PLAN OPERATIVO 2012 - peru.gob.pe · Hidroenergético de la Región Loreto en el Colegio de...

Plan Operativo 2012

ELECTRO ORIENTE S.A. _____________________

PLAN OPERATIVO 2012 ________________________

GERENCIA DE DESARROLLO EMPRESARIAL _______________________________________

Iquitos – Perú Abril 2012

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Plan Operativo 2012

Electro Oriente S.A. 2

ÍNDICE Contenido Pág. I. ASPECTOS GENERALES ................................. .................................................................................... 3

1.1. Naturaleza Jurídica..................................................................................................................... 3 1.2. Objeto Social .............................................................................................................................. 3 1.3. Accionariado............................................................................................................................... 3 1.4. Misión ......................................................................................................................................... 3 1.5. Visión .......................................................................................................................................... 3 1.6. Marco Regulatorio ...................................................................................................................... 3 1.7. Estructura Organizacional .......................................................................................................... 4 1.8. Factores Críticos de Éxito .......................................................................................................... 5 1.9. Área de Influencia....................................................................................................................... 5 1.10. Soporte Operativo ...................................................................................................................... 6 1.11. Logros......................................................................................................................................... 7

II. LÍNEAS DE NEGOCIO .................................. ....................................................................................... 13

2.1. Descripción de las Líneas de Negocio ..................................................................................... 13 2.2. Información Cuantitativa de Líneas de Negocio de los Años: Real Año 2010, Estimado Año

2011, Previsto Año 2012. ......................................................................................................... 13 III. PLAN OPERATIVO ..................................... ......................................................................................... 15

3.1. Principales Objetivos y Metas del Plan Estratégico – Mapa Estratégico de la Empresa. ....... 15 3.2. Relación entre los Objetivos del Plan Operativo y los Objetivos del Plan Estratégico de la

Empresa, de FONAFE y del Sector. ........................................................................................ 16 3.3. Plan Operativo: Avance de Indicadores al II Trimestre y Estimación al Cierre del Año 2011. 19 3.4. Objetivos del Plan Operativo 2012........................................................................................... 20 3.5. Indicadores y Metas del Plan Operativo 2012.......................................................................... 21

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I. ASPECTOS GENERALES

1.1. Naturaleza Jurídica Electro Oriente S.A., se encuentra comprendida dentro de las empresas de la Actividad Empresarial del Estado, conforme a lo establecido en la Ley Nº 27170, Ley del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado – FONAFE, modificatorias y Reglamento.

1.2. Objeto Social

El objeto de la sociedad es prestar el servicio de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica con el carácter de servicio público o de libre contratación, dentro de su área de concesión.

1.3. Accionariado El capital social al 31 de diciembre de 2011 asciende a S/. 346 514 322 nuevos soles, de los cuales se encuentra suscrito y pagado el 100%. La totalidad de las acciones son de propiedad del estado peruano (FONAFE). Dicho capital está distribuido por clase de acciones de acuerdo al siguiente detalle:

ClaseN° Acciones

(Nuevos Soles)%

Acciones Clase A 123 700 701 36%

Acciones Clase B 174 303 559 50%

Acciones Clase C 58 506 0%

Acciones Clase D 48 451 556 14%

TOTAL 346 514 322 100%

1.4. Misión

Satisfacer las necesidades de energía eléctrica de nuestros clientes, contribuyendo a mejorar su calidad de vida y el medio ambiente, con un alto sentido de responsabilidad social.

1.5. Visión Ser reconocida como modelo de empresa eficiente y responsable.

1.6. Marco Regulatorio

- Electro Oriente S.A. se constituye por mandato de la Ley General de

Electricidad N° 23406 y la Resolución Ministerial N ° 320-83-EM/DGE del 21 de diciembre de 1983, inscribiendo su Estatuto Social mediante escritura pública de fecha 25 de junio de 1984, en los Registros Públicos de Loreto en el Tomo 39, Folio 81, partida XIV y Asiento Nº 1.

- Inicia sus operaciones como persona jurídica de derecho privado el 01 de julio

de 1984, basándose en los activos y pasivos transferidos por la Unidad Operativa del Oriente de Electro Perú S.A.

- Las actividades de Electro Oriente S.A., desde el 06 de noviembre de 1992,

se sujetan a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844 y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo N° 00 9-93-EM y las disposiciones modificatorias y complementarias.

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1.7. Estructura Organizacional

Directorio

Oficina de Imagen Institucional

Órgano de Control Institucional

Gerencia General

Gerencia de Administración y Finanzas

Oficina de Asesoría Legal

Gerencia de Desarrollo Empresarial

Gerencia Unidad Empresarial San Martín

Gerencia de Operaciones

Dpto. de Generación Amazonas - Cajamarca

Aprobado en Acta de Sesión de Directorio Nº 022-2008 del 14.11.2008 – Certificación de Acuerdo Nº 059-2008

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1.8. Factores Críticos de Éxito

Capital Humano Es factor determinante contar con un personal altamente capacitado y motivado, dentro de un clima laboral adecuado. Liderazgo en Todos los Niveles Es condición necesaria para la implementación de políticas, directivas y procedimientos, así como para la transformación de los procesos productivos y de servicios. Control de Gestión El desarrollo de la empresa requiere ser sistemático y bajo un marco de control de gestión, que permita involucrar a todas las áreas en los resultados de la empresa. Disposición hacia el Cambio e Innovación Adaptarse a la innovación comprende la adopción de nuevas ideas, procesos y tecnología con el fin de lograr la mejora continua en la empresa. Fuerte Sentido de Identidad Corporativa Los integrantes de la organización deben sentirse identificados con la misma, para que a través de elementos de identidad común, generen sólidos lazos de compromiso y pertenencia con su institución.

1.9. Área de Influencia El área de influencia de Electro Oriente S.A. está constituida por los Departamentos de Loreto y San Martín, que suman un área geográfica de 420 105 Km2 (33% del territorio nacional). Asimismo, opera 5 centrales hidroeléctricas dentro de los Departamentos de Cajamarca y Amazonas, derivadas de un contrato de Consorcio con la empresa ADINELSA, que sustituye al denominado contrato de Asociación en Participación con ADINELSA. Tiene su domicilio legal en la Avenida Augusto Freyre Monterroso Nº 1168 de la ciudad de Iquitos.

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1.10. Soporte Operativo

Potencia Instalada y Efectiva al 31.12.11

Efectiva

LORETO 75,52 58,78 56%

C.T. Iquitos 68,84 53,50 51% C.T. Requena 1,50 1,35 1% C.T. Nauta 1,56 1,28 1% C. T. Caballococha 1,00 0,90 1% C. T. Contamana 1,65 1,35 1% C. T. Tamshiyacu 0,98 0,40 0%

SAN MARTÍN 51,59 28,50 27%

C. T. Tarapoto 21,70 12,40 12% C. T. Moyobamba 9,86 3,20 3% C. T. Bellavista 4,50 - 0% C. T. Yurimaguas (*) 5,10 3,50 3% C. T. Juanjui 1,32 0,80 1% C. H. El Gera 9,10 8,60 8%

DPTO. DE GENERACIÓN AMAZONAS-CAJAMARCA

20,52 18,46 17%

C. H. Muyo 5,67 5,20 5% C. H. La Pelota 3,18 2,90 3% C. H. Cáclic 5,01 4,80 5% C. H. Lonya Grande 0,38 0,36 0% C. H. Quanda 2,88 2,80 3%

C. T. Chachapoyas - ELOR 3,40 2,40 2%

Total Térmica 77% 121,41 81,08 77%

Total Hidráulica 23% 26,22 24,66 23%

Total 147,64 105,74 100%

RegiónPotencia

(MW)

Instalada

%Particip.

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1.11. Logros

a. Principales logros obtenidos en el año 2010

1. Estructurales

• Elaboración del Plan Energético 2010-2015 de Loreto y San Martín. • Inicio del proceso de Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo

(CBGC), sistema que va a permitir controlar y dirigir el comportamiento de la empresa.

• Inicio del proceso de contratación del servicio para la obtención de Bonos de Carbono, del proyecto construcción C.H. Naranjos II (S/. 1,4 millones de nuevos soles anuales por un periodo de 10 años).

• Inicio del proceso de listado de acciones clase “D” en la Bolsa de Valores de Lima (S/. 48,5 millones de nuevos soles).

2. Actividad de Generación y Transmisión

• Incorporación del Sistema Interconectado Regional San Martín (Tarapoto – Moyobamba – Bellavista - Yurimaguas) al SEIN, mediante la puesta en operación comercial de la L.T. 138 KV Tocache – Bellavista, a partir de diciembre 2010.

• Adquisición de 04 grupos electrógenos; uno de 2,0 MW (agosto) para la C.T. Iquitos y 03 de 500 kW cada uno, para el reforzamiento del parque de generación en los Servicios Eléctricos de Loreto (setiembre).

3. Actividad de Distribución

• Adquisición de recloser e implementación para trabajos con redes energizadas.

4. Actividad de Comercial • Compra de potencia (35 MW) y energía para el Sistema Interconectado Regional

San Martín al SEIN, mediante contrato con la empresa generadora San Gabán S.A.

• Sostenimiento de la cobranza mensual superior al 75% de la cartera por cobrar. • Inicio del Proceso de Licitación de Suministro de Potencia (30 MW) y Energía

para el Sistema Aislado Iquitos.

5. Actividad de Control de Pérdidas y Calidad de Se rvicio Eléctrico • Reducción sostenida de la pérdida de energía de 9,72% (año 2009) a 9,04% (año

2010).

6. Inversiones Loreto • Ampliación de redes de distribución primaria, secundaria y conexiones

domiciliarias (Proyecto 507 – D.L. 1001), con una inversión que asciende a S/. 24,6 millones de nuevos soles.

• Construcción del Local Comercial del Servicio Eléctrico Requena. • Construcción del Módulo de la Oficina de Imagen Institucional. • Construcción del Módulo del Taller de Distribución en Iquitos.

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San Martín • Ampliación de redes de distribución primaria, secundaria y conexiones

domiciliarias (Proyecto 507 – D.L. 1001), con una inversión que asciende a S/. 26, 0 millones de nuevos soles.

• Adquisición de 02 grupos rápidos de 2,0 MW cada uno para la C.T. Moyobamba. • Inicio de ejecución del Saldo de Obra de la L.T. 138 KV Tocache - Bellavista y

Subestaciones. • Inicio y culminación de estudio definitivo la C.H. Naranjos II de 6,4 MW. • Interconexión Eléctrica Tarapoto - Yurimaguas. • Culminación de Proyectos FONER: “P.S.E. Bellavista II Etapa, “P.S.E.

Moyobamba I Etapa y PSE Yurimaguas II Etapa.

b. Principales logros estimados a obtener durante e l año 2011 1. Estructurales

• Elaboración de la Matriz Energética 2011 – 2025 de la Región Loreto y San Martín, que ha permitido realizar un replanteamiento integral en el desarrollo energético, basado en sistemas de interconexiones eléctricas y generación con centrales hidroeléctricas, es decir diversificar las fuentes de suministro de energía para Loreto, San Martín, Amazonas y Cajamarca.

• Contratación del servicio para el desarrollo del Plan Energético Empresarial, herramienta que permitirá tener una política energética a mediano y largo plazo, para garantizar la atención de la demanda en los próximos 20 años.

• Optimización del proceso de toma de lectura de medidores en la actividad comercial de Loreto y San Martín, utilizando equipos de telefonía celular.

• Otorgamiento de la Buena Pro del proceso de comercialización de los CERS y VERS del Proyecto C.H. Naranjos II.

• Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo (CBGC). • Desarrollo e implementación de Módulo Informático “Sistema de Planeamiento -

SISPLAN”, para soporte a la atención de requerimiento de información del Portal del Estado Peruano y el Portal de Transparencia.

• Implementación del Sistema de Control Interno (COSO), metodología de trabajo que va a permitir evaluar y analizar la gestión de riesgos dentro de la empresa.

• Ejecución del Programa de Responsabilidad Social Corporativa. • Inicio de proceso de Convenio Institucional para la administración del Servicio

Eléctrico San Lorenzo capital de la provincia del Datém de Marañón - Loreto. • Inicio de proceso de Convenios Binacionales para la administración de los

Servicios Eléctricos: Santa Rosa (Perú) – Leticia (Colombia). Islandia (Perú) – Benjamin Constant (Brasil).

• Panel Foro “Desarrollo Energético al 2025 de Loreto y San Martín”, con temática de interconexiones eléctricas y centrales hidroeléctricas.

• Propuesta de nueva estructura orgánica empresarial. • Adquisición de equipos informáticos y de comunicaciones de última generación. • Implementación del programa de difusión y publicación de:

- Matriz Energética 2011-2025 de la Región Loreto, presentada en la DREM – Loreto y la Cámara de Comercio Industria y Turismo de Loreto.

- Interconexión Eléctrica de la Región Loreto al SEIN y Potencial Hidroenergético de la Región Loreto en el Colegio de Ingenieros de Loreto.

- Conferencia de Prensa para la presentación del proyecto Interconexión Eléctrica de la Región Loreto al SEIN.

• Relanzamiento del proceso de implementación y certificación ISO 9001:2008 Sistema de Gestión de la Calidad en la Actividad Comercial.

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2. Actividad de Generación y Transmisión • Aprobación por la OPI FONAFE del proyecto Ampliación C.T. Iquitos en 20 MW. • Overhaul de los grupos Wartsila 01y 02 de la C.T. Iquitos. • Mantenimiento intermedio del grupo Wartsila 03 de la C.T. Iquitos. • Repotenciación de la Subestación Patio de Llaves de la C.T. Iquitos, de 14 a 28

MVA (22,4 MW). • Adquisición del Cigüeñal para el grupo Cat Mak 5 (7 MW) de la C.T. Iquitos y

reconocimiento de los costos de la mano de obra, a través de la Compañía de Seguros.

• Reforzamiento y afianzamiento de la L.T. Tocache – Bellavista y Tarapoto - Yurimaguas, incremento de retiro de potencia del SEIN, de 35 a 45 MW.

• Instalación y puesta en operación de 02 grupos de 200 kW cada uno en la C.T. Tamshiyacu.

• Inicio de proceso de Convenio Institucional para la administración de la Central Hidroeléctrica Shitarayacu en San Martín.

• Traslado de tres (03) grupos rápidos de la Unidad Empresarial San Martín a la C.T. Iquitos: 4 MW (marzo).

• Inicio de proceso por PROINVERSIÓN para Concesión de suministro de potencia (40 MW) y energía en condición de Reserva Fría, para Iquitos en el año 2014.

• Proceso para contratación del servicio de capacidad adicional de generación de 10 MW para el Sistema Eléctrico Iquitos, para el período enero 2012 a diciembre 2013.

• Gestión de alquiler de grupos rápidos para la C.T. Iquitos, desde abril a diciembre 2011, 4,5 MW.

• Inicio de proceso por PROINVERSIÓN para la Concesión de la L.T. 220 kV de Interconexión del Sistema Eléctrico Iquitos al SEIN en el año 2017.

• Inicio de la Implementación del Sistema de Telecontrol de Distribución. • Reducción del número de deficiencias por Distancia Mínima de Seguridad Pública

(DMS) en San Martín, con un costo aproximado de S/. 4,0 millones de nuevos soles.

• Overhault de los grupos Wartsila 01 y 02 de la C.T. Tarapoto. • Mantenimiento de grupos de generación CAT.1-16CM32C y CAT.2-16CM32C de

7 MW cada uno – octubre 2011.

3. Actividad de Distribución • Instalación de recloser en redes de media tensión, para trabajos en caliente. • Reducción el número de deficiencias por Distancia Mínima por Seguridad Pública

(DMS), en las salidas S1, S11, S6, S8 y S7. • Implementación de la metodología de operación de trabajos en caliente en líneas

de alta y media tensión. • Reducción al mínimo las deficiencias del parque de alumbrado público.

4. Actividad de Comercial • Mejoramiento de negociación de suministro de potencia y energía del Sistema

Interconectado Regional San Martín con la empresa generadora San Gabán; incrementando el retiro de potencia del SEIN, de 35 a 45 MW y descuento preferencial del 5%.

• Realización del programa de control de cobranza para reducir la morosidad de 3 a 8 meses y de 9 a más meses.

• Implementación de sistemas de colas en centros de cobranza de Iquitos.

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5. Actividad de Control de Pérdidas y Calidad de Se rvicio Eléctrico • Reducción sostenida de la pérdida de energía de 9,04% del año 2010 a 8,09% al

finalizar el año 2011. 6. Inversiones

Loreto • Inicio del proceso de selección por la OPI FONAFE del proyecto Ampliación de la

C.T. Iquitos en 2 X 10 MW. • Culminación de la obra Mejoramiento Alumbrado Público en la ciudad de Iquitos y

Distritos. • Inicio del proceso de selección, para la contratación de los estudios de

preinversión a nivel de perfil de la C.H. Mazán 150 MW. • Inicio de la obra Renovación de Redes de Distribución de Media Tensión de las

Salidas S-02 y S-10 de la ciudad de Iquitos. • Gestión del trámite de financiamiento de 05 obras, enmarcadas en el D.U. 116-

2009 (Proyecto 507 II Etapa) distritos de Iquitos, Punchana, Belén y San Juan Bautista, así como en las localidades de Contamana, Requena, Nauta y Caballococha.

• Inicio del proceso de selección de la obra Electrificación Cabo López-Distrito de Belén–Maynas–Loreto.

• Culminación de la obra Ampliación Eléctrica del AA.HH. Triunfo, Distrito de Belén – Maynas – Loreto.

• Culminación de la obra Instalación de la Electrificación Integral en el Sector 4 - IV Etapa 09 de Octubre -Distrito de Belén – Maynas – Loreto.

San Martín • Culminación de la obra Renovación de Redes de los Sectores Periféricos de

Tarapoto - II Etapa y Soritor – II Etapa. • Culminación del saldo de obra de la L.T. 138 KV Tocache – Bellavista y

Subestaciones. • Formulación de estudio definitivo de 05 obras enmarcadas en el D.U. 116-2009

(Proyecto 507 II Etapa) en las provincias de Picota, El Dorado, Mariscal Cáceres, Huallaga, Moyobamba, Lamas, San Martín, Alto Amazonas y Rioja.

• Gestión ante FONAFE, la aprobación del perfil de proyecto para la construcción del la Central Hidroeléctrica Naranjos II.

• Ejecución de la obra Renovación de la Línea y Redes por DMS de la Zona Urbana de las ciudades de Alto Amazonas y de la región San Martín.

• Culminación de la obra Interconexión Eléctrica Tocache–Bellavista Subestaciones de Potencia de Juanjui y Ampliación de las subestaciones de Bellavista y Tarapoto.

• Inicio de ejecución de la obra Reforzamiento de la L.T. 60 kV Moyobamba – Rioja.

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c. Principales logros esperados a obtener en el año 2012

1. Estructurales • Conclusión del Plan Energético Empresarial, que permitirá la elaboración de un

plan de trabajo, programación y cronogramas de actividades en el desarrollo de los proyectos, condiciones, priorizaciones, entre otros.

• Certificación ISO 9001:2008 y aseguramiento de la mejora continua del Sistema de Gestión de la Calidad en la Actividad Comercial.

• Implementación de Sistemas de Soporte de Decisiones y Sistemas de Información para Ejecutivos, tales como:

� Sistema de Información Gerencial (SIG) primera etapa. � Sistema de Balanced Score Card (BSC). � Sistema de Análisis de datos utilizando la herramienta SPSS.

• Seguimiento y control del Código de Buen Gobierno Corporativo (CBGC). • Seguimiento y control del Sistema de Control Interno (COSO). • Etapa de Producción (funcionamiento) del Módulo Informático “Sistema de

Planeamiento - SISPLAN”, para soporte a la atención de requerimiento de información del Portal del Estado Peruano y el Portal de Transparencia.

• Ejecución del Programa de Responsabilidad Social Corporativa. • Listado de las acciones clase “D” en la Bolsa de Valores de Lima. • Cumplimiento del programa de inversiones de proyectos estudios y obras.

2. Actividad de Generación y Transmisión • Inicio de ejecución de obra del proyecto Ampliación C.T. Iquitos en 20 MW. • Overhaul del grupo Wartsila 04 de la C.T. Iquitos. • Mantenimiento intermedio de los grupos Cat Mak 01 y 02 de la C.T. Iquitos. • Reemplazo del Cigüeñal y Overhaul del grupo Cat Mak 5 de la C.T. Iquitos. • Implementación del plan de adecuación del Sistema Eléctrico San Martín a la

interconexión L.T. 220 kV Cajamarca Norte – Cáclic – Moyobamba. • Planeamiento de la adecuación del Sistema Eléctrico Iquitos a la interconexión

L.T. 220 kV Moyobamba – Iquitos. • Seguimiento y control del suministro de potencia (40 MW) y energía en condición

de Reserva Fría. • Seguimiento y control del contrato de 10 MW de capacidad adicional de la C.T.

Iquitos. • Afianzamiento de la L.T. Tocache – Bellavista y Tarapoto - Yurimaguas. • Traslado de 03 grupos Cummins de 500 KW cada uno para los Servicios

Eléctricos Loreto. • Cambio de equipos auxiliares de los grupos Wartsila 01, 02 y 03 de la C.T.

Iquitos.

3. Actividad de Distribución • Inicio de trabajos en redes energizadas en media tensión. • Reducción del número de deficiencias por Distancia Mínima por Seguridad

Pública (DMS), de las salidas S3, S4, R1, R2, R4, R5 y R6. • Reducción al mínimo las deficiencias del parque de alumbrado público. • Disminución de los valores de tiempo y frecuencia promedios de interrupción a los

usuarios (SAIDI y SAIFI).

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4. Actividad de Comercial • Incremento de la cobranza superiores a 80,00%. • Realización del programa de control de cobranza para reducir la morosidad de 3

a 8 meses y de 9 a más meses. • Aseguramiento de la mejora continua del Sistema de Gestión de la Calidad. • Implementación de estrategias para brindar facilidades de atención al cliente:

pagos por internet, consultas, tiempo de atención.

5. Actividad de Control de Pérdidas y Calidad de Se rvicio Eléctrico • Reducción sostenida de la pérdida de energía de 8,09% (2011) a 8,00% al

finalizar el año 2012. 6. Inversiones

Loreto • Culminación del estudio de preinversión a nivel de Perfil del proyecto C.H. Mazán

150 MW. • Culminación del estudio de preinversión a nivel de Perfil del proyecto C.H. Santa

Catalina y PSE Asociado. • Inicio de la ejecución de la obra Ampliación de la C.T. Iquitos 20 MW. • Culminación de la ejecución de la obra Renovación de Redes de Distribución de

Media Tensión, de las Salidas S-02 y S-10 de la ciudad de Iquitos. • Inicio de la ejecución de la obra de Soterrado de AMT dentro de las Instalaciones

de la C.T. Iquitos. • Inicio de la ejecución de las 05 obras de electrificación enmarcadas en el D.U.

116-2009 (Proyecto 507 II Etapa), en los distritos de Iquitos, Punchana, Belén y San Juan Bautista, así como en las localidades de Contamana, Requena, Nauta y Caballococha.

• Culminación de la obra Electrificación Cabo López-Distrito de Belén-Maynas-Loreto.

• Inicio de la ejecución de la obra Remodelación de 18 Subestaciones Tipo Caseta en la Zona Iquitos.

San Martín • Culminación de los estudio de preinversión a nivel de Perfil del proyecto C.H. Las

Orquídeas. • Inicio de la ejecución de las 05 obras de electrificación enmarcadas en el D.U.

116-2009 (Proyecto 507 II Etapa) en las provincias de Picota, El Dorado, Mariscal Cáceres, Huallaga, Moyobamba, Lamas, San Martín, Alto Amazonas y Rioja.

• Inicio de la ejecución de la obra Implementación de Alimentadores de Distribución en MT para el Servicio Eléctrico Rural de la SET Moyobamba.

• Inicio de la ejecución de la obra Remodelación de Redes de Distribución en MT y BT de 12 sectores del Sistema Eléctrico Gera.

• Inicio de la ejecución de la obra Remodelación de Redes de Distribución en MT y BT de 17 sectores del Sistema Eléctrico Moyobamba.

• Inicio de la ejecución de la obra Remodelación de Redes de Distribución en MT y BT de 17 sectores del Sistema Eléctrico Rioja.

• Culminación de la ejecución de la obra Reforzamiento de la L.T. 60 kV Gera - Moyobamba – Rioja.

• Reinicio de la ejecución de la Obra C.H. Naranjos II.

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II. LÍNEAS DE NEGOCIO DE LA EMPRESA

2.1. Descripción de las líneas de negocio de la emp resa La actividad principal de Electro Oriente S.A. es prestar el servicio de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica con el carácter de servicio público y de libre contratación dentro de su área de concesión.

2.2. Información cuantitativa de líneas de negocio de los años: Real año 2010, estimado año 2011, Previsto año 2012.

Descripción 2006 2007 2008 2009 20102011

Estimado2012

ProyectadoCrecimiento(2012-2011)

%Variación

2012 / 2011

TOTAL 138 859 150 691 161 239 172 341 186 680 215 729 238 845 23 117 10,72%

Clientes MT 540 583 660 692 752 818 906 88 10,72%

Clientes BT 138 316 150 105 160 576 171 646 185 925 214 907 237 936 23 029 10,72%

Clientes en Barra MT 3 3 3 3 3 3 3 - 0,00%

Cliente Libre en MT - - - - - 1 1 - 0,00%

Crecimiento 8,52% 7,00% 6,89% 8,32% 15,56% 10,72%

Evolución de Clientes(Número)

Descripción 2006 2007 2008 2009 20102011

Estimado2012


%Variación

2012 / 2011

TOTAL 328 043 367 001 409 820 435 762 480 353 510 172 542 777 32 605 6,39%

Venta en MT 90 991 106 382 121 686 124 866 143 662 127 857 135 039 7 182 5,62%

Venta en BT 173 169 191 059 210 753 227 135 251 310 266 466 284 501 18 035 6,77%

Venta en Barra MT 63 883 69 560 77 380 83 762 85 380 91 677 98 441 6 764 7,38%

Venta Cliente Libre en MT - - - - - 24 172 24 796 624 2,58%

Crecimiento 11,88% 11,67% 6,33% 10,23% 6,21% 6,39%

Evolución de Venta de Energía(MW.h)

2006 2007 2008 2009 20102011

Estimado2012


%Variación

2012 / 2011

376 812 419 093 466 735 496 976 544 740 584 819 615 580 30 761 5,26%

Compra al SEIN - - - - 12 025 187 267 207 190 19 923 10,64%

Producción Bruta ELOR MW.h 376 812 419 093 466 735 496 976 532 714 397 552 408 390 10 837 2,73%

Loreto MW.h 189 468 208 140 229 157 238 983 260 311 265 784 274 849 9 065 3,41%

Hidráulica MW.h - - - - - - - - -

Térmica MW.h 189 468 208 140 229 157 238 983 260 311 265 784 274 849 9 065 3,41%

San Martín MW.h 126 635 144 929 163 498 177 472 190 385 39 780 38 875 -905 -2,28%

Hidráulica MW.h 32 248 35 980 39 102 44 955 27 487 35 000 35 000 - -

Térmica MW.h 94 387 108 949 124 396 132 517 162 898 4 780 3 875 -905 -18,94%

Amazonas-Cajamarca MW.h 60 709 66 024 74 080 80 522 82 018 91 988 94 665 2 677 2,91%

Hidráulica MW.h 59 608 64 431 71 310 79 108 81 404 91 373 94 108 2 734 2,99%

Térmica MW.h 1 101 1 593 2 770 1 413 614 615 558 -57 -9,28%

Crecimiento % 11,22% 11,37% 6,48% 9,61% 7,36% 5,26%

Producción Bruta de Energía(MW.h)

Descripción

Producción Bruta + Compra

Plan Operativo 2012


Descripción 2006 2007 2008 2009 20102011

Estimado2012


%Variación

2012 / 2011

LORETO 76 157 89 650 110 062 108 592 144 771 179 630 193 885 14 255 7,94%

Usuario Final 72 589 70 548 81 390 74 427 105 081 103 415 111 644 8 229 7,96%

Mecanismo Compensación - 15 678 24 977 30 532 35 328 72 331 78 466 6 135 8,48%

FOSE 3 568 3 424 3 695 3 632 4 362 3 885 3 775 (110) -2,82%

SAN MARTÍN 53 805 71 996 92 712 100 042 118 264 77 591 81 671 4 096 5,26%

Usuario Final 47 427 47 961 57 670 54 720 77 211 64 436 70 397 5 961 9,25%

Barra MT (SERSA) 1 741 1 539 1 703 1 594 2 277 1 299 1 644 345 26,56%

Cliente Libre (Cementos Selva) - - - - - 6 666 5 353 (1 312) -19,69%

Mecanismo Compensación - 17 748 28 088 38 542 32 415 605 - (605) -100,00%

FOSE 4 638 4 748 5 251 5 187 6 362 4 363 4 070 (293) -6,72%

Aporte Peaje Transp. Sec. SERSA - - - - - 223 206 (16) -7,27%

TOTAL LORETO + SAN MARTÍN 121 757 186 900 246 893 268 889 320 054 321 910 346 178 24 268 7,54%

Usuario Final 120 016 118 510 139 059 129 147 182 292 167 851 182 041 14 190 8,45%

Barra MT (SERSA) 1 741 1 539 1 703 1 594 2 277 1 299 1 644 345 26,56%

Cliente Libre (Cementos Selva) - - - - - 6 666 5 353 (1 312) -19,69%


FOSE - 33 426 53 065 69 074 67 743 72 935 78 466 5 531 7,58%


AMAZONAS-CAJAMARCA 16 236 16 183 18 794 18 299 11 734 13 218 15 608 2 390 18,08%

Barra MT (ELN y EMSEU) 16 236 16 183 18 794 18 299 11 734 13 218 15 608 2 390 18,08%

TOTAL ELOR 146 198 177 830 221 568 226 933 274 769 270 440 291 165 20 725 7,66%

Usuario Final 120 016 118 510 139 059 129 147 182 292 167 851 182 041 14 190 8,45%

Barra MT (SERSA+ELN+EMSEU) 17 976 17 722 20 497 19 893 14 010 14 518 17 253 2 735 18,84%

Cliente Libre (Cementos Selva) - - - - 6 666 5 353 (1 312) -19,69%


FOSE 8 206 8 172 8 946 8 819 10 724 8 247 7 845 (403) -4,88%


Evolución de la Facturación de Energía(Miles de S/.)

Plan Operativo 2012


III. PLAN OPERATIVO

3.1. Principales Objetivos y Metas del Plan Estraté gico – Mapa Estratégico de la Empresa.

V I S I Ó N Y M I S I Ó N

Satisfacer las necesidades de energía eléctrica de nuestros clientes,contribuyendo a mejorar su calidad de vida y el medio ambiente, con unalto sentido de responsabilidad social.

CLI

EN

TE

PR

OC

ES

O

INT

ER

NO

AP

RE

ND

IZA

JE Y

C

RE

CIM

IEN

TO

FIN

AN

CIE

RA

Ser reconocida como modelo de empresa eficiente y responsable.

Lograr una rentabilidad adecuada

Mejorar la imagen empresarial

Fortalecer la transparencia en la

gestión

Optimizar la gestión de la empresa

Fortalecer el desarrollo del personal y su

inherencia a los valores de la empresa

Fomentar la responsabilidad social y

la preservación del medio ambiente

Plan Operativo 2012


3.2. Relación entre los Objetivos del Plan Operativ o de la Empresa y los Objetivos

del Plan Estratégico de la Empresa, de FONAFE y del Sector.

Promover la preservación y conservación delmedio ambiente por parte de las empresas delsector Energía y Minas, en el desarrollo de lasdiferentes actividades sectoriales fomentando lasrelaciones armoniosas enter las empresas delsector energético y la sociedad civil.

Mejorar la protección a la población

Fomentar laresponsabilidad social y lapreservación del medioambiente

Promover la transparenciaen la gestión de lasempresas del holding yencargos

Contar con una organización transparente,eficiente eficaz y descentralizada, que permita elcumplimiento de su misión a través de procesossistematizados e informatizados, con personalmotivado y altamente calificado y con una culturade planeamiento y orinetación a un servicio decalidad al usuario.

Generar confianza a la inversión /Asegurar la autonomía ytransparencia institucional

Fortalecer la transparenciaen la gestión



Objetivos Estratégicos FONAFE

Fortalecer la actividadempresarial del Estado

Fortalecer la imagen institucional /Mejorar la protección a la población /Desarrollar un proceso integrado decomunicación oportuna y derelacionamiento con los grupos deinterés

Objetivos Estratégicos MINEM

Promover el desarrollo sostenible y competitivo delsector energético, priorizando la inversión privada yla diversificiación de la matriz energética; a fin deasegurar el abastecimiento de los requerimientosde energía en forma eficiente y eficaz paraposibilitar el desarrollode las actividadesproductivas y la mejora de las condciones de vidade la población.


Lograr una rentabilidadadecuada

Generar valor mediante lagestión eficiente de lasempresas del holding yencargos

Impuslsar un abastecimientoenergético suficiente, eficiente y decalidad / Mejorar los procesos desoporte / Contribuir a la mejora de lagestión de las empresas menoseficientes que supervisamos /Implementar sistemas de TIC quesoporten los procesos

Contar con capital humano de altodesempeño / Implementar sistemasde TIC que soporten los procesos

Objetivos EstratégicosElectro Oriente S.A.

Reforzar los valores, lacomunicación y eldesarrollo del personal

Fortalecer el desarrollo delpersonal y su inherencia alos valores de la empresa

Fortalecer la imagen de lacorporación FONAFE

Optimizar la gestión de laempresa

Mejorar la imagenempresarial

Objetivos Estratégicos OSINERGMIN

Incrementar la eficiencia en el uso delos recursos

Plan Operativo 2012


CUADRO Nº 1 OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL FONDO NACIONAL DE FINANCIAMIENTO DE LA ACTIVIDAD EMPRESARIAL DEL ESTADO (FONAFE)

CUADRO Nº 2 OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MINEM)

LITERAL OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE FONAFE

A Generar valor mediante la gestión eficiente de las empresas del holding

y encargos.

B Fortalecer la actividad empresarial del estado.

C Fortalecer la imagen de la corporación FONAFE.

D Reforzar los valores, la comunicación y el desarrollo del personal.

E Promover la transparencia en la gestión de las empresas del holding y

encargos.

LITERAL OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL MINEM

I

Promover el desarrollo sostenible y competitivo del sector energético, priorizando la inversión

privada y la diversificación de la matriz energética; a fin de asegurar el abastecimiento de los

requerimientos de energía en forma eficiente y eficaz para posibilitar el desarrollo de las

actividades productivas y la mejora de las condiciones de vida de la población.

II Promover el desarrollo sostenible, racional y competitivo del sector minero, priorizando la

inversión privada y fomentando las relaciones armoniosas entre las empresas del sector

minero y la sociedad civil.

III Promover la preservación y conservación del medio ambiente por parte de las empresas del

sector energía y minas, en el desarrollo de las diferentes actividades sectoriales fomentando

las relaciones armoniosas entre las empresas del sector energético y la sociedad civil.

IV

Contar con una organización transparente, eficiente, eficaz y descentralizada, que permita el

cumplimiento de su misión a través de procesos sistematizados e informatizados, con personal

motivado y altamente calificado y con una cultura de planeamiento y orientación a un servicio

de calidad al usuario.

Plan Operativo 2012


CUADRO Nº 3 OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA (OSINERGMIN)

LITERAL OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE OSINERGMIN

C1 Impulsar un abastecimiento energético suficiente, eficiente y de calidad

C2 Fortalecer la imagen institucional

C3 Generar confianza a la inversión

C4 Mejorar la protección a la población

F1 Incrementar la eficiencia en el uso de recursos

P1 Optimizar los procesos de supervisión y fiscalización

P2 Optimizar los procesos de regulación tarifaria

P3 Optimizar la resolución de controversias, reclamos, denuncias y sanciones

P4 Mejorar el marco normativo para impulsar el abastecimiento de energía

P5 Asegurar la autonomía y transparencia institucional

P6 Desarrollar un proceso integrado de comunicación oportuna y de relacionamiento con los grupos de interés

P7 Mejorar los procesos de soporte

P8 Contribuir a la mejora de la gestión de las empresas menos eficientes que supervisamos

A1 Contar con capital humano de alto desempeño

A2 Implementar Sistemas de TIC que soporten los procesos

Plan Operativo 2012


3.3. Plan Operativo: Avance de Indicadores al IV Tr imestre del año 2011.

a Diciembre 2011

2007 2008 2009 2010 REAL

I. Lograr una rentabilidad adecuada

1 Rentabilidad Patrimonial - ROE % CI 1.20 2.04 3.78 0.28 0.74 3.01 24.47%

Tener una rentabilidad sostenida 2 Rentabilidad de la Inversión - ROA % CI 1.84 3.46 5.59 0.15 1.16 2.56 45.31%

3 Margen Operativo % CI 3.74 6.33 11.08 0.29 2.55 5.43 46.96%

Mantener el equilibrio económico4 Índice de Cobrabilidad % CI 72.82 72.38 74.37 78.53 78.88 75.95 100%

5 Eficiencia Administrativa % CR 6.58 5.74 6.52 5.70 6.68 5.00 74.88%

Reducir el riesgo operacional6 Índice de Pérdidas de Energía % CR 10.27 9.83 9.72 9.04 9.24 8.76 94.78%

7 Nivel de Accidentabilidad número CR 0 1 1 0 0 0 100%

II. Mejorar la imagen empresarial

8Duración Promedio de Interrupciones del Sistema -SAIDI

horas CR 13.66 32.93 57.59 145.06 99.63 134.82 100%

9Frecuencia Promedio de Interrupciones del Sistema -SAIFI

veces CR 16 29 40 66.34 77.44 85.24 100%

Mejorar la satisfacción del cliente10 Gestión de Reclamos % CI 98.75 99.08 99.57 99.25 99.48 99.73 99.75%

11 Grado de Satisfacción del Cliente % CI s/i s/i s/i 52.40 48.42 43.00 100%

Mejorar la cobertura del servicio 12 Coeficiente de Electrificación % CI 63.42 66.62 68.72 73.44 75.53 82.75 91.27%

III. Fomentar la responsabilidad social y la preser vación del medio ambiente

Promover los usos productivos de laenergía eléctrica

13Actividades Promovidas para uso Productivo queIncrementen el Consumo de Energía

% CI s/i s/i s/i 100 100 100 100%

IV. Optimizar la gestión de la empresa

14Implementación del Sistema de Control Interno -COSO

% CI s/i s/i s/i 100 92.86 100 92.86%

Fortalecer el control de gestiónempresarial

15Implementación del Código de Buen GobiernoCorporativo - CBGC

% CI s/i s/i s/i 100 80.60 100 80.60%

16 Procesos Certificados y Recertificados % CI s/i s/i s/i 100 90.00 100 90.00%

V. Fortalecer el desarrollo del personal y su inher encia a los valores de la empresa

Fortalecer valores empresariales 17 Eventos de Difusión y Evaluación de Valores % CI s/i s/i s/i 100 100 100 100%

Fortalecer sistema de comunicacióninterna

18 Mecanismos de Comunicación % CI s/i s/i s/i 100 100 100 100%

Fortalecer al desarrollo del personal 19 Cumplimiento del Programa de Capacitación % CI s/i s/i 96 100 100 100 100%

VI. Fortalecer la transparencia en la gestión

Cumplir con la directiva detransparencia

20Grado de Cumplimiento de la Directiva deTransparencia

% CI 83.47 88.66 98.29 96.38 98.52 100 98.52%

CI: Continuo de Incremento 86.97%CR: Continuo de Reduccións/i: Sin Información

%Cumpli.

MetaAnual2011

Resultado RealOBJETIVOS GENERALES Unidad TipoINDICADOR

Plan Operativo 2012


3.4. Objetivos del Plan Operativo 2012

Electro Oriente S.A. se propone llevar adelante su Misión y buscar el logro de su Visión, mediante la consecución de los siguientes objetivos estratégicos: 1. Lograr una rentabilidad adecuada

Generar rentabilidad sostenidamente y atraer los recursos necesarios para las inversiones requeridas.

2. Mejorar la imagen empresarial Lograr el posicionamiento en la población y en las entidades relacionadas, quienes deben percibir que Electro Oriente S.A. es una empresa eficiente y segura, con altos estándares éticos y morales; que contribuyen al progreso y desarrollo de nuestros clientes y de la región en su conjunto.

3. Fomentar la responsabilidad social y la preserva ción del medio ambiente Promover los usos productivos de la energía eléctrica que den valor agregado a los recursos disponible de cada zona; así como, fomentar entre el personal de la empresa una actitud de liderazgo en la protección y preservación del medio ambiente.

4. Optimizar la gestión de la empresa

Desarrollar el sistema de administración estratégica, que propicie el uso de herramientas especializadas para el control de gestión de la empresa.

5. Fortalecer el desarrollo del personal y su inher encia a los valores de la

empresa Implantar una sólida cultura empresarial, propiciando actividades de desarrollo personal, para aumentar la confianza y la comunicación entre los trabajadores.

6. Fortalecer la transparencia de la gestión

Promover la transparencia de la gestión utilizando todos los canales de comunicación.

Plan Operativo 2012


3.5. Indicadores y Metas del Plan Operativo 2012.

2007 2008 2009 2010 2011

I. Lograr una rentabilidad adecuada

1 Rentabilidad Patrimonial - ROE % CI 1.20 2.04 3.78 0.28 0.74 2.18

Tener una rentabilidad sostenida 2 Rentabilidad de la Inversión - ROA % CI 1.84 3.46 5.59 0.15 1.16 2.69

3 Margen Operativo % CI 3.74 6.33 11.08 0.29 2.55 5.38

Mantener el equilibrio económico4 Índice de Cobrabilidad % CI 72.82 72.38 74.37 78.53 78.88 80.00

5 Eficiencia Administrativa % CR 6.58 5.74 6.52 5.70 6.68 6.44

Reducir el riesgo operacional6 Índice de Pérdidas de Energía % CR 10.27 9.83 9.72 9.04 9.24 8.00

7 Nivel de Accidentabilidad número CR 0 1 1 0 0 0

II. Mejorar la imagen empresarial

8Duración Promedio de Interrupciones del Sistema -SAIDI

horas CR 13.66 32.93 57.59 145.06 99.63 82.04

9Frecuencia Promedio de Interrupciones del Sistema -SAIFI

veces CR 15.92 28.93 40.44 66.34 77.44 53.85

Mejorar la satisfacción del cliente10 Gestión de Reclamos % CI 98.75 99.08 99.57 99.25 99.48 99.87

11 Grado de Satisfacción del Cliente % CI s/i s/i s/i 52.40 48.42 60.00

Mejorar la cobertura del servicio 12 Coeficiente de Electrificación % CI 63.42 66.62 68.72 73.44 75.53 82.69

III. Fomentar la responsabilidad social y la preser vación del medio ambiente

Promover los usos productivos de laenergía eléctrica

13Actividades Promovidas para uso Productivo queIncrementen el Consumo de Energía

% CI s/i s/i s/i 100 100 100

IV. Optimizar la gestión de la empresa

14Implementación del Sistema de Control Interno -COSO

% CI s/i s/i s/i 100 92.86 100

Fortalecer el control de gestiónempresarial

15Implementación del Código de Buen GobiernoCorporativo - CBGC

% CI s/i s/i s/i 100 80.60 100

16 Procesos Certificados y Recertificados % CI s/i s/i s/i 100 90.00 100

V. Fortalecer el desarrollo del personal y su inher encia a los valores de la empresa

Fortalecer valores empresariales 17 Eventos de Difusión y Evaluación de Valores % CI s/i s/i s/i 100 100 100

Fortalecer sistema de comunicacióninterna

18 Mecanismos de Comunicación % CI s/i s/i s/i 100 100 100

Fortalecer al desarrollo del personal 19 Cumplimiento del Programa de Capacitación % CI s/i s/i 96 100 100 100

VI. Fortalecer la transparencia en la gestión

Cumplir con la directiva detransparencia

20Grado de Cumplimiento de la Directiva deTransparencia

% CI 83.47 88.66 98.29 96.38 98.52 100

CI: Continuo de IncrementoCR: Continuo de Reduccións/i: Sin Información

Proyectado2012

OBJETIVOS GENERALES Unidad TipoINDICADOR

Resultado Real

Plan Operativo 2012


Indicador 1 RENTABILIDAD PATRIMONIAL (ROE)

Fundamento

Este indicador nos muestra el rendimiento porcentual de la Utilidad (Pérdida) de la gestión actual en base al patrimonio de la empresa. Un resultado positivo muestra la fortaleza de la empresa, respecto a su patrimonio y el incremento potencial del mismo al cierre del ejercicio.

Ámbito del desempeño

Rendimiento.

Tipo de indicador Continuo de incremento.

Unidad Porcentaje.

Áreas involucradas Todas las áreas de la empresa.

Forma de cálculo

100 x anterior año del cierre al Patrimonio Total

Neta Pérdida o Utilidad

Consideración:

- El cálculo corresponde al valor final acumulado alcanzado al período de la medición y evaluación, respecto al total patrimonio al cierre del año anterior.

Fuente auditable Estados Financieros Auditados del ejercicio para el informe final. Formatos del Estado de Pérdidas y Ganancias (Formato 3E) y Balance General (Formato 2E) para los reportes parciales.

Datos históricos

2008: 2,04 2009: 3,78 2010: 0,28 2011: 0,74

Meta para el año 2012 Proyectado 2012: 2,18

Metas parciales

Al Trimestre I. Trimestre: 0,78 II. Trimestre: 1,49 III. Trimestre: 2,02 IV. Trimestre: 2,18

Del Trimestre I. Trimestre: 0,78 II. Trimestre: 0,72 III. Trimestre: 0,53 IV. Trimestre: 0,16

Interpretación literal Durante el periodo 2012 se ha proyectado en 2,18% de rentabilidad del patrimonio, de acuerdo a los resultados económicos del ejercicio proyectado.

Frecuencia de reporte al FONAFE

Trimestral.

Plan Operativo 2012


Indicador 2 RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN (ROA)

Fundamento Este indicador nos muestra el rendimiento de los activos de la empresa. Un resultado positivo muestra la gestión operativa de la empresa, utilizando los activos para obtener mayores utilidades.


Rendimiento.


Unidad Porcentaje.


Forma de cálculo

100 x anterior año del cierre al ActivoTotal

Operativa Pérdida o Utilidad

Consideración:

- El cálculo corresponde al valor final acumulado alcanzado al período de la medición y evaluación, respecto al total activo al cierre al año anterior.

Fuente auditable Estados Financieros Auditados del ejercicio para el informe final. Formatos del Estado de Pérdidas y Ganancias (Formato 3E) y Balance General (Formato 2E) para los reportes parciales.

Datos históricos

2008: 3,46 2009: 5,59 2010: 0,15 2011: 1,16


Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2012 se ha proyectado en 2,69% de rentabilidad del activo, de acuerdo a los resultados económicos del ejercicio proyectado.


Trimestral.

Plan Operativo 2012


Indicador 3 MARGEN OPERATIVO

Fundamento

Mide el porcentaje de los ingresos totales libres después de gastos operativos. El mayor margen operativo muestra el potencial de liquidez que la empresa puede generar en sus operaciones. Un resultado positivo muestra el control de gastos en la cual la gestión de la empresa se encuentra comprometida y un mejor cuidado de los ingresos, para fortalecer la empresa.

Ámbito del desempeño Costo.


Unidad Porcentaje.


Forma de cálculo

100 x Brutos Ingresos TotalOperativa Pérdida o Utilidad

Consideración: - El cálculo corresponde al valor final acumulado alcanzado al período de

la medición y evaluación.

Fuente auditable Estados Financieros Auditados del ejercicio para el informe final y formato del Estado de Pérdidas y Ganancias (formato 3E) para los reportes parciales.

Datos históricos

2008: 6,33 2009: 11,08 2010: 0,29 2011: 2,55


Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2012 se ha proyectado en 5,38% de margen operativo, de acuerdo a los resultados económicos del ejercicio proyectado.


Trimestral.

Plan Operativo 2012


Indicador 4 ÍNDICE DE COBRABILIDAD

Fundamento Mide el porcentaje de cobranza por consumo de energía eléctrica.


Eficiencia operacional.


Unidad Porcentaje.

Áreas involucradas Dpto. Comercial de Loreto y San Martín. Servicios Eléctricos de Loreto. Unidad Operativa de San Martín.

Forma de cálculo

100 x Total nFacturació

Total Cobranza

Consideración:

- Se considera a Loreto y San Martín. - El cálculo corresponde al valor final acumulado alcanzado al período de la

medición y evaluación. - No se considera los siguientes ingresos:

� FOSE � Mecanismo de Compensación para Clientes de Sistemas Aislados. � Venta en Barra de Media Tensión a SERSA, Electronorte y EMSEU.

Fuente auditable Información estadística reportada por el área comercial.

Datos históricos

2008: 72,38 2009: 74,37 2010: 78,53 2011: 78,88


Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2012 se debe alcanzar la cobrabilidad en 80,00%.


Trimestral.

Plan Operativo 2012


Indicador 5 EFICIENCIA ADMINISTRATIVA

Fundamento Persigue la eficiencia de los Gastos Administrativos.

Ámbito del desempeño Control de costos.

Tipo de indicador Continuo de reducción.

Unidad Porcentaje.

Áreas involucradas Dpto. de Finanzas. Oficina de Administración San Martín.

Forma de cálculo

100 x Brutos Ingresos Total

iónAdinistrac de Gastos

Consideración:

- Se considera a Loreto y San Martín.

Fuente auditable Estados Financieros Auditados del año 2012 para el Informe Final y el formato del Estado de Pérdidas y Ganancias (Formato 3E) para los reportes parciales.

Datos históricos

2008: 5,74 2009: 6,52 2010: 5,70 2011: 6,68


Metas Parciales



Interpretación literal Para el periodo 2012, la eficiencia administrativa se proyecta reducir a 6,44%.


Trimestral.

Plan Operativo 2012


Indicador 6 ÍNDICE DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

Fundamento Mide el volumen de energía que es distribuida y no facturada.

Ámbito del desempeño Costo.


Valor de referencia 8,76%.

Unidad Porcentaje.

Áreas involucradas

Dpto. de Control de Pérdidas y Calidad de Servicio Loreto y San Martín. Dpto. de Distribución Loreto y San Martín. Dpto. Comercial Loreto y San Martín. Servicios Eléctricos de Loreto. Unidades Operativas de San Martín.

Forma de cálculo

( )

100 x osDistribuid kW.hFacturados kW.h - osDistribuid kW.h

Consideración:

- Se considera la energía distribuida solamente a clientes en Loreto y San Martín.

- No considera la venta en barra de media tensión como venta de distribución.

Fuente auditable Información estadística que se reporta a OSINERGMIN.

Datos históricos

2004: 11,91 2005: 11,38 2006: 10,54 2007: 10,27 2008: 9,83 2009: 9,72 2010: 9,04 2011: 9,24


Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2012 se proyecta reducir a 8,00% de pérdidas de energía en distribución.


Trimestral.

Plan Operativo 2012


Indicador 7 NIVEL DE ACCIDENTABILIDAD

Fundamento

Establece sistemas de seguimiento y control de la accidentabilidad de la empresa, con el objeto de evitar ocurrencias negativas para la seguridad del personal, así como mejorar el conocimiento del nivel de seguridad en las áreas de trabajo, disminuyendo el riesgo en las actividades de la empresa.

Ámbito del desempeño Dpto. de Gestión de Prevención de Riesgos

Tipo de indicador Continuo de reducción

Unidad Número.

Áreas Involucradas Dpto. de Prevención y Medio Ambiente.

Forma de cálculo Número de Accidentes Fatales Ocurridos

Fuente auditable Información estadística que se remite a OSINERGMIN.

Datos históricos

2007: 0 2008: 1 2009: 1 2010: 0 2011: 0

Meta para el año 2012 Proyectado 2012: 0

Metas parciales

Al Trimestre I. Trimestre: 0 II. Trimestre: 0 III. Trimestre: 0 IV. Trimestre: 0

Del Trimestre

I. Trimestre: 0 II. Trimestre: 0 III. Trimestre: 0 IV. Trimestre: 0

Frecuencia de reporte al FONAFE Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se tiene prevista cero accidentes fatales.

Plan Operativo 2012


Indicador 8 DURACIÓN PROMEDIO DE INTERRUPCIONES DEL SISTEMA - S AIDI

Fundamento

Mide el tiempo promedio (horas) o duración de interrupciones por usuario, dentro del periodo considerado. Considera: Restricciones no programadas y programadas en las salidas o alimentadores por causa de generación y distribución.

Ámbito del desempeño Costo y calidad del servicio.


Unidad Horas.

Áreas involucradas Dpto. de Generación Loreto y San Martín. Dpto. de Distribución Loreto y San Martín.

Forma de cálculo

( )

Usuarios Total

Horas enónInterrupci la de Duración x AfectadosUsuarios∑

Consideración :

- Para la determinación del indicador se consideran a Loreto y San Martín.

Fuente auditable Información Técnica.

Datos históricos

2007: 13,66 2008: 32,93 2009: 57,59 2010: 145,06 2011: 99,63


Metas parciales

Al Trimestre

I. Trimestre: 15,29 II. Trimestre: 25,32 III. Trimestre: 51,90 IV. Trimestre: 82,04


Interpretación literal Durante el periodo 2012 el cliente de la empresa no debe ser interrumpido en más de 82 horas con 04 minutos.


Plan Operativo 2012


Indicador 9 FRECUENCIA PROMEDIO DE INTERRUPCIONES DEL SISTEMA - SAIFI

Fundamento

Mide el número promedio (veces) o frecuencia de interrupciones que ha sido afectada a nivel usuario, dentro del periodo considerado. Considera: Restricciones no programadas y programadas en las salidas o alimentadores por causa de generación y distribución.

Ámbito del desempeño Costo y calidad del servicio.


Unidad Veces.

Áreas involucradas Dpto. de Generación Loreto y San Martín. Dpto. de Distribución Loreto y San Martín.

Forma de cálculo

( )Usuarios Total

onesInterrupci de Número x AfectadosUsuarios∑

Consideración: Para la determinación del indicador se consideran a Loreto y San Martín.

Fuente auditable Información Técnica

Datos históricos

2007: 16 2008: 29 2009: 40 2010: 66,34 2011: 77,44


Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2012 el cliente de la empresa no debe ser interrumpido en más de 53,85 veces.


Plan Operativo 2012


Indicador 10 GESTIÓN DE RECLAMOS

Fundamento

Cuantificar el cumplimiento de la atención de los reclamos presentados. Para mejor gestionar los Reclamos, la empresa ha implementado un Sistema de Atención de Reclamos para dar respuesta inmediata y eficiente a los reclamos de los clientes, como parte de la mejora continua y la satisfacción del cliente.

Ámbito del desempeño Calidad del servicio.


Unidad Porcentaje.

Áreas Involucradas Dpto. Comercial.

Forma de cálculo

( )

100 x sPresentado Reclamos N

AtendidosReclamos de N

°°

Consideraciones: El Dpto. Comercial alcanzará la información de Reclamos Atendidos y de Reclamos Presentados.

Fuente auditable Formato de Evaluación de Gestión de Reclamos.

Datos históricos

2007: 98,75 2008: 99,08 2009: 99,57 2010: 99,25 2011: 99,48


Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará cumplir al 99,87% la meta planteada del gestión de reclamos.

Plan Operativo 2012


Indicador 11 GRADO DE SATISFACCIÓN DEL CLIENTE

Fundamento

Como parte de la mejora continua, la medición del Grado de Satisfacción del Cliente, es una variable fundamental, para lo cual se implementa, ex profeso, encuestas hacia los diversos tipos de clientes, recogiendo su percepción sobre los diversos indicadores que se consolidan en el “Grado de Satisfacción del Cliente”.

Ámbito del desempeño Calidad del servicio.


Unidad Porcentaje.

Áreas Involucradas Dpto. Comercial.

Forma de cálculo

( )

100 x sEncuestado Clientes NsSatisfecho Clientes de N

°°

Consideraciones: El Dpto. Comercial alcanzará la información de clientes satisfechos y clientes encuestados.

Fuente auditable Formato de Evaluación del Grado de Satisfacción del Cliente.

Datos históricos 2010: 52,40 2011: 48,42


Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará cumplir al 60,00 % la meta planteada del grado de satisfacción del cliente.

Plan Operativo 2012


Indicador 12 COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN

Fundamento

Mide el nivel de atención de la población en el área de concesión con servicio eléctrico. Este indicador define una pauta importante en la atención del nivel de calidad de vida de la población, considerando la atención del servicio eléctrico.

Ámbito del desempeño Cobertura del servicio.


Unidad Porcentaje.

Áreas Involucradas Dpto. Comercial, Dpto. Proyectos e Ingeniería y el Dpto. de Prevención de Riesgos y Medio Ambiente.

Forma de cálculo

( )

x100Concesión la de Población

Familia por Personas de Número x Clientes de Número

Consideraciones:

El Dpto. de Proyecto e Ingeniería alcanzará la información población de la concesión.

Fuente auditable

Datos históricos

2007: 63,42 2008: 66,62 2009: 68,72 2010: 73,44 2011: 75,53


Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará alcanzar el 82,69 % de coeficiente de electrificación.

Plan Operativo 2012


Indicador 13 ACTIVIDADES PROMOVIDAS PARA USO PRODUCTIVO QUE INCREMENTEN EL CONSUMO DE ENERGÍA

Fundamento La implementación de actividades para promover los usos productivos de la energía eléctrica, permitirá que se incremente el consumo de energía eléctrica con responsabilidad social y preservación del medio ambiente.

Ámbito del desempeño Gestión de responsabilidad social y prevención del medio ambiente.


Unidad Porcentaje.

Áreas Involucradas Dpto. de Planeamiento y Desarrollo, Imagen Institucional, Departament de Prevención de riesgos y medio ambiente y el Dpto. Comercial.

Forma de cálculo

100 x sProgramada es Actividadde N

dasImplementa es Actividadde N

°°

Consideraciones: El Dpto. Comercial alcanzará el programa referente a las Actividades Promovidas para Uso Productivo que Incrementen el Consumo de Energía.

Fuente auditable Formato de Evaluación del Grado de Satisfacción del Cliente.

Datos históricos 2010: 100 2011: 100


Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará el 100% de cumplimiento del “Programa de Actividades Promovidas para Uso Productivo que Incrementen el Consumo de Energía”.

Plan Operativo 2012


Indicador 14 IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL INTERNO - COSO

Fundamento

El enfoque COSO, es el marco conceptual de control interno de la gestión de riesgo del negocio. La implementación o el desarrollo de esta metodología permitirá evaluar y analizar la gestión de riesgos dentro de nuestra empresa.

Ámbito del desempeño Control de gestión.


Unidad Porcentaje.

Áreas Involucradas Todas las áreas de la empresa.

Forma de cálculo



°°

Consideraciones:

- La Gerencia de Administración y Finanzas, alcanzará el Plan de Implementación del Sistema de Control Interno – COSO, programando actividades de manera mensual. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.

- En caso de que alguna actividad no fuera realizado se indicará los motivos por el cual no se cumplió.

Fuente auditable Plan de Implementación del Sistema de Control Interno – COSO.



Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará el cumplimiento del Plan de Implementación del Sistema de Control Interno al 100%.

Plan Operativo 2012


Indicador 15 IMPLEMENTACIÓN DEL CÓDIGO DE BUEN GOBIERNO

CORPORATIVO - CBGC

Fundamento La implementación de este sistema, permitirá controlar y dirigir el comportamiento de nuestra empresa; haciéndole más confiable, eficiente, equitativa y justa.



Unidad Porcentaje.


Forma de cálculo



°°

Consideraciones:

- La Gerencia de Administración y Finanzas, alcanzará el Plan de Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo – CBGC, programando actividades de manera mensual. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Plan de Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo – CBGC.



Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre


Frecuencia de repo rte al FONAFE

Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará el cumplimiento del Plan de Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo al 100%.

Plan Operativo 2012


Indicador 16 PROCESOS CERTIFICADOS Y RECERTIFICADOS

Fundamento La implementación de procesos certificados y recertificados, permitirá fortalecer el control de la gestión empresarial así como su optimización.



Unidad Porcentaje.


Forma de cálculo

100 x sProgramado adosRecertific o osCertificad Procesos de N

adosRecertific o osCertificad Procesos de N

°°

Consideraciones:

- El Dpto. de Planeamiento y Desarrollo de la Gerencia de Desarrollo Empresarial, alcanzará el Programa de Procesos Certificados y Recertificado, con actividades de manera mensual. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Programa de Procesos Certificados y Recertificados.

Datos históricos 2010: 100 2011: 90,00


Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará el cumplimiento del Programa de Procesos Certificados y Recertificados al 100%.

Plan Operativo 2012


Indicador 17 EVENTOS DE DIFUSIÓN Y EVALUACIÓN DE VALORES

Fundamento Fortalecer los valores empresariales a través de la difusión de los valores consignados en el Plan Estratégico 2009-2013 y asegurar su entendimiento a través de evaluaciones permanentes.

Ámbito del desempeño Desarrollo del personal.


Unidad Porcentaje.

Áreas Involucradas Oficina de Imagen Institucional y Dpto. de Recursos Humanos.

Forma de cálculo


Realizadas es Actividadde N

°°

Consideraciones: - La Oficina de Imagen Institucional y el Dpto. de Recursos Humanos

alcanzarán un programa de actividades mensualizado referente a los eventos de difusión y evaluación de valores empresariales. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Programa de Difusión y Evaluación de Valores Empresariales.



Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará dar cumplimiento al 100% el Programa de Difusión y Evaluación de Valores.

Plan Operativo 2012


Indicador 18 MECANISMOS DE COMUNICACIÓN

Fundamento Fortalecer el sistema de comunicación interna, desarrollando la estrategia y los mecanismos de comunicación necesaria, obteniendo el enriquecimiento de la relación entre todos los trabajadores de la empresa.

Ámbito del desempeño Gestión de comunicación interna.


Unidad Porcentaje.

Áreas Involucradas Of. Imagen Institucional y Dpto. de Recursos Humanos.

Forma de cálculo


Realizadas es Actividadde N

°°

Consideraciones: - La Of. de Imagen Institucional y el Dpto. de Recursos Humanos

alcanzarán un programa de actividades mensualizado referente a la implementación de mecanismos de comunicación interna. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Programa de Comunicación Interna.



Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará dar cumplimiento de la Implementación del Programa de Mecanismos de Comunicación al 100%.

Plan Operativo 2012


Indicador 19 CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE CAPACITACIÓN

Fundamento El Programa de Capacitación es una de las bases más importantes para el desarrollo de la empresa y sus trabajadores.

Ámbito del desempeño Desarrollo del personal.


Unidad Porcentaje.

Áreas Involucradas Dpto. de Recursos Humanos y demás áreas de la empresa.

Forma de cálculo

100 x sProgramada es Actividadde Número

dasImplementa es Actividadde Número

Consideraciones:

- El Dpto. de Recursos Humanos alcanzará el Plan de Capacitación, programando actividades de manera mensual. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Plan de Capacitación.


Meta para el año 2012 2012: 100

Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará el cumplimiento del Programa de Capacitación al 100%.

Plan Operativo 2012


Indicador 20 GRADO DE CUMPLIMIENTO DE LA DIRECTIVA DE TRANSPAREN CIA

Fundamento

Este indicador corresponde al Ranking Corporativo de Transparencia, definido por FONAFE. Constituye una herramienta fundamental para contribuir a la construcción de una cultura empresarial al servicio de la comunidad, basada en una gestión confiable.

Ámbito del desempeño Transparencia en la gestión.


Unidad Porcentaje.

Áreas Involucradas Dpto. Planeamiento y Desarrollo.

Forma de cálculo

Puntaje promedio del Ranking Corporativo

de Transparencia de FONAFE vigente Consideraciones: El Dpto. de Planeamiento y Desarrollo alcanzará el Ranking Corporativo de Transparencia de FONAFE.

Fuente auditable Políticas elaboradas e Informe de Difusión.



Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral.

Interpretación Literal Durante el periodo 2012 se logrará cumplir al 100% la Directiva de Transparencia de FONAFE.

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