciembre 61,79 1,14

12 31 diciembre 57,32 0,99

TOTAL 65,34 12,74

3.5. DEMANDA DE LOS GRANDES USUARIOS DELSEIN

El comportamiento de la demanda coincidente de potencia de los principalesgrandes usuarios del SEIN tuvo una participacin de 1 563,2 MW en horasfuera de punta y 1 275,2 MW en horas punta lo que representa el 28,4% y

22,2% de participacin respecto a la mxima demanda anual de potencia delCOES en el ao 2014.


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27MEMORIA ANUAL

TABLA N 02

MXIMA DEMANDA COINCIDENTE DE LOS PRINCIPALES GRANDES USUARIOS LIBRES

DEL SEIN

NGRANDES USUARIOS

LIBRES DEL SEIN

MXIMA DEMANDA (MW) DE POTENCIACOINCIDENTE DEL

12 DE NOVIEMBRE 2014

HFP (11:45 H) HP (20:15 H)

1 SOUTHERN PER 194 193

2 CERRO VERDE 147 160

3 CHINALCO 109 112

4 ANTAMINA 110 91

5 ANTAPACCAY 77 74

6 VOTORANTIM METAIS 177 70

7 YANACOCHA 41 45

8 SHOUGANG HIERRO 47 44

9 MILPO 41 37

10 QUIMPAC 57 36

11 UNACEM 81 33

12 VOLCAN 35 30

13 EL BROCAL 28 28

14 BUENAVENTURA 25 23

15 YURA 27 24

16 DOE RUN 18 20

17 CEMENTO PACASMAYO 13 19

18 GOLD FIELDS 16 16

19 ACEROS AREQUIPA 61 16

20 MINSUR 20 16

21 ADMINISTRADORA CERRO 16 16

22 LOS QUENUALES 18 16

23 KIMBERLY CLARK PERU 16 15

24 MINERA BARRICK 15 14

MXIMA DEMANDA TOTALDE GRANDES USUARIOS DELSEIN (MW)

1 563 1 275

MXIMA DEMANDA ANUALDE POTENCIA DEL COES 2014(MW)

5 505 5 737

03OPERACIN DEL SEIN

La participacin por empresas en la mxima demanda anual coincidente delCOES para el ao 2013, se muestra en la Tabla N2, en el que se observa quela empresa con mayor potencia consumida fue SOUTHERN PER, con 193MW y la de menor potencia, MINERA BARRICK, con 14 MW.

Se aprecia, en los Grficos N 12, 13, 14 y 15 los diagramas de carga de losprincipales grandes usuarios del SEIN en el da de mxima demanda anual delao 2014 por rangos de potencia consumida.


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28 MEMORIA ANUAL

03OPERACIN DEL SEIN

GRFICO N 12

DIAGRAMA DE CARGA DE GRANDES USUARIOS DEL SEIN CON POTENCIAS

MAYORES A 100 MW DEL 12-11-2014

GRFICO N 13


EN EL RANGO DE 50 A 100 MW DEL 12-11-2014

GRFICO N 14


EN EL RANGO DE 30 A 50 MW DEL 12-11-2014

0

50

100

150

200

250

00:30 02:30 04:30 06:30 08:30 10:30 12:30 14:30 16:30 18:30 20:30 22:30

Potencia (MW)

SOU TH ER N PER VOT OR AN TIM MET AIS C AJAMAR QU ILLA C ER RO VER DE MIN ER A C HINALC O ANT AMIN A

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

00:30 02:30 04:30 06:30 08:30 10:30 12:30 14:30 16:30 18:30 20:30 22:30

Potencia (MW)

UN ACE M A NT AP AC AY QUI MP AC SH OU GA NG H IE RR O Y ANA COC HA A CE ROS A RE QU IP A S ID ERP ER U

20

25

30

35

40

45

00:30 02:30 04:30 06:30 08:30 10:30 12:30 14:30 16:30 18:30 20:30 22:30

Potencia (MW)

YURA VOLCAN EL BROCAL MILPO BUENAVENTURA


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29MEMORIA ANUAL

3.6. HIDROLOGA

El recurso hdrico total del 2014 fue de 25 382 hm3, que represent un 1,5%menor al recurso hdrico del ao 2013. De este total se turbin 24 648 hm3(97,1%) y el restante permaneci como volumen til embalsado.

El menor uso de este recurso se reflej en la disminucin de produccin decentrales hidroelctricas. Para el caso de la CH Mantaro y CH Restitucin, laenerga generada al cierre del ao 2014 fue de 5 408,75 GWh y 1 629,49GWh con una disminucin de 85,86 GWh (1,6%) y 114,86 GWh (6,6%), res-pectivamente, comparado con el mismo periodo del ao 2013. De forma simi-lar, las CCHH de Charcani V y Chimay disminuyeron significativamente su ge-neracin en 559,00 GWh (34,0%) y 713,87 GWh (18,3%), respectivamente.

3.7. EVENTOS RELEVANTES DE LA OPERACIN

Los eventos de falla en el SEIN que provocaron el mayor impacto, en relacincon la Energa No Servida (ENS), se presentan en el Cuadro N9

CUADRO N 09

ENERGA NO SERVIDA RELEVANTE DEL 2014

FECHA EVENTOENERGA NO

SERVIDA(MW.h)

TIEMPOPROMEDIO DEINTERRUPCIN

(h)

20-01-2014Desconexin del complejo Hidroelctrico Mantaro por incremento de sedimentosen el tnel.

227,20 5,07

03-02-2014Desconexin de la lnea de transmisin 220kV Santa Rosa Nueva Chavarra(L-2003).

2 061,98 4,53

26-02-2014Desconexin de la lnea de transmisin 220kV Cotaruse Socabaya (L-2053/L-2054) y lnea de transmisin 500kV Ocoa Montalvo (L-5036).

782,06 1,38

03OPERACIN DEL SEIN

GRFICO N 15


MENORES A 30 MW DEL 12-11-2014

5

10

15

20

25

30

00:30 02:30 04:30 06:30 08:30 10:30 12:30 14:30 16:30 18:30 20:30 22:30

Potencia (MW)

CEMENTO PACASMAYO CACHIMAYO MINSUR DOE RUN LOS QUENUALES GOLD FIELDS ADMINISTRADORA CERRO


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30 MEMORIA ANUAL


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31MEMORIA ANUAL

04GESTIN

4.1. PLANEAMIENTO ESTRATGICO

El 20 de febrero de 2014 en Sesin de Directorio N430, se aprob la Misin,Visin, Valores y Objetivos del Plan Estratgico del COES para el periodo 2014-2018.

Misin:

Operar el Sistema Elctrico Interconectado Nacional con transparencia, impar-cialidad y excelencia; y proponer planes para su desarrollo a fin de garantizar la

seguridad, calidad y economa del suministro de electricidad al pas.Visin:

Ser referentes tcnicos en el desarrollo de polticas energticas apropiadas a losrecursos y necesidades del pas.

Valores:

Vocacin de servicio, transparencia, independencia, imparcialidad y excelencia.

Con el objeto de cumplir eficientemente las responsabilidades establecidas porlas normas, mejorar la calidad de sus procesos y la bsqueda de la excelencia,se aprobaron los siguientes Objetivos Estratgicos:

Desarrollar una cultura organizacional orientada al mejoramiento continuo

de los procesos y al servicio del cliente.

Mejorar las competencias de los colaboradores de acuerdo a lo requeridopor la organizacin.

Asegurar la excelencia operacional de los procesos brindndoles, el debidosoporte de tecnologa y de infraestructura.

Implementar un Sistema de Gestin del Conocimiento.

Contribuir a mejorar el marco normativo y las polticas del sector energa.


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32 MEMORIA ANUAL

04GESTIN

TABLA N 03

LISTA DE PROCESOS Y SUBPROCESOS CERTIFICADOS DEL COES

MACROPROCESO

ITEM P / SP (P) PROCESO / (SP) SUBPROCESO

NUEVOSPROYECTOS

1 P GESTIN DEL INGRESO Y RETIRO DE INSTALACIONES DEL SEIN

2 SP REVISIN DEL ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD

3 SP REVISIN DEL ESTUDIO DE OPERATIVIDAD

4 SP CONEXIN DE INSTALACIONES AL SEIN

5 SP INICIO DE OPERACIN COMERCIAL E INTEGRACIN DE INSTALACIONES

6 SPCONCLUSIN DE OPERACIN COMERCIAL O RET IRO DE INSTALACIONESDEL SEIN

PROGRAMACIN

7 P PROGRAMACIN DE MANTENIMIENTOS

8 SP PROGRAMA ANUAL DE MANTENIMIENTOS

9 SP PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR

10 SP ACTUALIZACIN DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR

11 SP PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MENSUAL

12 SP PROGRAMA SEMANAL DE MANTENIMIENTO

13 SP PROGRAMA DIARIO DE MANTENIMIENTO

14 P PROGRAMACIN DE LA OPERACIN DE CORTO PLAZO

15 SP PROGRAMA SEMANAL PSO

16 SP PROGRAMA DIARIO PDO

EVALUACIN

17 P ASEGURAMIENTO DE LA OPERACIN

18 SP ANLISIS DE FALLAS

19 SP CONTINUIDAD DE LA OPERACIN

20 P ASEGURAMIENTO DEL MERCADO

21 SP ANLISIS ECONMICO DEL DESPACHO

22 SP ANLISIS DE LAS INDISPONIBILIDADES

23 SP EVALUACIN DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

TRANSFERENCIAS

24 P VALORIZACIN DE TRANSFERENCIAS DE POTENCIA Y ENERGA

25 SP VALORIZACIN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGA ACTIVA

26 SP VALORIZACIN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGA REACTIVA

27 SP VALORIZACIN DE TRANSFERENCIAS DE POTENCIA Y PEAJES

28 PASIGNACIN DE PAGOS DE LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLE-MENTARIOS DE TRANSMISIN

29 P CLCULO DE COMPENSACIONES

30 SP COMPENSACIONES

31 SP COMPENSACIONES EXCEPCIONALES

El Directorio aprob el 13 de agosto de 2014 la versin N 06 del Mapa deProceso en su sesin N 440; con una modificacin del Mapa de Procesos quesintetiza la interrelacin de los procesos del COES (Grfico N16).

4.2. SISTEMA GESTIN DE CALIDAD

En el ao 2014 se realizaron dos auditoras internas, la primera del 7 al 11 de

abril y la segunda del 15 al 19 de setiembre, a todos los procesos dentro delalcance del Sistema de Gestin de Calidad (SGC).

Como parte de la certificacin basada en la norma ISO 9001:2008, la empresaBureau Veritas realiz la auditora de seguimiento del 5 al 7 de mayo.

En octubre los procesos dentro del alcance del Sistema de Gestin de Ca-lidad del COES superaron exitosamente la auditora de recertificacin ISO9001:2008, sin ninguna No Conformidad, recertificacin que tendr una vi-gencia hasta el mes de febrero de 2018.

Se recertificaron 4 macro procesos, 8 procesos y 23 subprocesos del Sistemade Gestin de Calidad del COES (ver Tabla N3).


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33MEMORIA ANUAL

G

rfico

N

16

MAPADEPROCESOS


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34 MEMORIA ANUAL

04GESTIN

TABLA N 04

LISTA DE PROYECTOS VINCULANTES

PROY. 1Enlace 500 kv Mantaro - nueva yanango - carapongo y subestaciones asociadas que comprenden lossiguientes subproyectos:

L.T. Mantaro - Nueva Yanango 500 kV ( 1 circuito)

L.T. Nueva Yanango - Carapongo 500 kV ( 1 circuito)

L.T. Yanango - Nueva Yanango 220 kV (1 circuito)

S.E Nueva Yanango 500/220 kV

PROY. 2Enlace 500 kv Nueva Yanango - Nueva Huanuco y subestaciones asociadas que comprende los si-guientes subproyectos:

L.T. Nueva Yanango - Nueva Huanuco 500 kV (1 circuito)

L.T. Nueva Huanuco - Yungas 220 kV (1 circuito)

L.T. Tingo Maria - Chaglla 220 kV (1 circuito)

L.T. Nueva Huanuco - Amarilis 138 kV (1 circuito)

S.E. Nueva Huanuco 500/220/138 kV

S.E. Yungas 220 kV

Seccionamiento de la L.T Chaglla - Paragsha 220 kV en la S.E Nueva Huanuco

Seccionamiento d ela L.T Tingo Maria - Vizcarra en la S.E. Nueva Huanuco

PROY. 3Cambio de nivel de tensin de la L.T. Chilca - La Planicie - Carabayllo y subestaciones asociadas quecomprenden los siguientes subproyectos:

Reconfiguracin de la L.T. Chilca - La Planicie - Carabayllo de 2 circuitos 220 kV a un circuito de 500kV y enlaces de 500 kV a las SSEE Chilca y Carabayllo

Segundo transformador 500/220 kV-600 MVA en la SE Chilca y ampliacin de barras 500 y 220 kV

Ampliacin de barras 500 kV en SE Carabayllo.

PROY. 4 Nueva subestacin La Planicie 500/220 kV, que comprende:

Patio de 500 kV configuracin interruptor y Medio

Autotransformador 500/220 kV de 600 MVA y enlace con patio de 220 kV la Planicie.

Enlace con la LT Chilca - Carabayllo 500 kV

PROY. 5 Compensador Reactivo Variable (SVC o similar) + 400/-100 MVAR en SE La Planicie 220 kV

PROY. 6 Repotenciacin a 1000 MVA de la LT. Carabayllo - Chimbote - Trujillo 500 kV, que comprende:

Repotenciacin a 1000 MVA del tramo Carabayllo - Chimbote 500 kV con inclusin de compen-sacin capacitiva en serie.

Repotenciacin a 1000 MVA del tramo Chimbote - Trujillo 500 kV con inclusin de compensacincapacitiva en serie.

PROY. 7 Compensacin Reactivo Variable (SVC o similar) +400/-150 MVAR en SE Trujillo 500 kV

PROY. 8 Banco de Reactores de 100 MVAR-500 kV en SE La Nia 500 kV

PROY. 9 LT. Tintaya - Azangaro 220 kV (1 circuito)

PROY. 10 Repotenciacin a 250 MVA LT. Chiclayo - Carhuaquero 220 kV

PROY. 11 Repotenciacin a 250 MVA LT. Oroya - Carhuaquero 220 kV

PROY. 12 Repotenciacin a 250 MVA LT. Mantaro - Huancavelica

PROY. 13 Seccionamiento de la LT. Piura - Chiclayo 220 kV y enlace con la SE La Nia 220 kV

PROY. 14 LT. Aguaytia - Pucallpa 138 kV (Segundo circuito)

PROY. 15 Banco de condensadores de 20 MVAR - 60 kV en Zorritos

PROY. 16 SE. Nueva Carhuaquero 220 kV

4.3. PLAN DE TRANSMISIN

Como parte de las funciones de inters pblico del COES, se elabor la Propues-ta de Actualizacin del Plan de Transmisin Periodo 2015-2024. El estudiose inici en julio de 2013 y culmin en setiembre de 2014 con la formulacinde la Propuesta Definitiva. El Plan de Transmisin fue aprobado por el Minis-terio de Energa y Minas mediante Resolucin Ministerial N 575-2014-MEM/DM de fecha 31 de diciembre de 2014. La relacin de Proyectos Vinculantesaprobada se presenta en la Tabla N4 siguiente. El Plan de Transmisin tendruna vigencia de dos aos, periodo en el cual se debern iniciar las actividadespara la ejecucin de los Proyectos Vinculantes.


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35MEMORIA ANUAL

04GESTIN

4.6. ESTUDIOS.

Principales estudios elaborados durante el ao 2014:

I. Estudio Proyecciones mensuales y anuales del PBI en el largo plazopor reas del SEIN al horizonte 2015-2026: Su objetivo utilizar comouna variable de entrada las proyecciones de la demanda elctrica delargo plazo 2015 2026, para el informe de Diagnstico.

4.4. VERIFICACIN DEL MARGEN DE RESERVA

FIRME OBJETIVO (VMRFO).

En cumplimiento de la Resolucin Ministerial N 111-2011-MEM/DM, en elmes de abril se emiti el informe de VMRFO, cuyo objetivo es analizar elcumplimiento del Margen de Reserva Firme Objetivo del SEIN para el periodo2014 2017 y, de ser el caso, proponer la implementacin de nuevas centra-les de reserva de generacin en el sistema, a fin de garantizar el cumplimientode dicho margen. En el estudio se concluy que con el ingreso de los nuevosproyectos de generacin previstos, el margen de reserva de generacin delSEIN estar por encima del Margen de Reserva Firme Objetivo. Por lo tanto,no se requiere proponer centrales de reserva dentro del alcance de la RM N

111-2011-MEM/DM en el periodo 2014 - 2017.

4.5. ESTUDIO DE INTERCONEXIN ECUADOR -PER 500 KV.

Los estudios de interconexin elctrica entre Ecuador y Per para el nuevoenlace de 500 kV se vienen desarrollando desde ao 2013, habindose cul-minado con los estudios energticos, elctricos, evaluacin econmica y lostrminos de referencia para la elaboracin del anteproyecto correspondiente.

Entre las conclusiones del estudio se destaca que existe un importante poten-

cial de intercambio energtico entre los sistemas de Colombia (actualmenteinterconectado con Ecuador), Ecuador y Per, el cual ser beneficioso para lossistemas si estn interconectados.

El costo de inversin del proyecto de la lnea de interconexin en 500 kV Ecua-dor Per se estima en 401 Millones de dlares americanos, siendo las TasasInternas de Retorno (TIR) del proyecto para cada uno de los pases, superioresal 22%.

Asimismo, como parte del estudio se elaboraron los Trminos de Referenciadel servicio de consultora para el desarrollo del anteproyecto Proyecto de In-terconexin en 500 kV Ecuador Per, que considera el desarrollo del estudiopreliminar de ingeniera bsica de las instalaciones de transmisin en 500kV. En base a dicho documento, el Ministerio de Energa y Minas de Per, enconjunto con las autoridades ecuatorianas, estn llevando a cabo el proceso deseleccin y contratacin de un consultor para desarrollar el estudio indicado.


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36 MEMORIA ANUAL

04GESTIN

II. Propuesta del Nuevo Modelo de Operacin Econmica del SEIN paraPlanificacin de la Transmisin MODPLAN: En concordancia con lanorma Criterios y Metodologa para la Elaboracin del Plan de Transmi-sin, R.M. N 129-2009-MEM/DM, que regula el desarrollo del Plan deTransmisin, se contrat el desarrollo del modelo indicado, y se remitia OSINERGMIN para la aprobacin de su uso en la elaboracin de laActualizacin del Plan de Transmisin. El MODPLAN incluye las mis-mas prestaciones del actual modelo PERSEO, de uso en el sub sectorelctrico, adems de caractersticas adicionales que lo hace idneo parauso en la planificacin de la transmisin bajo la normatividad peruana.Dentro de estas caractersticas se destacan el modelamiento de redesde gas y centrales RER, manejo sistemtico y simulacin mecanizadade mltiples escenarios, permitiendo as disminuir los procesos manua-les, incrementar la velocidad de simulacin, utilizando procesamientoparalelo y distribuido, y calcular directamente los atributos fijados porla norma.

III. Estudio de Rechazo Automtico de Carga/Generacin del SEIN Ao2015: Se desarroll para adaptar a las condiciones operativas espera-das para el ao 2015, las especificaciones de los Esquemas de RechazoAutomtico de Carga por Mnima Frecuencia (ERACMF), DesconexinAutomtica de Generacin por Sobre Frecuencia (EDAGSF) y RechazoAutomtico de Carga por Mnima Tensin (ERACMT). Estos esquemastienen como propsito contribuir a preservar la estabilidad de frecuen-cia y de tensin del SEIN, para prevenir colapsos ante fallas severasen el sistema. El estudio se actualiza anualmente por disposicin de laNTCOTRSI.

IV. Estudio de Reserva Rotante para Regulacin Primaria de Frecuencia

Ao 2014: Se desarroll para definir el porcentaje de Reserva Rotantepara Regulacin Primaria de Frecuencia (RPF) a ser utilizado en la pro-gramacin de la operacin durante el segundo semestre del ao 2014.El estudio se actualiza anualmente por disposicin de la NTCOTRSI.

V. Estudio de Reserva Rotante para Regulacin Primaria de FrecuenciaAo 2015: Se desarroll para definir el porcentaje de reserva rotantepara Regulacin Primaria de Frecuencia (RPF) a ser asignado en la pro-gramacin de la operacin durante el ao 2015. El estudio se actualizaanualmente por disposicin de la NTCOTRSI.

VI. Estudio de Tensiones de Operacin del SEIN Aos 2014-2018: Sedesarroll para elaborar una metodologa y para definir las tensiones deoperacin en las barras que son supervisadas por el COES. El estudio

se actualiza cada cuatro aos por disposicin de la NTCOTRSI. La me-todologa fue aplicada para definir las tensiones de operacin vigentes.

VII. Estudio de Estabilidad del SEIN Aos 2014-2018: Se desarro-ll para proponer lmites de transmisin en los principales enlaces detransmisin del SEIN. El estudio se actualiza cada cuatro aos por dis-posicin de la NTCOTRSI.

VIII. Estudio de Armnicos en Muy Alta Tensin del Sistema de Trans-misin del SEIN: Se desarroll para proponer medidas que permitanrestituir y mantener las distorsiones armnicas de tensin, en las barrasdel Sistema de Transmisin, dentro de los lmites establecidos en laNTCSE. Este estudio se realiz al comprobarse que la tensin armnica

de quinto orden en algunas barras del SEIN, se encontraba al borde dedichos lmites.


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37MEMORIA ANUAL

04GESTIN

TABLA N 05

PROCEDIMIENTOS TCNICOS PUBLICADOS EN EL 2014

N NOMBRENMERO

DE PRCONDICIN RESOLUCIN

1RESERVA ROTANTE PARA REGULACINSECUNDARIA DE FRECUENCIA

PR - 22 NuevoOSINERGMIN N 058-2014-OS/CD publicada el29 de marzo de 2014, con vigencia a partir del 1de julio de 2014.

2VALORIZACIN DE LAS TRANSFERENCIASDE ENERGA ACTIVA ENTRE GENERADORESINTEGRANTES DEL COES

PR - 10Modificacin

Integral

OSINERGMIN N 142-2014-OS/CD publicada el09 de julio de 2014, con vigencia a partir del 10de julio de 2014.

3DETERMINACIN DE LA POTENCIAEFECTIVA DE LAS UNIDADES DEGENERACIN TERMOELCTRICA

PR - 17Modificacin

Integral

OSINERGMIN N 143-2014-OS/CD publicada el11 de julio de 2014, con vigencia a partir del 12de julio de 2014.

4REPROGRAMACIN DE LAOPERACIN DIARIA

PR - 06Modificacin

Integral

OSINERGMIN N 213-2014-OS/CD publicada el21 de octubre de 2014, con vigencia a partir del22 de octubre de 2014.

5 PROGRAMACIN DE LA OPERACIN DECORTO PLAZO PR 01 Nuevo

OSINERGMIN N 244-2014-OS/CD publicada el

26 de noviembre de 2014, con vigencia a partirdel 1 de enero de 2015.

6CRITERIOS DE SEGURIDAD OPERATIVA DECORTO PLAZO PARA EL SEIN

PR - 08 NuevoOSINERGMIN N 247-2014-OS/CD publicada el26 de noviembre de 2014, con vigencia a partirdel 1 de enero de 2015.

7COMPENSACIONES DE COSTOSOPERATIVOS ADICIONALES DE LASUNIDADES DE GENERACIN TRMICAS.

PR - 33Modificacin

Integral

OSINERGMIN N 245-2014-OS/CD publicada el26 de noviembre de 2014, con vigencia a partirdel 1 de enero de 2015.

8CLCULO DE LOS COSTOS VARIABLES DELAS UNIDADES DE GENERACIN

PR - 31Modificacin

Integral

OSINERGMIN N 246-2014-OS/CD publicada el27 de noviembre de 2014, con vigencia a partirdel 1 de enero de 2015.

IX. Estudio de Coordinacin de Protecciones del SEIN: Se desarrollaen cumplimiento del numeral 7.5 de la Norma Tcnica para la Coordi-nacin de la Operacin en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados(NTCOTRSI). Su objetivo es revisar la coordinacin de los sistemas deproteccin de las instalaciones del SEIN, para garantizar la selectividadde los mismos en salvaguarda de la calidad y seguridad del sistema.Abarc la coordinacin de protecciones en las instalaciones de 500 kV,220 kV, 138 kV, hasta las fronteras en 60 kV con los distribuidores yusuarios libres. El estudio se actualiza cada cuatro aos por disposicinde la NTCOTRSI.

4.7. PROCEDIMIENTOS TCNICOS.

Durante el ao 2014 se continu con la revisin y modificacin de diversos

procedimientos tcnicos y la elaboracin de algunos nuevos. Asimismo se con-tinu con la tarea de revisin integral del Glosario de Abreviaturas y Defini-ciones Utilizadas en los Procedimientos Tcnicos del COES-SINAC, la cualfinalizar durante el ao 2015.

4.7.1 PROCEDIMIENTOS TCNICOS PUBLICADOS.

Los procedimientos tcnicos nuevos o con modificaciones importantes, quefueron publicados durante el ao 2014, son ocho, los que se detallan en laTabla N5.

El OSINERGMIN aprob la modificacin del numeral 7.8 del PR-07, conjun-tamente con la aprobacin del nuevo PR-01 y derog los antiguos procedi-mientos PR-01, PR-02, PR-04, PR-06, PR-08, PR-17, PR-22, PR-31A, PR-31B, PR-31-C, PR-32 y PR-33. Asimismo modific parcialmente el Glosario

de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Tcnicos delCOES-SINAC, en ocasin de las modificaciones de los procedimientos.


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38 MEMORIA ANUAL

TABLA N 07

ESTADSTICA COES DE GESTIN DE PROCEDIMIENTOS TCNICOS

N GESTIN REALIZADA EN EL AO 2014 CANTIDAD

1 Publicados 8

2 Remitidos a la autoridad para su aprobacin 4

3 En proceso de modificacin o desarrollo en el COES 12

TOTAL 24

4.7.2 PROCEDIMIENTOS TCNICOS EN PROCESO DE MODIFICACIN.

Hasta fines del ao 2014, cuatro procedimientos tcnicos haban sido remi-tidos a la Autoridad (tres al OSINERGMIN y uno al MINEM) y se encontrabanan en diversas fases de aprobacin. De ellos, tres se encontraban en la etapafinal de aprobacin y un procedimiento tcnico en proceso de levantamiento deobservaciones por el COES, los que se describen en la Tabla N6.

TABLA N 06

PROCEDIMIENTOS TCNICOS REMITIDOS A LA AUTORIDAD

PROCEDIMIENTOS TCNICOS EN PROCESO DURANTE EL AO 2014

N EN PROCESO DE APROBACIN POR LA AUTORIDAD

1PR N 13 Determinacin de la Energa Firme y Verificacin de la Cobertura de la Energa Anual Comprometida (Integra alos antiguos PR13 y PR-14).

2 PR N 35 Asignacin de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT por parte de los Generadores por el Criterio de Uso.

3 PR N 40 Procedimiento para la Aplicacin del Numeral 3.5 de la NTCSE. (En el MINEM, desde el ao 2013).

N EN PROCESO DE LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES POR EL COES

4PR N 30 Valorizacin de las Transferencias de Potencia y Compensaciones al Sistema Principal y Sistema Garantizado deTransmisin (Integra a los antiguos PR-23, PR-27, PR-28, PR-29 y PR-30).

4.7.3 PROCEDIMIENTOS TCNICOS EN PROCESO EN EL COES.

Durante el ao 2014, adicionalmente se estuvo trabajando en la modificacinde los siguientes diez procedimientos tcnicos del COES: el PR-01 (nuevamodificacin), PR-05, el PR-09, el PR-11, el PR-12, el PR-15, el PR-16, elPR-20 y un nuevo anexo a ste, sobre informacin y validacin de modelos desistemas de control en el SEIN, el PR-21 y el PR-26. Asimismo, estuvieron endiferentes fases de desarrollo en el COES dos procedimientos tcnicos nuevosencargados por el OSINERGMIN, relacionados a temas de la planificacin dela transmisin u operacin del SEIN, como los nuevos procedimientos Incor-poracin de Unidades de Generacin y Servicio de Transmisin Temporal y elde Servicio Voluntario de Gestin de Carga.

4.8. APLICATIVOS INFORMTICOS

En el 2014, se implement la nueva infraestructura de bases de datos y la pla-taforma de Business Intelligence en el SICOES, as como el aplicativo Extranetde Medidores de Generacin para la determinacin de la Mxima Demanda.

04GESTIN


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39MEMORIA ANUAL

De forma similar durante el 2014 se inici el desarrollo de interfaces de datospara el modelo de programacin de Corto Plazo, el desarrollo del aplicativo Valori-zacin de Energa Activa, as como el proyecto de mejora del portal Web del COES.

4.9. PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS.4.9.1 PROCEDIMIENTOS Y MANUALES APROBADOS PARA EL SISTEMA DE GESTIN DE CALIDAD.

Durante el 2013 se revisaron los siguientes procedimientos y manuales del SGC:

MA-SGC-001 Manual de Calidad

PR-SGC-001 Procedimiento Elaboracin y Control de Documentos y Regis-tros.

PR-SGC-002 Procedimiento Auditoras Internas del SGC.

PR-SGC-003 Procedimiento Acciones Correctivas/Preventivas.

PR-SGC-004 Procedimiento Evaluacin de Provisin de Informacin.

PR-SGC-005 Verificacin de Programas Informticos Propios y Validacin deHojas de Clculo.

PR-SGC-006 Procedimiento Control del Producto/Servicio No Conforme.

PR-SGC-007 Procedimiento Atencin de Reclamos.

IN-SGC-001 Seguimiento y Medicin en el SGC.

PR-DRH-001 Procedimiento Seleccin del Colaborador.

PR-DRH-005 Procedimiento Induccin del Colaborador.

PR-DRH-006 Procedimiento Capacitacin del Colaborador.

PR-DLO-002 Seleccin, Registro y Evaluacin de Proveedores.

PR-DLO-003 Adquisicin de Bienes y Servicios.

PR-DTI-003 Asignacin de recursos informticos.

PR-DTI-004 Respaldo y recuperacin de informacin.

PR-DTI-005 Pruebas de Respaldo.

PR-DTI-006 Mantenimiento preventivo y correctivo de hardware.

PR-DTI-007 Mantenimiento preventivo y correctivo de software. PR-DTI-008 Control de cambios a los sistemas de informacin.

PR-DTI-009 Control de programas para pasar a produccin los sistemas.

PR-DTI-012 Control para la tercerizacin del desarrollo de sistemas.

PR-DTI-013 Respaldo de Informacin de Servidores

4.9.2 PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS.

En el 2014, se actualiz el procedimiento administrativo PR 08-A Determina-

cin de Aportes de los Integrantes Registrados del COES para cubrir el Presu-puesto Anual.

04GESTIN


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40 MEMORIA ANUAL


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41MEMORIA ANUAL

05CONTROVERSIASPOR DECISIONES

DEL COES

5. CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES

5.1 ARBITRAJES

Las decisiones de la Asamblea o del Directorio del COES pueden ser cues-tionadas por los Agentes mediante arbitraje, de acuerdo con lo previsto en laLey para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generacin Elctrica (Ley No.28832), en el Reglamento del COES (D.S. No. 027-2008-EM) y en su Esta-tuto.

Los arbitrajes contra las decisiones del Directorio que concluyeron durante el

2014 son los siguientes:1. Arbitraje ad hoc y de derecho seguido por Duke Energy Egenor S.C.pA. contra el COES, por los acuerdos adoptados por el Directorio en lasSesiones N 375 (O.D. 3) y 376 (O.D. 9) que declararon infundadoslos recursos de apelacin de dicha empresa con respecto a las horas deindisponibilidad del mes de noviembre de 2011, asignadas a la unidadTG2 de la C. T. Chilca 1, de titularidad de ENERSUR S.A. Concluy porResolucin N 29 del Tribunal Arbitral de fecha 29 de enero de 2014,en virtud del desistimiento de la demandante.

2. Arbitraje ad hoc y de derecho seguido por la empresa de distribucinLUZ DEL SUR S.A.A. contra el COES, por el acuerdo adoptado por el Di-

rectorio en la Sesin N 399 (O.D.6), que declar infundado su recursode apelacin con respecto a la asignacin de responsabilidad a LUZ DELSUR S.A.A. por transgresiones a la NTCSE por el evento EV-019-2012.Concluy por Laudo de fecha 16 de diciembre de 2013 y Resolucin delTribunal Arbitral N 14 del 26 de febrero de 2014.

3. Arbitraje ad hoc y de conciencia seguido por ELECTROPERU S.A.contra el COES por el acuerdo adoptado por el Directorio en la SesinN 376 (O.D. 6) y decisiones siguientes en el mismo sentido, que de-clararon infundados los recursos de apelacin de dicha empresa conrespecto a las compensaciones que se le asignaron por la operacin porseguridad del SEIN de unidades trmicas. Concluy por Laudo de fecha10 de julio de 2014.


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42 MEMORIA ANUAL

4. Arbitraje ad hoc y de derecho seguido por ELECTROPERU S.A. contrael COES por el acuerdo adoptado por el Directorio en la Sesin N 376(O.D. 7) y decisiones siguientes en el mismo sentido, que declararoninfundados los recursos de apelacin de dicha empresa con respecto alas compensaciones que se le asignaron por la operacin por regulacinde tensin de unidades trmicas en barras del sistema secundario ocomplementario de transmisin. Concluy por Laudo de fecha 17 deoctubre de 2014.

5. Arbitraje ad hoc y de derecho seguido por EDEGEL S.A.A. y KALL-PA GENERACIN S.A. contra el COES, por el acuerdo adoptado por elDirectorio en la Sesin N 360 (O.D. 5) y decisiones siguientes en el

mismo sentido, que declararon infundados los recursos de apelacinde las referidas empresas con respecto a las compensaciones que se leasignaron por la operacin a mnima carga de unidades trmicas.

Hubo un arbitraje iniciado durante el ao 2014:

Arbitraje iniciado por ELECTROPERU S.A. contra el COES por el acuer-do adoptado por el Directorio en la Sesin N 416 (O.D. 14) y decisionessiguientes en el mismo sentido, que declararon infundados los recursosde apelacin de dicha empresa con respecto a las compensaciones quese le asignaron por la operacin por regulacin de tensin de unidadestrmicas en barras del sistema secundario o complementario de trans-misin.

5.2 PROCESOS JUDICIALES

En el 2014 concluy el siguiente proceso judicial:

Proceso contencioso administrativo iniciado por EDEGEL S.A.A contra elAcuerdo adoptado por el Directorio del COES en la O.D. 10 de la Sesin280 del 29.03.2007 respecto a la compensacin por reserva rotanteadicional asignada a dicha empresa en el ajuste de la Valorizacin deTransferencias de Energa correspondiente al mes octubre de 2006. Elproceso concluy al declararse improcedente, mediante Auto Califica-torio del 17.07.2014 emitido por la Sala de Derecho Constitucional ySocial Permanente de la Corte Suprema, el recurso de casacin inter-puesto por el COES contra la Resolucin N 8 del 25.06.2013 expedidapor la Segunda Sala Especializada en lo Contencioso Administrativo dela Corte Superior de Lima que confirma la sentencia dictada medianteResolucin N 12 del 30.06.2010 por el Octavo Juzgado TransitorioEspecializado en lo Contencioso Administrativo, que declara fundada lademanda.

Durante el ao 2014 no se iniciaron procesos judiciales contra el COES.

05CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES


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43MEMORIA ANUAL

05CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES

Durante el ao 2014, se iniciaron tres procedimientos administrativos sancio-nadores contra el COES. Asimismo, se ha continuado con el trmite de tresprocedimientos administrativos sancionadores iniciados en aos anteriores porel OSINERGMIN, por supuestas contravenciones del COES al marco legal delsector elctrico.

El registro de las controversias gestionadas en el ao 2014 se presenta en laTabla N 8:

TABLA N 08

CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES

CONTROVERSIAS

INICIADOS TOTAL ENCURSO

DURANTE EL2014

CONCLUIDOSEN EL 2014

PENDIENTESAL 31-12-2014ANTES DEL

2014EN EL 2014

ARBITRAJES 6 1 7 5 2

PROCESOS JUDICIALES 19 0 19 1 18

PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOSSANCIONADORES - OSINERGMIN

3 3 6 1 5

Cabe sealar que cada recurso de apelacin puede contener pretensiones so-bre diversos aspectos de una misma decisin impugnada y que, asimismo, losrecursos interpuestos por varios pueden versar sobre una misma materia. Cabe

indicar que muchos recursos de apelacin tienen un contenido recurrente,atendiendo al carcter peridico de las decisiones del COES.

5.4 PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOSSANCIONADORES - OSINERGMIN

5.3 RECURSOS DE IMPUGNACIN

Durante el 2014 el Directorio recibi setenta y seis (76) Recursos de Ape-lacin contra decisiones de la Direccin Ejecutiva, de los cuales cuarenta ysiete (47) estuvieron referidos a la aprobacin mensual de las valorizacionesde transferencias de potencia y energa, veintisis (26) a la asignacin de res-ponsabilidad por transgresiones a la NTCSE y clculo de resarcimientos, y tres(3) a otros temas.


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44 MEMORIA ANUAL


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45MEMORIA ANUAL

06PROCESODE MEJORA

CONTINUA

6.1 PERFECCIONAMIENTO TCNICO

6.1.1 GESTIN DE RIEGOS

En el ao 2014, la Oficina de Perfeccionamiento Tcnico (OPT) continu conla implementacin de la Gestin de Riesgos en la organizacin, obteniendouna cobertura del 100% de las Subdirecciones a cargo de la Direccin deOperaciones y del 67% de las Subdirecciones de la Direccin de Planificacin.

Asimismo, llev a cabo la Segunda Auditora Interna Basada en Riesgos, cuyoalcance abarc a todas las Subdirecciones que cuentan con el Sistema deGestin de Riesgos. En general, los resultados finales fueron bastante satisfac-torios; obteniendo una reduccin de riesgos extremos de 25% a 4%, mientrasque los riesgos altos se redujeron de 45% a 23%, logrando superar las expec-tativas trazadas. En el Grfico N 17 se presentan los resultados obtenidos atravs de la Auditora Interna Basada en Riesgos.

GRFICO N 17

RESULTADO AUDITORA INTERNA BASADA EN RIESGOS

MAPA DE RIESGOS DEL COES

ENERO 2014

MAPA DE RIESGOS DEL COES

DICIEMBRE 2014


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46 MEMORIA ANUAL

06PROCESO DE MEJORA CONTINUA

6.1.2 AUDITORAS DE VERIFICACIN DE CUMPLIMIENTO

La OPT durante el ao 2014 retom las verificaciones mensuales de los procesos devalorizaciones de transferencias de energa activa, reactiva y potencia, con la finali-dad de garantizar la integridad de los clculos y la aplicacin de la normativa del sec-tor. En las mencionadas verificaciones, no se identificaron observaciones relevantes,que afecten los clculos de las valorizaciones.

De igual forma, realiz la Auditora Interna de verificacin de cumplimiento del Pro-cedimiento Tcnico del COES N 40 Procedimiento para la Aplicacin del Numeral3.5 de la NTCSE (PR-40), cuya propuesta de mejora est siendo implementada porlas Subdirecciones involucradas.

6.2. GESTIN DEL TALENTO HUMANO Y DESARROLLOORGANIZACIONAL

Considerando el Plan Estratgico 2014-2018 y sus objetivos, se reformul los proce-dimientos del rea de tal forma de contar con las herramientas que permitan desarro-llar una cultura organizacional orientada al mejoramiento continuo de los procesos yal servicio al cliente, para lo cual se trabajaron los siguientes aspectos:

6.2.1 CULTURA ORGANIZACIONAL

Con la finalidad de alinear a todos los colaboradores con la Misin y Visin del COES,se revis y valid las competencias genricas con todos los responsables de rea,habindose identificado las siguientes:

Comportamiento en base a normas, polticas y plazosPR-SGC-001 ProcedimientoElaboracin y Control de Documentos y Registros.

Comunicacin efectiva.

Orientacin a resultados.

Orientacin al servicio (cliente interno y externo).

Trabajo en equipo.

Estas competencias sern utilizadas en todos los procesos de Recursos Humanos, a

saber; Reclutamiento y Seleccin, Induccin, Desarrollo y Evaluacin del Personal.

El ao 2014 se ha caracterizado por un constante acercamiento a todas las reasde la empresa, identificando situaciones emergentes que puedan ocasionar cambiosen el clima organizacional, atendiendo a los mismos y brindando asesoramiento alos responsables de rea en todos los temas relacionados con la gestin del talentohumano.

6.2.2 MEJORA EN EL SERVICIO INTERNO

Continu la permanente campaa de atencin a los colaboradores mediante el pro-grama de bienestar social COES Contigo el cual se convirti en una eficaz fuentede atencin a los colaboradores y sus familiares, tanto en atenciones hospitalariasde los colaboradores y sus familiares, como en trmites administrativos, debiendoresaltarse la confianza que los colaboradores han puesto en este programa.


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47MEMORIA ANUAL

06PROCESO DE MEJORA CONTINUA

GRFICO N 18

HORAS DE CAPACITACIN EFECTUADAS EN EL AO 2014

6.2.4 RESPONSABILIDAD SOCIAL

El trabajo social continu con la participacin de todos los colaboradores del COES,apoyando al Hogar para Nios La Aurora ubicado en Lurn. Es una casa de aco-gida para nios que se encuentran en situacin de riesgo fsico y moral a causa deorfandad, abandono y maltrato; pertenece a las Hijas de la Caridad quienes con otraspersonas colaboradoras y voluntarias, ponen lo mejor de ellas mismas para dar a estosnios el amor y la educacin que requieren ayudndolos a ser felices y a formarse envalores humanos y cristianos. Actualmente cuenta con 22 nios de 3 a 11 aos deedad. Con el aporte de todos los colaboradores pudieron construir un Pozo Sptico(Silo), que va a permitir mejorar las condiciones bsicas de vida de sus residentes.

Teniendo como principal objetivo la seguridad de los colaboradores se ha implemen-

tado el Sistema de Gestin de Seguridad y Salud Ocupacional, encontrndose actual-mente en la etapa de revisin de los procedimientos establecidos por Ley.

6.2.3 DESARROLLO DEL TALENTO

Considerando la necesidad de mejorar las habilidades comunicacionales de nuestropersonal, se dio inicio a un Diplomado en desarrollo de habilidades gerenciales, diri-gido a los especialistas del COES, el mismo que ha sido diseado por el Tecnolgicode Monterrey de en atencin a los resultados obtenidos en las diferentes encuestasy mediciones efectuadas. Asimismo, se cont con un equipo de instructores de PSRBrasil, quienes dictaron el taller SDDP Avanzado, a los especialistas y analistas del

COES

COMPETENCIATCNICA

3 082

DESARROLLOPROFESIONAL

2 720

COMPETENCIAGENERAL YGENRICA

1 456

OTRASCOMPETENCIAS

TCNICAS674


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49MEMORIA ANUAL

07DICTAMEN DE

AUDITORESFINANCIEROS

ESTADOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 Y 2013

CONTENIDO

Dictamen de los auditores independientes

Balance General

Estado de ingresos y gastos y dficit acumulado

Estado de flujos de efectivo

Notas a los estados financieros


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50 MEMORIA ANUAL

07DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS

2

Comit de Operacin Econmica del Sistema Interconectado Nacional

DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A los seores Directores delComit de Operacin Econmica del Sistema Interconectado Nacional

Hemos auditado los estados financieros adjuntos del Comit de Operacin Econmica del

Sistema Interconectado Nacional-COES, que comprenden el balance general al 31 de diciembre

de 2014, los estados de ingresos y gastos y dficit acumulado y de flujos de efectivo por el ao

terminado en esa fecha, as como el resumen de polticas contables significativas y otras notas

explicativas (incluidas en la nota 2).

Responsabilidad de la Direccin Ejecutiva sobre los estados financieros

La Direccin Ejecutiva es responsable de la preparacin y presentacin razonable de estos

estados financieros de acuerdo con Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en el

Per. Esta responsabilidad incluye disear, implantar y mantener el control interno pertinente a

la preparacin y presentacin razonable de los estados financieros para que estn libres de

representaciones errneas de importancia relativa, ya sea como resultado de fraude o error;

seleccionar y aplicar las polticas contables apropiadas y realizar las estimaciones contables

razonables de acuerdo con las circunstancias.

Responsabilidad del Auditor

Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinin sobre estos estados financieros basada

en nuestra auditora. Nuestra auditora fue realizada de acuerdo con las Normas Internacionales

de Auditora aprobadas por la Junta de Decanos de Colegios de Contadores Pblicos del Per.

Tales normas requieren que cumplamos con requerimientos ticos y que planifiquemos y

realicemos la auditora para obtener una seguridad razonable de que los estados financieros no

contienen representaciones errneas de importancia relativa.

Una auditora comprende la ejecucin de procedimientos para obtener evidencia de auditora

sobre los saldos y las divulgaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados

dependen del juicio del auditor, que incluye la evaluacin del riesgo de que los estados

financieros contengan errores materiales, ya sea como resultado de fraude o error. Al efectuar

esta evaluacin de riesgo, el auditor toma en consideracin el control interno del COES

Demichelli, Sarrio & Asociados S.C.

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51MEMORIA ANUAL


3

Comit de Operacin Econmica del Sistema Interconectado Nacional

pertinente a la preparacin y presentacin razonable de los estados financieros a fin de disear

procedimientos de auditora de acuerdo con las circunstancias, pero no con el propsito de

expresar una opinin sobre la efectividad del control interno del COES. Una auditora tambin

comprende la evaluacin de si los principios de contabilidad aplicados son apropiados y si las

estimaciones contables realizadas por la Direccin Ejecutiva son razonables, as como una

evaluacin de la presentacin general de los estados financieros.

Consideramos que la evidencia de auditora que hemos obtenido es suficiente y apropiada para

proporcionarnos una base para nuestra opinin de auditora.

Opinin

En nuestra opinin los estados financieros presentan razonablemente, en todos sus aspectos

significativos, la situacin financiera del Comit de Operacin Econmica del Sistema

Interconectado Nacional al 31 de diciembre de 2014, sus ingresos y gastos y sus flujos de

efectivo por el ao terminado en esa fecha, de acuerdo con Principios de Contabilidad

Generalmente Aceptados en el Per.

Otros asuntos

Los estados financieros al 31 de diciembre del 2013 fueron examinados y dictaminados por otros

auditores independientes quienes con fecha 20 de febrero del 2014 emitieron opinin sin

salvedades.

Lima, Per

24 de febrero de 2015

Refrendado por

Jos Luis Sarrio Abad (Socio)

Contador Pblico Colegiado

Matrcula N37729


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52 MEMORIA ANUAL


Las notas a los estados financieros adjuntas forman parte del balance general.

Balance General

Al 31 de diciembre del 2014 y 2013

(Expresado en Nuevos Soles)

Notas 31.12.2014 31.12.2013

Efectivo 5 8,798,675 6,932,473

Aportes por cobrar 6 390,810 446,565

Cuentas por cobrar diversas 264,381 202,455

Gastos pagados por anticipado 7 726,097 1,309,569

Total activo corriente 10,179,963 8,891,062

Instalaciones, equipos y muebles, neto dedepreciacin acumulada

83,867,797 2,609,823

Intangibles, neto de a

Memoria Anual_2014 Coes

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