2013
GERENCIA DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO EMPRESARIAL
DIVISIÓN SGI Y RSE
ACUERDO DE DIRECTORIO Nº 001-2012/026 FONAFE
RESOLUCIÓN DE DIRECCIÓN EJECUTIVA
N° 066-2012/DE-FONAFE
Cusco Enero 2013
PLAN OPERATIVO
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 2
PLAN OPERATIVO - EGEMSA EJERCICIO 2013
I. ASPECTOS GENERALES 1.1. Naturaleza Jurídica EGEMSA, es una empresa del Estado de derecho privado.
1.2. Objeto Social El objetivo de la empresa es generar y suministrar energía eléctrica a sus clientes de los mercados regulados, libres y al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN, median-te líneas de transmisión propias y de terceros. 1.3. Accionariado De conformidad a lo establecido en el Estatuto Social de la Empresa, el Capital Social de EGEMSA, pertenece el 100% al Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empre-sarial del Estado – FONAFE, el mismo que está compuesto por cuatro tipos de clases, de-bidamente inscritos en los Registro Públicos de la ciudad del Cusco, con un total 555’662,478 acciones, equivalente a 555’662,478 nuevos soles.
1.4. Misión
Misión Corporativa de EGEMSA
Generar y comercializar energía eléctrica de manera eficiente logrando la satisfacción de nuestros clientes, brindando un entorno laboral adecuado e incrementando el valor de la
empresa bajo una política de responsabilidad con la sociedad y el medio ambiente.
1.5. Visión
Visión Corporativa de EGEMSA al 2013
Ser reconocida como modelo de la empresa eficiente y responsable.
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1.6. Marco Regulatorio Ley N° 27170 - Ley del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial
del Estado - FONAFE, su Reglamento, y modificatorias. Decreto Legislativo N° 1031 - Decreto Legislativo que Promueve la Eficiencia de la Acti-
vidad Empresarial del Estado y su Reglamento. Decreto Supremo N° 176-2010/EF, Reglamento del Decreto Legislativo N° 1031 que
promueve la eficiencia de la actividad empresarial del Estado. Ley N° 27245 - Ley de Responsabilidad y Transparencia Fiscal, su reglamento y normas
modificatorias y complementarias. Ley N° 28411 - Ley General del Sistema Nacional de Presupuesto. Ley N° 28832 – Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica. Ley N° 27293 - Ley del Sistema Nacional de Inversión Pública, su Reglamento y normas
modificatorias y complementarias. Decreto Legislativo N° 1017 - Ley de Contrataciones del Estado, su Reglamento y nor-
mas modificatorias y complementarias Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y sus modificatorias. Decreto Supremo Nº 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y sus
modificatorias. Decreto de Urgencia 049-2008, que asegura continuidad en la prestación del servicio
eléctrico. Código del Buen Gobierno Corporativo, aprobado por Acuerdo de Directorio N° 001-
2006/004-FONAFE, y modificatorias. Código Marco de Control Interno de las Empresas del Estado, aprobado por Acuerdo
de Directorio N° 001-2006/028-FONAFE y modificatorias.
1.7. Estructura Organizacional de la Empresa Con la finalidad de optimizar los recursos de la Empresa, para el desarrollo del Proyecto de la Rehabilitación Segunda Fase de la Central Hidroeléctrica Machupicchu, se modificó di-cha estructura con la incorporación de la Jefatura del Proyecto con un nuevo Cuadro de Asignación de Personal, el mismo que fue aprobado el 30 de junio 2009 en Sesión de Di-rectorio N° 381, según el siguiente detalle.
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1.8. Factores críticos de éxito
a) Ejecución de la Obra rehabilitación de la segunda fase de la central hidroeléctrica Machupicchu.
b) Obtención de contratos de venta de energía. c) Afianzamiento hídrico de la cuenca del Vilcanota. d) Monitoreo permanente de la quebrada Ahobamba. e) Repuestos oportunos para la C. H. Machupicchu. f) Mejorar la confiabilidad de nuestras instalaciones. g) Mejoramiento de la vía alterna de acceso para la Central Hidroeléctrica Machupic-
chu. h) Fortalecer los valores empresariales y ambiente laboral.
1.9. Área de Influencia El área de influencia de EGEMSA está ubicada en el sur este del país, así como a nivel Na-cional.
1.10. Soporte operativo
- Central Hidroeléctrica Machupicchu - Central Térmica Dolorespata - Subestación Machupicchu - Subestación Cachimayo
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- Subestación Dolorespata - Represa Sibinaccocha - Línea de transmisión Machupicchu – Cachimayo (L-1001) - Línea de transmisión Machupicchu – Quencoro (L-1002) - Línea de transmisión Cachimayo – Dolorespata (L-1003) - Taller Central de Mantenimiento
1.11. Logros
a. Principales logros obtenidos durante el año 2011 Gestión Obra Central Hidroeléctrica Machupicchu. Avance físico de obras civiles: 19.01%.( acumulado 30.46%) Avance físico de obras Electromecánicas: Diseño 95 %, Fabricación 70%,
Montaje 0%.
Gestión Administración Implementación de un sistema de gestión y evaluación del desempeño basa-
do en competencias del capital humano – 90 grados. Implementación del plan de capacitación acorde con las necesidades de cada
una de las áreas. Medición del Clima Laboral
Gestión Operaciones La producción de energía eléctrica alcanzada durante el presente ejercicio
fue de 743,091.76 MWh superior en 2.90% con respecto a la generación del ejercicio 2010 y 1.50% superior al promedio de generación del años 2002 al 2010, sin embargo, ha sido inferior en 0.20% con respecto a la energía pro-yectada bajo un escenario medio, esto por las reducciones de generación so-licitadas por el COES en un promedio de 7 MW diarios por Regulación Prima-ria de Frecuencia (RPF).
El tiempo de mantenimiento anual programado para la ejecución de inspecciones y actividades preventivas a los grupos de generación fue de 360 horas, habiéndose cumplido el objetivo programado en 299 horas; es decir se logró una reducción del 17 % en los tiempos de ejecución.
El tiempo medio de mantenimiento de los grupos de la planta fue programa, para el 2011, en 6.46 horas. Se consiguió optimizar este tiempo hasta 4.43 horas por grupo.
Recepción de los nuevos armarios para el sistema de regulación de velocidad para la Central Hidroeléctrica Machupicchu, con la finalidad de modernizar este sistema y como principal característica la introducción del sistema de redundancia, cuya puesta en servicio se desarrollará en Junio del 2013.
Diagnóstico especializado (a cargo del fabricante), del estado de los alternadores y cojinetes de los Grupos de la Planta.
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Evaluación y mantenimiento de los interruptores de potencia en 138 kV de todas las Subestaciones.
Habilitación de seis torres de transmisión para la atención de eventuales contingencias en las Líneas 138 kV.
Adquisición de nuevos interruptores de potencia, seccionadores y pararrayos 138 kV para la modernización de la bahía de la línea Machupicchu – Cachimayo (L-1001) en la Subestación Cachimayo. La puesta en servicio se ejecutara el 2012.
Expediente técnico para la obra de captación de agua del rio Ahobamba para mejorar el sistema de refrigeración de los Grupos de la Central.
Reparación parcial e integral de ocho rodetes Pelton. Reparación de un rodete Pelton de EGASA mediante Convenio de
Cooperación Técnica Interinstitucional. Modernización del sistema de onda portadora de la línea de transmisión
Cachimayo – Dolorespata (L-1003) con la instalación y puesta en servicio de nuevos equipos de onda portadora digital, para garantizar los servicios de comunicación y tele protección de este importante enlace.
Gestión Planificación Suscripción Contratos del Convenio de Cooperación Empresarial y Adquisi-
ción de Activos con la empresa Luz del Sur S.A.A, para el desarrollo de la Cen-tral Hidroeléctrica Santa Teresa, con una participación para EGEMSA del 15 % de la potencia firme y energía generada, equivalente a un ingreso neto apro-ximado de 4 millones de dólares anuales.
Aprobación del estudio de perfil de represamiento laguna Langui-Layo-Kunturkanky, con fines de Afianzamiento Hídrico, e inicio del estudio de Fac-tibilidad.
Obtención de la Concesión definitiva Central Hidroeléctrica Santa Teresa Reconocimiento servidumbre convencional de acueducto obras hidroeléctri-
ca de EGEMSA a favor de Luz del Sur S.A.A. Ejecución obra de ampliación del Taller Central.
Gestión Comercial Durante el año 2011, se suscribieron contratos de suministro eléctrico y
adendas beneficiosas para EGEMSA, que aseguran los ingresos por venta de energía de la empresa para los próximos años; en particular, se contrató la mayor parte de la potencia y energía firme de EGEMSA para los años 2012 y 2013. Se suscribieron los siguientes contratos y adendas:
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Asimismo, durante los meses de Enero a Octubre, se compró energía al Mer-cado Spot para cubrir los excesos de consumo de nuestro cliente Electro Sur Este S.A.A., en circunstancias que el costo marginal del SEIN era mucho me-nor al precio regulado por OSINERGMIN; esto ha significado un ingreso apro-ximado de 4.5 millones de Nuevos Soles.
b. Principales logros esperados a obtener el 2012
Gestión Obra Central Hidroeléctrica Machupicchu. Avance físico de obras civiles: 31.53% (acumulado 63.00 %) Avance físico de obras Electromecánicas: Diseño 78 %, Fabricación 89%, Montaje 5%.
EMPRESA POTENCIA CONTRATADA PERIODO PRECIO US$/MWh OBSERVACIONES
Electro Sur Este S.A.A. 25/40/10 MW 2008 - 2013 42.5Precio en función a la Tarifa de
Barra
INCASA 9.5/25 MW 2011 - 2017 41.68/42.22/43.21 En horas punta y fuera de punta
COELVISAC 17.3/23.6 - 29.3/35.1 MW 2010 - 2014 39.67Precio en función a la Tarifa de
Barra
XSTRATA TINTAYA 15 MW 2002 - 2012 37.39Tercera adenda de Contrato
ampliación de plazo hasta Oct. 2012
CONENHUA 12.5 / 15 MW 2002 - 2012 40.00Setima adenda de Contrato
ampliación de plazo, dic 2012
Gy M S.A 0.5 y 1.5 MW 2009 - 2013 49.11 En horas punta y fuera de punta
Hidrandina
Electro Nor Oeste
Electro Norte
Electro Centro
Coelvisac
20 MW 2013 - 2022 48.37
Licitación de Suministro Eléctrico
de Largo Plazo organizado por
DISTRILUZ.
ELECTRODUNAS 29.89 MW 2014 - 2018 42.74
Licitación de Suministro de Energía
Eléctrica de Largo Plazo organizada
por Electro Dunas
DUKE ENERGY
EGENOR20 MW 2013 41.81
Suministro destinado al mercado
regulado de Duke Energy
-
30.00
60.00
90.00
120.00
150.00
180.00
210.00
240.00
-
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
65,000
70,000
75,000
80,000
en
e-0
8
en
e-0
9
en
e-1
0
en
e-1
1
en
e-1
2
en
e-1
3
Co
sto
Mar
gin
al -
Tari
fa e
n B
arra
(US$
/MW
h)
Ene
rgía
(MW
h)
ADMINISTRACIÓN DE LA ENERGÍA (MWh) - COSTO MARGINAL (US$/MWh)
CMg
(US$/MWh)
Tarifa en Barra
(US$/MWh)
Producción
EGEMSA
TOTAL ENERGÍA DISPONIBLE Venta a Clientes CMg
Medio Anual…
88.21
32.1921.46
24.07
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Gestión Administración Desarrollo del sistema de gestión y evaluación del desempeño basado en
competencias del capital humano – 180 grados. Migración de los sistemas de operativos a plataformas modernas y perma-
nente mantenimiento de los sistemas de contabilidad, almacenes, etc. Paz laboral por buenas relaciones con trabajadores, se traduce en trato di-
recto en negociación colectiva, atención medico preventiva. Counseling Laboral.
Gestión Operaciones A diciembre 2012 de producción de energía eléctrica alcanzó los 736,201.71
MWh, lo que representa un 0.93% inferior a la ejecución del Ejercicio 2011; debido a las siguientes razones i). reducciones de generación solicitadas por el COES para los fines de Regulación Primaria de Frecuencia, que al mes de diciembre se tuvo de 45,644.5 MWh que representa el 6.2% de la energía generada, ii). dos paradas de central (28 y 29 de abril) originalmente no previstas en el plan de mantenimiento 2012, para efectos de inspección escaneo del túnel de aducción para verificación de la capacidad de ingreso de agua ha dicho túnel.
Reparación del transformador siniestrado 33.5 MVA; 13.8/138 kV de la Subestación Machupicchu con un costo de US$ 736,320 y tiene como fecha de culminación en noviembre 2012.
Evaluación y pruebas del estado del aislamiento de los alternadores de la central después de 11 años de operación, cuyo estado del aislamiento es aún satisfactorio, sin embargo, el informe indica que los alternadores habrían consumido más del 50% de su vida útil recomendándose la pronta ejecución de un mantenimiento integral (overhaul) a los alternadores el cual está sien-do programado para el 2013.
Reemplazo del segundo banco de baterías en 110 Vcc de la Casa de Máquinas de la Planta para garantizar la confiabilidad del sistema de baterías que emplean los sistemas de control, mando y protección de los grupos.
En Julio se efectuó el mantenimiento de las celdas 138/10.5 kV correspondientes a los tres transformadores de potencia de la Subestación Dolorespata. Al respecto, se viene coordinando con la División de Estudios de la Gerencia de Planificación los aspectos técnicos conducentes a la adquisición y puesta en servicio de un nuevo transformador de 25/30 MVA en reemplazo de uno existente de 12.2 MVA el mismo que forma parte del Plan de Inversiones establecido por OSINERGMIN para el periodo 2013 – 2017.
Mediante Convenio de Cooperación Interinstitucional se concluyó con la reparación parcial de un Rodete Pelton de la Central Hidroeléctrica Charcani V – EGASA. El costo de reparación establecido en el Convenio ascendió a US$ 26,350.56.
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De igual manera por Convenio de Cooperación Interinstitucional, se viene ejecutando la reparación integral de un Rodete Pelton de la Central Hidroeléctrica de San Gabán por un monto de S/. 365,905.51; y la reparación de dos rodetes de la Central Hidroeléctrica Aricota (EGESUR) por S/.148,792.23; estos trabajos deben ser concluidos antes de la finalización del presente ejercicio.
Puesta en servicio de nuevos interruptores, seccionadores y pararrayos 138 kV de la celda L-1001 en la Subestación Cachimayo.
Gestión Planificación Elaboración del estudio de regulación horaria a nivel de perfil. Estudio de afianzamiento hídrico cuenca Vilcanota. Conclusión obra de Ampliación del Taller Central de mantenimiento. Aprobación del Expediente Técnico de Contratación para la ejecución de la
Construcción de la Defensa Ribereña en el campamento km 107 Sector Ope-raciones - Represa – CHM.
Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo (CBGC). Desarrollo e Implementación del Sistema de Control interno (COSO). Elaboración del Plan Estratégico Responsabilidad Social Empresarial 2013-
2017. Aprobación del Proyecto de evaluación arqueológica con excavaciones con
fines de delimitación y señalización de sitios arqueológicos en área de la C.H Santa Teresa.
Recertificación del Sistema de Gestión Integrado (ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001).
Auditoria internas de seguimiento al Sistema de Gestión Integrado. Obtención de la 1° Adenda de Modificación de la Concesión de Generación
de la Central Hidroeléctrica Machupicchu en su I y II Fases. Medición y mejoramiento del Clima Laboral.
Gestión Comercial Se logró contratar toda la energía firme de la C.H. Machupicchu. Se suscribieron las siguientes adendas: Sexto Addendum con COELVISAC: se amplía potencias contratadas del sumi-
nistro en Arequipa (hasta 7 MW en horas de punta y 18.5 MW en horas fuera de punta).
Octavo Addendum con CONENHUA: se define exclusividad de suministro y actualización de precios.
Primer Addendum con GyM S.A.: se amplía plazo de contratación hasta la fi-nalización de la construcción de la Segunda Fase de la CH Machupicchu.
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De enero a Agosto 2012 se ha logrado un margen de comercialización de 7.65 mi-llones de soles, por la existencia de contratos a firme, respecto de haber vendido la energía a costo marginal
a. Principales logros esperados a obtener el 2013
Gestión Obra Central Hidroeléctrica Machupicchu. Avance físico de obras civiles: 37.00 % (acumulado 100.00 %) Avance físico de obras Electromecánicas: Diseño 100 %, Fabricación 100 %,
Montaje 100 %.
Gestión Administración Desarrollo del sistema de gestión y evaluación del desempeño basado en
competencias del capital humano – 360 grados. Implementación de un Sistema Integrado de Información Gerencial (SIG) - I
Etapa. Implementación sistematizada de contabilidad. Implementación del Sistema de Incentivos basado en Resultados. Culminación de migración en contabilidad a la utilización de las NIC (normas
internacionales de contabilidad).
Gestión Operaciones Se tiene previsto alcanzar la producción de 747 902.52 MWh bajo un escena-
rio medio. Implementar un sistema hidráulico de respaldo para el control de la válvula
mariposa y evitar paralizaciones forzadas de la central Machupicchu. Debido al reordenamiento urbano de la localidad de Aguas Calientes y ante
las fallas suscitadas, se ha programado la reubicación y montaje de cable de fibra óptica del tramo Aguas Calientes – Represa.
Adquirir una ambulancia para la eventual evacuación del personal de la Plan-ta ante emergencias.
En coordinación con la Gerencia de Planificación y Desarrollo Empresarial se efectuarán las adquisiciones previstas en el Plan de Inversiones OSINERGMIN 2013 – 2017 y que contemplan, en la Subestación Dolorespata, el reemplazo de un transformador de potencia de 12.2 MVA por uno de 30 MVA así como la implementación de un nuevo banco de capacitores de 10 MVar.
En la Subestación Dolorespata se tiene previsto el cambio de pararrayos de 138 kV por unidades de óxido de zinc.
Después de más de 15 años de funcionamiento y ante fallas continuas pre-sentadas en sus componentes se ha programado para la Subestación Dolo-respata el cambio de los bancos de baterías de 48 y 110 Vcc; similarmente, en la Subestación Cachimayo se prevé el cambio del banco de 110 Vcc.
En la Subestación Cachimayo se ha programado el mantenimiento integral del transformador de potencia de 138/60/22.9 kV en el cambiador de tomas o taps y la estanqueidad del mismo.
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En la Subestación Cachimayo se ha considerado efectuar el cambio de los transformadores de corriente pertenecientes a la Línea L-1001 los mismos que fueron adquiridos y entregados el año 2012.
Mediante la modalidad de Convenios se prevé la reparación integral de un rodete Pelton y anillos de estanqueidad de la Central Hidroeléctrica San Ga-bán; así mismo, se tiene prevista la reparación de un rodete de la Central Hi-droeléctrica Yuncán.
Preparación de las instalaciones del Taller Central de Mantenimiento para la ejecución de trabajos en los nuevos rodetes Francis y que comprende la ad-quisición y puesta en servicio de un nuevo puente grúa de 25 Ton, la fabrica-ción de nuevos hornos de precalentamiento y tratamiento térmico, la adqui-sición de una máquina de soldar multiproceso y la implementación de un sis-tema de control numérico para el torno vertical.
Actividades de monitoreo geológico incorporadas permanentemente en EGEMSA a través de un Ing. Geólogo dedicado a tal fin, permitirán la eficaz ejecución y control de los fenómenos geológicos que se presentan en la cuenca del Ahobamba – Salkantay, la presa de Sibinaccocha y las líneas de transmisión.
Gestión Planificación Construcción de la Defensa Ribereña en el campamento km 107 Sector Ope-
raciones - Represa – CHM. Afianzamiento Hídrico Cuenca del Vilcanota. Ampliación Capacidad de Transformación SEDO. Mejoramiento de Instalaciones en los Campamentos km 107 y km 122 de la
C.H. Machupicchu. Cerco perimétrico Cachimayo. Captación de Agua del Río Ahobamba para Optimizar los Sistemas de Refri-
geración de la C.H. Machupicchu. Celda de transformador SET MAT/AT DOLORESPATA. (Disposición
OSINERGMIN). Celda compensador SET MAT/AT DOLORESPATA. (Disposición OSINERGMIN). Desarrollo e Implementación del Plan Estratégico de Responsabilidad Social
Empresarial. Auditoria externas de seguimiento al Sistema de Gestión Integrado. Auditoria internas de seguimiento al Sistema de Gestión Integrado. Desarrollo e Implementación del Sistema de Control Interno – COSO. Implementación del Sistema Código marco del Buen Gobierno Corporativo –
CBGC de empresas del estado. Aprobación del Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos – CIRA en
el área de influencia de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa para su trans-ferencia a la empresa Luz del Sur.
Medición del Clima Laboral y Couseling Laboral.
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Gestión Comercial Para el año 2013 se busca contratar la totalidad de la potencia y energía fir-
me de la Primera Fase de la CH Machupicchu; asimismo, se debe iniciar la contratación de la potencia y energía firme de la Segunda Fase de la Central Hidroeléctrica Machupicchu.
La venta de energía prevista alcanzar para este ejercicio es de 723 154.83 Mwh bajo un escenario medio.
Implementación del Software del Sistema Comercial en su integridad para mejorar los procesos de gestión en las Divisiones Centro de Control, Contra-tos y Transferencias, mejorando la gestión de indicadores de gestión comer-cial y la alimentación del motor de base de datos.
Capacitación del nuevo personal del Centro de Control con pasantías en el COES y otras entidades del sector, con la finalidad de mejorar el desempeño del personal encargado de la operación de las instalaciones de la empresa en tiempo real.
Capacitar al Personal de la Gerencia Comercial en la gestión y operación con la implementación de la II Fase de la CH Machupicchu, la reconfiguración to-pológica del sistema eléctrico con las líneas de transmisión que se construi-rán en el área de influencia de la CH Machupicchu.
II. Líneas de negocio de la Empresa
2.1. Descripción de las Líneas de negocio de la empresa EGEMSA, por ser una empresa de generación, tiene como única línea de negocio el sumi-nistro de energía eléctrica en bloque a las empresas distribuidoras, clientes libres y al mercado Spot. 2.2. Información cuantitativa de líneas de negocio de los años: Real al 2011, estimado
año 2012 y previsto 2013 EGEMSA, cuenta con una potencia instalada de 106.07 MW, compuesta por las siguientes centrales:
Central Hidroeléctrica Machupicchu : 90.45 MW Central Térmica Dolorespata (retirado del COES) : 15.62 MW
a. Producción El total de la producción total de energía eléctrica es el 99% hidráulica y proveniente de la Central Hidroeléctrica Machupicchu. En la actualidad la Central Térmica Dolorespata, se encuentra retirada de la operación comercial del COES. Para la entrega de la energía eléctrica a sus clientes EGEMSA utiliza instalaciones de transmisión propia (Machupicchu – Cusco) y de la empresa de transmisión Red de Energía del Perú - REP.
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 13
A diciembre 2012 de producción de energía eléctrica alcanzó los 736,201.71 MWh, lo que representa un 0.93% inferior a la ejecución del Ejercicio 2011; debido a las siguientes razones i) reducciones de generación solicitadas por el COES para los fines de Regulación Primaria de Frecuencia, que al mes de diciembre se tuvo de 45,644.5 MWh que representa el 6.2% de la energía generada, ii) dos paradas de central (28 y 29 de abril) originalmente no previstas en el plan de mantenimiento 2012, para efectos de inspección escaneo del túnel de aducción para verificación de la capacidad de ingreso de agua ha dicho túnel. La programación de la producción de generación hidráulica bruta para el año 2013, bajo un escenario medio se tiene previsto alcanzar los 747,902.52 MWh. A continuación se muestra la evolución de la producción de generación hidráulica de la Central Hidroeléctrica Machupicchu del 2002 al 2013.
(*) PLAN OPERATIVO 2013 / BALANCE DE PRODUCCIÓN Y VENTA 2001-2013.XLSX
b. Compra de energía eléctrica del sistema Debido a la postergación de la parada de la Central Hidroeléctrica Machupicchu por las obras de rehabilitación de la segunda fase, no se ha previsto la compra de energía eléctri-ca durante el ejercicio 2013. c. Ventas Las ventas de EGEMSA están orientadas principalmente a dos tipos de mercado: Regulado y Libre. En el primero se encuentran las empresas distribuidoras Electro Sur Este S.A.A. y Consorcio Eléctrico Villacuri - Coelvisac y en el segundo, los usuarios libres Consorcio Eléc-trico Villacuri-Coelvisac (Lima, Yura) , Incasac, Distriluz – Coelvisac y G&M S.A.
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Adicionalmente se comercializa energía en el mercado spot a través de las transferencias de energía a otros generadores integrantes del COES, energía que es valorizada a los cos-tos marginales que se presentan en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN. El volumen máximo comercializado a diciembre 2012 por EGEMSA, con contratos suscritos con sus clientes, alcanzó la cifra de 742 399.93 MWh obteniéndose una disminución del 13.88% con respecto al año 2011, por la mayor compra de energía eléctrica al mercado de transferencias del SEIN con un volumen de 34,661.84 MWh, para atender el exceso de la demanda de nuestro cliente Electro Sur Este S.A.A. La programación de las ventas para el ejercicio 2013 bajo el escenario medio, que se espe-ra alcanzar es de 723,154.83 MWh como se puede apreciar a continuación:
(*) PLAN OPERATIVO 2013 / BALANCE DE PRODUCCIÓN Y VENTA 2001-2013.xlsx
d. Ingresos por venta de energía eléctrica Los ingresos por venta de energía eléctrica al mes de diciembre 2012 según el repor-te de Estado de Resultados Integrales de los estados financieros es del orden de S/. 112’479,332.00 significando una disminución del 3.69% con respecto al ejercicio 2011 por la mayor compra de energía eléctrica para atención del cliente electro Sur Este S.A.A. Mientras que la programación de los ingresos por venta de energía eléctrica para el ejercicio 2013 bajo el escenario medio está en el orden de S/. 115’483,697.00.
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e. Balance de producción y venta de energía Considerando la producción, compra de energía, consumo propio, las pérdidas de energía, y las ventas de energía en el mercado regulado, libre y spot se obtiene el siguiente balan-ce:
(*) PLAN OPERATIVO 2013 / PRODUCCIÓN Y VENTA DE ENERGÍA 2013 Graf.XLSX
f. Clientes EGEMSA cuenta con los siguientes clientes: CLIENTES 2012 Nuestros clientes para el ejercicio 2012 son los siguientes:
CLIENTES MERCADO POTENCIA CONTRATADA FECHA FINALIZACIÓN
Libre
HP: 9.5 MW HFP: 25 MW
31/12/2017
Libre 12.5 MW (1 Enero – 14 Setiembre)
15 MW (15 Septiembre – 31 Diciembre) 31/12/2012
Regulado 25 MW (Enero – Octubre)
40 MW (Noviembre - Diciembre) 31/12/2013
Regulado y Libre
HP: 17.30 - 23.60 MW HFP: 29.3 – 35.10 MW
31/12/2014
Libre 15 MW 31/10/2012
Libre HP: 1 MW
HFP 1.5 MW 27/04/2012
HP: Horas Punta HFP: Horas Fuera de Punta Fuente: Elaboración Propia
REQUERIDA PARA LA PRODUCCION
7,572.33
PRODUCCION BRUTA 747,902.52
PRODUCCION NETA
740,033.19
MERCADO LIBRE
544,419.82
COMPRA ENERGIA SISTEMA 0.00
Perdidas en lineas propias y terceros
17,175.36
Venta a Clientes 723,154.83
COES
23,563.69MERCADO REGULADO
155,171.33
ELSE 54,452.91
COELVISAC
100,718.42INCASAC
178,780.05DISTRILUZ
109,181.20 DUKE ENERGY
108,905.82COELVISAC
144,137.85G Y M S.A.
3,414.90
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 16
CLIENTES 2013 Nuestros clientes para el ejercicio 2013 son los siguientes:
CLIENTES MERCADO POTENCIA CONTRATADA FECHA FINALIZACIÓN
Libre
HP: 9.5 MW HFP: 25 MW
31/12/2017
Regulado 10 MW 31/12/2013
Regulado y Libre
HP: 19 - 23.30 MW HFP: 34.8 – 39.10 MW
31/12/2014
Libre HP: 0.5 MW HFP 1.5 MW
Finalización Cons-trucción 2da Fase CH
Machupicchu
Libre 20 MW 31/12/2013
Regulado (Adjudicado en
Licitación de Largo Plazo)
20 MW 31/12/2022
HP: Horas Punta HFP: Horas Fuera de Punta Fuente: Elaboración Propia
III. Plan Operativo
El Plan Operativo para el ejercicio 2013 de EGEMSA, es el resultado del planeamiento a corto plazo, de las actividades y metas trazadas por cada una de las áreas que conforman la empresa y contienen las consideraciones adoptadas y sustentadas, constituyendo así la base para la formulación del Presupuesto, Plan Anual de Contrataciones y el Plan Anual de Capacitación. La elaboración de este instrumento de gestión, se ha realizado con la participación directa de las Gerencias de Área y Jefaturas, puntualizando con detalle, para los fines internos de gestión, las estrategias y metas empresariales a nivel de cada área funcional. 3.1. Principales objetivos y metas del Plan Estratégico – Mapa Estratégico de la Empre-
sa.
a. Objetivos estratégicos
Nº Objetivos Estratégicos
O1 Objetivo Estratégico 1.0 Maximizar la rentabilidad de la empresa
O2 Objetivo Estratégico 2.0 Fortalecer las relaciones con grupos de interés
O3 Objetivo Estratégico 3.0 Promover la transparencia de la empresa
O4 Objetivo Estratégico 4.0 Optimizar la gestión de la empresa
O5 Objetivo Estratégico 5.0 Fortalecer la cultura organizacional, la integración y desa-
rrollo del personal
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 17
b. Metas del Plan Estratégico
Las metas del Plan Estratégico se encuentran en la Matriz Estratégica en el Anexo N° 01.
c. Mapa Estratégico de la Empresa
A continuación se presenta el Mapa Estratégico empresarial bajo las cuatro perspecti-vas de: Aprendizaje, Procesos, Clientes y Finanzas
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 18
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 19
3.2. Relación entre los objetivos del Plan Operativo de la Empresa y los Objetivos del
Plan Estratégico de la Empresa, de FONAFE y del Sector
OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE LA EMPRESA ALINEADOS A LOS OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE FONAFE Y EL SECTOR
OBJETIVOS DESCRIPCIÓN
OBJETIVOS ESTRATÉGICOS
DE LA EMPRESA FONAFE (1) SECTOR (2)
Objetivo Estratégico 1 Maximizar la rentabilidad de la empresa A I
Objetivos Operativos 1 Asegurar la sostenibilidad de la Empresa A I Objetivos Operativos 2 Optimizar los costos A I Objetivo Estratégico 2 Fortalecer la relaciones con los grupos de interés B II
Objetivos Operativos 1 Desarrollar e implementar un plan de responsabilidad social sostenido
B II
Objetivo Estratégico 3 Promover la transparencia de la empresa E III, IV
Objetivos Operativos 1 Cumplir con la normativa de la transparencia E III, IV Objetivo Estratégico 4 Optimizar la gestión de la empresa C I, III
Objetivos Operativos 1 Eficiencia de las inversiones C I, III Objetivos Operativos 2 Fortalecer la gestión empresarial y administración del riesgo C I, III
Objetivo Estratégico 5 Fortalecer la cultura organizacional, la integración y el desarrollo del personal D IV
Objetivos Operativos 1 Desarrollar las competencias del personal D IV
Objetivos Operativos 2 Afianzar los valores y el ambiente laboral D IV CUADRO Nº 1 OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE FONAFE
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 el Desarrollo del Personal
E Promover la Transparencia en la Gestión de las Empresas del Holding y Encargos.
CUADRO Nº 2
OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL SECTOR (Ministerio de Energía y Minas)
LITERAL OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL SECTOR
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 con eficiencia y eficacia la actividad minera a fin de contribuir al desarrollo del país. Promover el desarrollo sostenible, racional y competitivo del sector minero, priorizando la inversión privada.
III Promover la preservación y conservación del medio ambiente por parte de las empresas del sector de energía y minas, en el desarrollo de las diferentes actividades sectoriales fomentando la inclusión social y las relaciones armoniosas entre las empresas del sector minero energético y la sociedad civil.
IV
Contar con una organización transparente, eficiente, eficaz y descentralizada, que permita el cumpli-miento 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 usua-rio.
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 20
3.3. Plan Operativo: Avance de Indicadores al III trimestre y estimación al cierre 2012 Para mayor se detalle se adjunta en el Anexo 1.
(*) PLAN OPERATIVO 2013 / MATRIZ ESTRATÉGICA DE EGEMSA ESTIMA CIERRE 2012-2013.xlsx
3.4. Objetivos del Plan Operativo 2013 Los objetivos del Plan Operativo para el ejercicio 2013, cuentan con los indicadores de desempeño más representativos. Estos indicadores permitirán realizar una evaluación del desempeño empresarial durante el ejercicio en mención, los mismos que, en resumen se detallan a continuación:
OBJETIVO ESTRATÉGICO
OBJETIVO
OPERATIVO
INDICADORES
METAS 2013
I TRIMESTRE
II TRIMESTRE
III TRIMESTRE
IV TRIMESTRE
P.
FIN
AN
CIE
RA
MAXIMIZAR LA RENTABILIDAD DE LA EMPRESA
ASEGURAR LA SOSTENIBILIDAD DE LA EMPRESA
Rentabilidad patrimonial – ROE
0.87%
1.66%
2.50%
3.51%
Rentabilidad sobre la Inver-sión - ROI
0.78%
1.46%
2.10%
2.83%
Solvencia
13.82%
17.00%
19.70%
22.30%
Liquidez – prueba Acida
3.47
2.35
2.34
2.74
III TRIMESTRE EST. CIERRE
Rentabilidad patrimonial ROE Porcentaje 4.09% 1.74% 2.69% 3.15% 4.21% 3.51% (Utilidad o Pérdida Neta / Total Patrimonio al cierre del año anterior) x 100
Rentabilidad sobre la Inversión - ROI Porcentaje 3.76% 1.68% 2.54% 2.87% 3.68% 2.83%
(Utilidad del Ejercicio + i - t x i) / (Activo Neto Promedio)) x 100i = Interes por endudamientot= tasa de impuesto a la rentat x i = escudo tributario de la deudaActivo Neto: Activo Total - Pasivos EspontáneosPasivos Espontáneos: IGV + IR + Cuentas por Pagar Corto PlazoActivo Neto Promedio: (Activo Neto Inicial + Activo Neto Final)/2
Solvencia Porcentaje 2.56% 2.56% 1.72% 1.40% 6.88% 22.30%((Pasivos Totales - Pasivos Espontáneos)/ Patrimonio) x 100
Pasivos Espontáneos: IGV + IR + Cunetas por Pagar a Corto Plazo
Liquidez - Prueba Ácida Unidad Monetaria 6.00 4.66 3.42 1.04 1.45 2.74 ((Caja + Cuentas por Cobrar a Corto Plazo) / Pasivo Corriente) x 100
Variación del Margen Bruto Porcentaje 1.13% -0.03% -0.25% 26.33% 19.99% -3.99% (Var. % Anual Ventas Netas - Var. % Anual Costo de Ventas)
Ratio Gasto Administrativo - Producción
S/. / MWh 8.10 8.23 8.48 7.74 8.49 10.76 (Gastos Administrativos / Energía Producida)
Fortalecer la actividad empresarial del Estado
Fortalecer las relaciones con grupos de interés
Desarrollar e implementar un plan de responsabilidad social sostenido
Cumplimiento del Programa de Resposabilidad Social Empresarial
Porcentaje 34.73% 90.00% 17.60% 0.00% 5.00% 100.00% (Actividades Ejecutadas / Actividades Programadas) x 100
Promover la transparencia en la gestión de las Empresas del Holding y Encargos
Promover la transparencia de la empresa
Cumplir con la Normativa de Transparencia
Grado de Cumplimiento de la directiva de transpatencia
Porcentaje 96.52% 100.00% 100.00% 99.51% 100.00% 100.00%Puntaje promedio del RankingCorporativo de Transparencia de FONAFE vigente
Cumplimiento con el Programa de Proyectos de Inversión
Porcentaje 89.38% 45.00% 38.61% 38.33% 87.42% 100.00%(Gasto en Proyectos de Inversión Ejecutado / Gasto en Proyectos de Inversión Programado) x 100
Cumplimiento con el Programa de Gastos No Ligados a Proyectos
Porcentaje 59.68 30.00 33.72% 12.01% 75.06% 100.00%(Gasto No Ligados a Proyectos Ejecutado / Gasto No Ligado a Proyectos Programado) x 100
Implementación del Sistema de Control Interno - COSO
Porcentaje - 0.00 8.24% 20.00% 35.00% 100.00% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100
Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo - CBGC
Porcentaje - 0.00 25.00% 50.00% 54.17% 100.00% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100
Desarrollar las competencias del personal
Cumplimiento del Programa de Capacitación.
Porcentaje 95.00% 95.10% 103.13% 62.26% 96.23% 100.00% (N° de Capacitaciones Ejecutadas / N° de Capacitaciones Programadas) * 100
Clima Laboral Porcentaje - 60.00% 54.47% N/A 55.03% 60.00% Promedio de Resultados de la Evaluación de Clima Laboral
Actividades para reforzar los valores de la empresa
Porcentaje 100.00% 100.00% 100.00% 87.50% 100.00% 100.00% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100
Maximizar la rentabilidad de la empresa
Perspectiva
Optimizar costos
META
Asegurar la sostenibilidad de la empresa
Financiera
Generar valor mediante la gestión eficiente de las Empresas del Holding y Encargos
20112010
Afianzar los valores y el ambiente laboral
Cliente
Fortalecer la gestión empresarial y administración del riesgo
Optimizar la gestión de la empresa
Eficiencia de las Inversiones
Fortalecer la Imagen de la Corporación FONAFE
Proceso Interno
Aprendizaje y crecimiento
Reforzar los valores, la comunicación y el Desarrollo del Personal
Fortalecer la cultura organizacional, la integración y el desarrollo del personal
MATRIZ ESTRATÉGICA DE EGEMSA
Visión corporativa: "Ser Reconocida como modelo de la empresa eficiente y responsable".
Misión corporativa: "Generar y comercializar energía eléctrica de manera eficiente, logrando la satisfacción de nuestros clientes, brindando un entorno laboral adecuado e incrementando el valor de la empresa bajo una política de responsabilidadcon la sociedad y el medio ambiente".
Unidad de MedidaIndicador Fórma de cálculoObjetivo Estratégico
FONAFEObjetivo Estratégico
EmpresaObjetivo Específico
Empresa 2009 20132012
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 21
OBJETIVO ESTRATÉGICO
OBJETIVO
OPERATIVO
INDICADORES
METAS 2013
I TRIMESTRE
II TRIMESTRE
III TRIMESTRE
IV TRIMESTRE
OPTIMIZAR LOS COSTOS
Variación del Margen Bruto
3.80%
- 2.57%
- 5.85%
- 3.99%
Ratio gasto Administrativo
11.31
S/. /MWh
10.97
S/. /MWh
10.98
S/. /MWh
10.76
S/. /MWh
P.
CLI
ENTE
FORTALECER LA RELACIONES CON GRUPOS DE INTERÉS
DESARROLLAR E IMPLEMENTAR UN PLAN DE RESPONSABILIDAD SOCIAL SOSTENIDO
Cumplimiento del Programa de Responsabi-lidad Social Empresarial
20.00%
40.00%
60.00%
100.00%
PROMOVER LA TRANSPARENCIA DE LA EMPRESA
CUMPLIR CON LA NORMATIVA DE TRANSPARENCIA
Grado de cumplimiento de la directiva de transparen-cia
100.00%
100.00%
100.00%
100.00%
P.
PR
OC
ESO
S
OPTIMIZAR LA
GESTIÓN DE LA EMPRESA
EFICIENCIA DE LAS INVERSIONES
Cumplimiento con el programa de proyectos de Inversiones
44.42%
64.29%
84.92%
100.00%
Cumplimiento con el programa de gastos no ligados a pro-yectos
0.22%
37.14%
77.66%
100.00%
FORTALECER LA GESTIÓN EMPRESARIAL Y ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO
Implementar del Sistema de Control Interno COSO
10.00%
30.00%
60.00%
100.00%
Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo
16.67%
33.33%
66.67%
100.00%
P.
AP
REN
DIZ
AJE
FORTALECER LA CULTURA ORGANIZACIONAL, LA INTEGRACIÓN Y EL DESARROLLO DEL PERSONAL
DESARROLLAR LAS COMPETENCIA DEL PERSONAL
Cumplimiento del programa de capacitación
13.00%
36.00%
66.00%
100.00%
AFIANZAR LOS VALORES Y EL AMBIENTE LABORAL
Clima laboral
N/A
N/A
N/A
60.00 %
Actividades para reforzar los valores de la empresa
N/A
66.67%
77.78%
100.00%
3.5. Indicadores y metas del Plan Operativo 2013
3.5.1. OBJETIVO ESTRATÉGICO 1: MAXIMIZAR LA RENTABILIDAD DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 45%
Objetivo Específico 1: Asegurar la sostenibilidad de la empresa - Ponderación 30 %
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 22
INDICADOR 1
Nombre Indicador Rentabilidad patrimonial (ROE)
Ponderación del Indicador 10 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de referencia No aplicable
Unidad de Medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 7.24 % 2009: 4.09 % 2010: 1.74 % 2011: 2.69 %
Valor Estimado 2012 4.21%
Meta para el 2013
Al primer trimestre : 0.87% Al segundo trimestre : 1.66% Al tercer trimestre : 2.50% Al cuarto trimestre : 3.51%
Forma de cálculo:
INDICADOR 2
Nombre Indicador Rentabilidad sobre la Inversión (ROI)
Ponderación del Indicador 10 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de referencia No aplicable
Unidad de Medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 5.45 % 2009: 3.76 % 2010: 1.68 % 2011: 2.54 %
Valor Estimado 2012 3.68%
Meta para el 2013
Al primer trimestre : 0.78% Al segundo trimestre : 1.46% Al tercer trimestre : 2.10% Al cuarto trimestre : 2.83%
Forma de cálculo:
Nota: i: interés por endeudamiento t*i: escudo tributario En el presente ejercicio 2013 se efectuará el desembolso de los intereses de la deuda financiada por FONAFE para las Obras de la Rehabilitación de la Segunda Fase de la Central Hidroeléctrica Machupicchu.
%100*anterior año del cierre al patrimonio Total
neta Pérdida o Utilidad=ROE
%100*Promedio Neto Activo
i* ti ejercicio del Utilidad +=ROI
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 23
INDICADOR 3
Nombre Indicador Solvencia (S)
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de referencia No aplicable
Unidad de Medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 25.67 % 2009: 26.79 % 2010: 2.56 % 2011: 1.72 %
Valor Estimado 2012 6.88%
Meta para el 2012
Al primer trimestre : 13.82% Al segundo trimestre : 17.00% Al tercer trimestre : 19.70% Al cuarto trimestre : 22.30%
Forma de cálculo:
Nota: Pasivos espontáneos: IGV + IR+ Cuentas por pagar a corto plazo
INDICADOR 4
Nombre Indicador Liquidez – Prueba Ácida (L)
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de referencia No aplicable
Unidad de Medida Unidad monetaria
Datos históricos 2008: 2.46 2009: 3.90 2010: 4.66 2011: 3.42
Valor Estimado 2012 1.45
Meta para el 2013
Al primer trimestre : 3.47 Al segundo trimestre : 2.35 Al tercer trimestre : 2.34 Al cuarto trimestre : 2.74
Forma de cálculo:
Objetivo Específico 2: Optimizar los Costos Ponderación – 15 %
INDICADOR 1
Nombre Indicador Variación del Margen Bruto (VMB)
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Reducción (CR)
Valor de Referencia No aplicable
%100*Patrimonio
sEspontáneo Pasivos Totales Pasivos=S
Corriente Pasivo
plazo corto acobrar por cuentas Caja +=L
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 24
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 5.65 % 2009: 3.78 % 2010: -0.03 % 2011: -0.25 %
Valor Estimado 2012 19.99%
Meta para el 2013 Al primer trimestre : 3.80% Al segundo trimestre : - 2.57% Al tercer trimestre : - 5.85% Al cuarto trimestre : - 3.99%
Forma de Cálculo: INDICADOR 2
Nombre Indicador Ratio de Gasto Administrativo – Producción - EGA
Ponderación del Indicador 10 %
Tipo de indicador Continuo de Reducción (CR)
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida S/. / MWh
Datos históricos 2008: 7.29 S/. / MWh 2009: 8.10 S/. / MWh 2010: 8.23 S/. / MWh 2011: 8.48 S/. / MWh
Valor Estimado 2012 8.49 S/. / MWh
Meta para el 2012 Al primer trimestre : 11.31 S/. /MWh Al segundo trimestre : 10.97 S/. /MWh Al tercer trimestre : 10.98 S/. /MWh Al cuarto trimestre : 10.76 S/. /MWh
Forma de cálculo:
3.5.2. OBJETIVO ESTRATÉGICO 2: FORTALECER LAS RELACIONES CON GRUPOS DE INTERÉS – PONDERACIÓN 5 %
Objetivo Específico 1: Desarrollar e implementar un Plan de Responsabilidad Social soste-nido. INDICADOR 1
Nombre Indicador Cumplimiento del programa de responsabilidad Social – RSE
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida Porcentaje
%100*Producida Energía
tivosAdministra Gastos=EGA
( )Ventas Costos %Anual Var. Netas Ventas anual Var.%=VMB
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 25
Datos históricos 2011: 17.60 %(Ejecución de gasto con cargo la cta. de RSE).
Valor Estimado 2012 5.0 % (Plan de RSE).
Meta para el 2013 Al primer trimestre : 20.00% Al segundo trimestre : 40.00% Al tercer trimestre : 60.00% Al cuarto trimestre :100.00%
Forma de cálculo:
Nota: El cumplimiento de este indicador estará sujeto al resultado de la Consultoría que se viene realizando por la empresa GERENS.
3.5.3. OBJETIVO ESTRATÉGICO 3: PROMOVER LA TRANSPARENCIA DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 10 % Objetivo Específico 1: Cumplir con la Norma de Transparencia.
INDICADOR 1
Nombre Indicador Grado de cumplimiento de la directiva de transparencia - DT
Ponderación del Indicador 10 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 93 % 2009: 97 % 2010: 100 % 2011: 100 %
Valor Estimado 2012 100.00%
Meta para el 2013 Al primer trimestre : 100 % Al segundo trimestre : 100 % Al tercer trimestre : 100 % Al cuarto trimestre : 100 %
Forma de Cálculo:
3.5.4. OBJETIVO ESTRATÉGICO 4: OPTIMIZAR LA GESTIÓN DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 20 %
Objetivo Específico 1: Eficiencia de las inversiones INDICADOR 1
Nombre Indicador Cumplimiento con el Programa de Proyectos de Inversiones – PI
Ponderación del Indicador 5%
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
%100*sProgramada sActividade
Ejecutadas sActividade=RSE
( )FONAFE de ncia transparede Corp. ranking del promedio Puntaje=DT
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 26
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 5.59 % 2009: 89.38 % 2010: 45.00 % 2011: 38.81 %
Valor Estimado 2012 87.42%
Meta para el 2012 Al primer trimestre : 44.42% Al segundo trimestre : 64.29% Al tercer trimestre : 84.92% Al cuarto trimestre : 100.00%
Forma de Cálculo
INDICADOR 2
Nombre Indicador Cumplimiento con el Programa de Gastos No Ligados a Proyectos – GNLP
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 46.27 % 2009: 58.68 % 2010: 30.00 % 2011: 33.72 %
Valor Estimado 2012 75.06%
Meta para el 2013 Al primer trimestre : 0.22% Al segundo trimestre : 37.14% Al tercer trimestre : 77.66% Al cuarto trimestre : 100.00%
Forma de Cálculo
Objetivo Específico 2: Fortalecer la gestión empresarial y administración del riesgo
INDICADOR 1
Nombre Indicador Implementación del Sistema de Control Interno – COSO
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2011: 8.24 %
Valor Estimado 2012 35.0%
%100*ProgramadoInversión de proyectosen Gasto
EjecutadoInversión de proyectosen Gasto=PI
%100*Programado Proyectos a ligados no Gasto
Ejecutado Proyectos a ligados no Gasto=GNLP
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 27
Meta para el 2013 Al primer trimestre : 10.00% Al segundo trimestre : 30.00% Al tercer trimestre : 60.00% Al cuarto trimestre : 100.00%
Forma de Cálculo
INDICADOR 2
Nombre Indicador Implementación Principios de Código de Buen Gobierno Corporativo – CBGC
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida Número de Principios Implementados
Datos históricos 2011: 25.0 %
Valor Estimado 2012 54.17%
Meta para el 2013 Al primer trimestre : 16.67% Al segundo trimestre : 33.33% Al tercer trimestre : 66.67% Al cuarto trimestre : 100.00%
Forma de cálculo
Nota: Al 2012 se tendrá el 70% implementado, quedando el 30 % para su implementación para el ejercicio 2013.
3.5.5. OBJETIVO ESTRATÉGICO 5: FORTALECER LA CULTURA ORGANIZACIONAL, LA INTEGRACIÓN Y EL DESARROLLO DEL PERSONAL – PONDERACIÓN 15 %.
Objetivo Específico 1: Desarrollar las competencias del personal - Ponderación %
INDICADOR 1
Nombre Indicador Cumplimiento del programa de capacitación – PC
Ponderación del indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de incremento (CI)
Valor de referencia No cuenta
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 84.60 % 2009: 90.40 % 2010: 95.10 % 2011: 103.13 %
Valor Estimado para el 2012 96.23%
%100*sProgramada sActividade N
Ejecutadas sActividade N
°
°=COSO
%100*sProgramada sActividade N
Ejecutadas sActividade N
°
°=CBCG
PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 28
Meta para el 2013 Al primer trimestre : 13.0 % Al segundo trimestre : 36.0 % Al tercer trimestre : 66.0 % Al cuarto trimestre :100.0 %
Nota: La capacitación incluye la interna y externa
Forma de cálculo
Objetivo Específico 2: Afianzar los valores y el ambiente laboral - Ponderación % INDICADOR 1
Nombre Indicador Clima laboral – CL
Ponderación del indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de incremento (CI)
Valor de referencia No se cuenta
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2011: 54.47 %
Valor Estimado 2012 55.03%
Meta para el 2013 Al primer trimestre : N/A Al segundo trimestre : N/A Al tercer trimestre : N/A Al cuarto trimestre : 60.0 %
Forma de cálculo:
INDICADOR 2
Nombre Indicador Actividades para reforzar los valores de la empresa – VE
Ponderación del indicador 10 %
Tipo de indicador Continuo de incremento (CI)
Valor de referencia No se cuenta
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2011: 100 %
Valor Estimado 2012 100.00 %
Meta para el 2013 Al primer trimestre : N/A Al segundo trimestre : 66.67 % Al tercer trimestre : 77.78 % Al cuarto trimestre :100.0 %
Forma de cálculo:
Cusco, 2013 enero 30. Gerencia de Planificación y Desarrollo Empresarial
División SGI y RSE.
%100*sProgramada onesCapacitaci N
Ejecutadas onesCapacitaci N
°
°=PC
( )Laboral Clima del evaluación la de resultados de Promedio=CL
%100*sProgramada sActividade N
Ejecutadas sActividade N
°
°=VE
DENOMINACION SOCIAL DE LA ENTIDAD EGEMSA
FONDO NACIONAL DE FINANCIAMIENTO DE LAACTIVIDAD EMPRESARIAL DEL ESTADO FONAFE
Fecha Cierre:
Hora Cierre:
Página :
Fecha Impr :
Hora Impr :
1
25/01/2013
17.03.33
EGEMSA
ANEXO N. 1
FICHA RESUMENPLAN OPERATIVO 2013
(C12561601-201325)
25/01/2013
16.56.12
FOIGR016
CULMINADOEN PROCESO DE ELABORACION
EN PROCESO DE MODIFICACION
NO CUENTA CON PLAN ESTRATEGICO
MISION DE LA ENTIDAD
XDE:
A:
2009
2013
SER RECONOCIDA COMO MODELO DE LA EMPRESA EFICIENTE Y RESPONSABLE
GENERAR Y COMERCIALIZAR ENERGÍA ELÉCTRICA DE MANERA EFICIENTE LOGRANDO LA SATISFACCIÓN DE NUESTROS CLIENTES,BRINDANDO UN ENTORNO LABORAL ADECUADO E INCREMENTANDO EL VALOR DE LA EMPRESA BAJO UNA POLITICA DERESPONSABILIDAD CON LA SOCIEDAD Y EL MEDIO AMBIENTE
OBJETIVOS
SITUACION DEL PLAN ESTRATEGICO HORIZONTE DEL PLAN ESTRATEGICO VISION DE LA ENTIDAD
1 MAXIMIZAR LA RENTABILIDAD DE LA EMPRESAOBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO
1 ASEGURAR LA SOSTENIBILIDAD DE LAEMPRESA
PONDERACIONUNID. MED.
AL I TRIM. AL II TRIM. AL III TRIM. AL IV TRIM.
VALORES AÑO 2013
1RENTABILIDAD PATRIMONIAL - ROE
PORCENTAJE
10 4.21 0.87 3.512.501.66
2RENTABILIDAD SOBRE LA INVERSION -ROI
PORCENTAJE
10 3.68 0.78 2.832.101.46
3SOLVENCIA - S
PORCENTAJE
5 6.88 13.82 22.3019.7017.00
4LIQUIDEZ - PRUEBA ACIDA - LPA
U N I D A DMONETARIA
5 1.45 3.47 2.742.342.35
INDICADORVALORESAÑO 2012
OBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO
2 OPTIMIZAR LOS COSTOS
PONDERACIONUNID. MED.
AL I TRIM. AL II TRIM. AL III TRIM. AL IV TRIM.
VALORES AÑO 2013
1VARIACION DEL MARGEM BRUTO porcentaje
5 19.99 3.80 -3.99-5.85-2.57
2RATIO DEL GASTO ADMINISTRATIVO s/. mwH
10 8.49 11.31 10.7610.9810.97
INDICADORVALORESAÑO 2012
2 FORTALECER LAS REALCIONES CON LOS GRUPOSDE INTERES OBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO
1 DESARROLLAR E IMPLEMENTAR UNPLAN DE RESPONSABILIDAD SOCIALSOSTENIDO
PONDERACIONUNID. MED.
AL I TRIM. AL II TRIM. AL III TRIM. AL IV TRIM.
VALORES AÑO 2013
1 CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DERESPONSABILIDAD SOCIAL EMPRESARIAL
porcentaje5 5.00 20.00 100.0060.0040.00
INDICADORVALORESAÑO 2012
3 PROMOVER LA TRANSPARENCIA DE LA EMPRESAOBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO
1 CUMPLIR CON LA NORMATIVA DETRANSPARENCIA
PONDERACIONUNID. MED.
AL I TRIM. AL II TRIM. AL III TRIM. AL IV TRIM.
VALORES AÑO 2013
1 GRADO DE CUMPLIMIENTO DE LADIRECTIVA DE TRANSPARENCIA
porcentaje10 100.00 100.00 100.00100.00100.00
INDICADORVALORESAÑO 2012
4 OPTIMIZAR LA GESTION DE LA EMPRESAOBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO
1 EFICIENCIA DE LAS INVERSIONES
PONDERACIONUNID. MED.
AL I TRIM. AL II TRIM. AL III TRIM. AL IV TRIM.
VALORES AÑO 2013
1 CUMPLIMIENTO CON EL PROGRAMA DEPROYECTOS DE INVERSION
porcentaje5 87.42 44.42 100.0084.9264.29
2 CUMPLIMIENTO CON EL PROGRAMA DEGASTOS NO LIGADOS A PROYECTOS
porcentaje5 75.06 0.22 100.0077.6637.14
INDICADORVALORESAÑO 2012
OBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO
2 F O R T A L E C E R L A G E S T I O NEMPRESARIAL Y ADMINISTRACION DELRIESGO
PONDERACIONUNID. MED.
AL I TRIM. AL II TRIM. AL III TRIM. AL IV TRIM.
VALORES AÑO 2013
1 IMPLEMENTACION DEL SISTEMA DECONTROL INTERNO
porcentaje5 35.00 10.00 100.0060.0030.00
2 IMPLEMENTACION DEL CODIGO DE BUENGOBIERNO CORPORATIVO
porcentaje5 54.17 16.67 100.0066.6733.33
INDICADORVALORESAÑO 2012
5 FORTALECER LA CULTURA ORGANIZACIONAL, LAINTEGRACION Y DESARROLLO DEL PERSONAL OBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO
1 DESARROLLAR LAS COMPETENCIAS DELPERSONAL
PONDERACIONUNID. MED.
AL I TRIM. AL II TRIM. AL III TRIM. AL IV TRIM.
VALORES AÑO 2013
1 CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DECAPACITACION
porcentaje5 96.23 13.00 100.0066.0036.00
INDICADORVALORESAÑO 2012
OBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO
2 AFIANZAR LOS VALORES Y EL AMBIENTELABOTRAL
PONDERACIONUNID. MED.
AL I TRIM. AL II TRIM. AL III TRIM. AL IV TRIM.
VALORES AÑO 2013
1CLIMA LABORAL porcentaje
5 55.03 0.00 60.000.000.00
2 ACTIVIDADES PARA REFORZAR LOSVALORES DE LA EMPRESA
porcentaje10 100.00 0.00 100.0077.7866.67
INDICADORVALORESAÑO 2012
PROGRAMA DE PRODUCCIÓN: EN NUEVOS SOLESEN VOLUMEN Y/O UNIDADES FÍSICAS
BIENES Y/O SERVICIOSUNIDAD DE
MEDIDAPROGRAMACION 2013
I TRIMII TRIM
PROGRAMACION 2013
I TRIM III TRIM IV TRIM ANUAL
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA1 GWH 743.09 742.6 183.41 183.8 190.25 190.44 747.9 17072007 17757245 17926354 15596329 68351935
VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA2 GWH 862 738.45 178.31 177.97 183.29 183.59 723.16 28818939 28666039 29367251 28631469 115483698
II TRIM III TRIM IV TRIM ANUAL2011 REAL
2012ESTIMADO
PROGRAMA DE VENTAS: EN VOLUMEN Y/O UNIDADES FÍSICAS EN NUEVOS SOLES
BIENES Y/O SERVICIOSUNIDAD DE
MEDIDA II TRIM
PROGRAMACION 2013
I TRIM IV TRIM ANUALII TRIM
PROGRAMACION 2013
I TRIM III TRIM IV TRIM ANUALREAL2011 REAL
III TRIM2012ESTIMA
DO
DENOMINACION SOCIAL DE LA ENTIDAD EGEMSA
FONDO NACIONAL DE FINANCIAMIENTO DE LAACTIVIDAD EMPRESARIAL DEL ESTADO FONAFE
Fecha Cierre:
Hora Cierre:
Página :
Fecha Impr :
Hora Impr :
2
25/01/2013
17.03.33
EGEMSA
ANEXO N. 1
FICHA RESUMENPLAN OPERATIVO 2013
(C12561601-201325)
25/01/2013
16.56.12
FOIGR016
PROGRAMA DE COMPRA DE INSUMOS: EN VOLUMEN Y/O UNIDADES FÍSICAS EN NUEVOS SOLES
BIENES Y/O SERVICIOSUNIDAD DE
MEDIDA II TRIM
PROGRAMACION 2013
I TRIM III TRIM IV TRIM ANUALII TRIM
PROGRAMACION 2013
I TRIM III TRIM IV TRIM ANUALREAL2011 REAL
2012ESTIMADO
2013
GERENCIA GENERAL DIVISIÓN SGI Y RSE
ACUERDO DE DIRECTORIO
Nº 001-2012/026-FONAFE
RESOLUCIÓN DE DIRECCIÓN EJECUTIVA N°066-2012/DE-FONAFE
Cusco Agosto 2013
Primera Modificación Plan
Operativo
PRIMERA MODIFICACIÓN PLAN OPERATIVO 2013 Página N° 2
PRIMERA MODIFICACIÓN METAS PLAN OPERATIVO
EGEMSA EJERCICIO 2013
I. ASPECTOS GENERALES
El Plan Operativo Inicial – POI para el ejercicio 2013 ha sido aprobado mediante Acuerdo de
Directorio Nº 001-2012/026-FONAFE (comunicado el 17 diciembre 2012 con Oficio SIED Nro.
933-2012/DE/FONAFE), ratificado por la Junta General de Accionistas, y aprobado por el Di-
rectorio de EGEMSA en Sesión Nº 468 del 28 diciembre 2012.
De conformidad con lo dispuesto en el inciso 2.3.2 Modificación del Plan Operativo y Presu-
puesto de la Directiva de Gestión FONAFE, se establece que: “a.3) Las modificaciones del pre-
supuesto implican modificaciones al Plan Operativo”.
II. MODIFICACIÓN DEL PRESUPUESTO
La presente modificación responde a la variación presupuestal presentada en las actividades
del Plan Operativo 2013, debido a la parada total programa de la central por ejecución de las
obras de conexión de las obras (con la central) en construcción de Rehabilitación de la Segun-
da Fase Central Hidroeléctrica Machupicchu y otros aspectos propios del presupuesto como:
1. Compra de energía y potencia,
2. Compensación por transmisión,
3. Gastos de personal
4. Gastos de Capital.
Cuyo detalle se describe a continuación:
- La partida de ingresos -venta de bienes- se ha visto afectada con la disminución de
S/. 4 229 006 por efecto de la parada Central Hidroeléctrica Machupicchu para realizar la
conexión de las obras (con la central) en construcción, del 13 al 27 de abril 2013, bajo el
amparo del Decreto Urgencia N° 037-2008 y sus modificatorias, contando con la aproba-
ción por el Ministerio de Energía y Minas con Resolución Ministerial N° 115-2013-
MEM/DM del 1 de abril 2013.
- En egresos operativos, ha presentado un incremento sustancial de S/. 13 143 560 equiva-
lente al 122.75% respecto al presupuesto aprobado, en las siguientes partidas:
- Compra de bienes, se ha incrementado en S/. 3 707 427 equivalente a 136.11% respecto al
presupuesto aprobado, por compra de energía y potencia, que se destinó para la genera-
ción térmica, en la S.E. Dolorespata, S.E. Cachimayo, ciudad de Quillabamba, y ciudad de
Abancay, por la parada total de la Central Hidroeléctrica Machupicchu.
-
PRIMERA MODIFICACIÓN PLAN OPERATIVO 2013 Página N° 3
- Partida 2.2 Gastos de personal (GIP), se mantiene el presupuesto asignado, efectuándose
algunas transferencias internas del rubro, debido principalmente al tratamiento de la ne-
gociación colectiva para el presente ejercicio.
- En la partida 2.3 Servicios prestados por terceros, se incrementa en los siguientes puntos:
- La partida 2.3.1 Transporte y almacenamiento, se incrementa en S/. 9 431 133 de lo presu-
puesto programado en un 167.86% y dentro de ella en la sub cuenta compensación de
transmisión, por alquiler de equipamiento para generación y transporte, por la parada de
la Central Hidroeléctrica Machupicchu.
- La partida 2.3.5 Alquileres, necesita habilitar el importe de S/. 32 000 para atender el re-
querimiento del mayor pago al previsto inicialmente por concepto de alquiler de grupos
para la parada de la Central Hidroeléctrica Machupicchu, así como para el pago puntual de
arrendamiento operativo de la central telefónica, este importe será transferido de la parti-
da 2.3.4 Mantenimiento y Reparaciones, cifra que se está excluyendo del mantenimiento
de la líneas de transmisión por reducción del alcance.
- En la partida 2.5 Gastos diversos de gestión, en la subcuenta de viáticos, se incrementa en
S/. 5 000, debido a que el personal ha realizado pasantías en el COES (Comité de Operación
Económica del Sistema) con la finalidad de conocer y aprender los procedimientos que vie-
ne aplicando esta entidad.
- Finalmente en la partida 3. Gastos de Capital, se considera un disminución de S/. 1 151 126
al 99.05% respecto al presupuesto aprobado, siendo el nuevo monto para esta partida de
S/. 120 061 766 por la modificación de los siguientes rubros:
- Proyectos de inversión con el incremento de S/. 1 551 887 equivalente al 101.35% por las
siguientes consideraciones:
- La transferencia de la adquisición del equipo Ampliación capacidad de transforma-
ción S.E. Dolorespata y celda de transformador de S/. 2 811 890, de Gastos de Ca-
pital no ligados a Proyectos, a Proyectos de Inversión debido a que la OPI FONAFE
ha considerado esta adquisición como proyecto de inversión pública.
- Reiniciar los estudios previos para nuevo local de EGEMSA S/. 50 000, previa auto-
rización del Directorio del FONAFE.
- Construcción de la caseta de vigilancia en el Taller Central, se solicita incrementar
S/. 25 000 (de S/. 10 000 a S/. 35 000), debido a que se está incluyendo el monto
de la construcción.
- Captación agua rio Ahobamba para uso del sistema de refrigeración CHM se solici-
ta reducir de S/. 825 003 a S/. 50 000, debido a que se ha desestimado la ejecución
de este proyecto por riesgo geológico de la zona, el importe seria para la elabora-
ción de otro estudio alternativo.
PRIMERA MODIFICACIÓN PLAN OPERATIVO 2013 Página N° 4
- Retirar el estudio de pre inversión del Afianzamiento hídrico laguna Langui – Layo
S/. 500 000 el mismo que se encuentra en arbitraje por resolución de contrato de-
bido a reducción en el alcance, inicialmente contratado.
- Adquisición de terrenos en el sector Paccha Grande para labores de monitoreo
geológico en la quebrada de Ahobamba se solicita reducir S/. 10 000 (de S/. 25 000
a S/. 15 000), debido a que se cuenta con valores definidos.
La Gerencia de Operaciones solicita unificar:
- Refacción del área de recreación campamento Central Hidroeléctrica Machupicchu
destruido por crecida del rio en el año 2010 a S/. 420 000, y Refacción de ambien-
tes campamentos a S/. 220 000.
- En Gastos de capital no ligados a Proyectos, con la disminución en S/. 2 703 013 al 54,90%
respecto al presupuesto aprobado debido a:
- En Equipos diversos, se ha considerado la adquisición del puente grúa de 25 tn.
S/. 345 000, destinado al Taller Central, para los trabajos de mantenimiento.
- Se considera la adquisición de un grupo electrógeno de emergencia para la Repre-
sa Sibinaccocha S/. 65 500, debido a que el grupo actual presenta deficiencias en
su operación.
- La transferencia a Proyectos de Inversión; la adquisición del equipo de Ampliación
capacidad de transformación S.E. Dolorespata y celda de transformador S/. 2 811
890, debido a que la OPI FONAFE ha considerado esta adquisición como proyecto
de inversión pública.
- En Unidades de transporte se requiere diferir para el año 2014 la adquisición de la
Ambulancia S/. 154 883, y la reducción en otros equipos por S/. 141,740.
Con el propósito de garantizar el cumplimiento de la gestión de la empresa en el presente
período presupuestal 2013, es necesario modificar las metas parciales de los indicadores del
Plan Operativo.
III. MODIFICACIÓN DE LOS INDICADORES
Por las consideraciones antes expuestas, es necesario efectuar la Primera Modificación de las
metas parciales de los indicadores financieros del Plan Operativo al III y IV trimestre, el mismo
que ha sido aprobado en Sesión de Directorio N° 485 del 19 de agosto de 2013, cuyas cifras se
presentan a continuación y en resumen (Anexo N° 1).
PRIMERA MODIFICACIÓN PLAN OPERATIVO 2013 Página N° 5
3.1. Indicadores y metas del Plan Operativo 2013
3.1.1. OBJETIVO ESTRATÉGICO 1: MAXIMIZAR LA RENTABILIDAD DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 45%
Objetivo Específico 1: Asegurar la sostenibilidad de la empresa - Ponderación 30 % INDICADOR 1
Nombre Indicador Rentabilidad patrimonial (ROE)
Ponderación del Indicador 10 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de referencia No aplicable
Unidad de Medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 7.24 %
2009: 4.09 %
2010: 1.74 %
2011: 2.69 %
Valor Estimado 2012 4.21%
Meta para el 2013
Ejecutado Programado Modificado
Al primer trimestre : 1.16%
Al segundo trimestre : 1.67%
Al tercer trimestre : 2.50% 2.40%
Al cuarto trimestre : 3.51% 1.94%
Forma de cálculo:
INDICADOR 2
Nombre Indicador Rentabilidad sobre la Inversión (ROI)
Ponderación del Indicador 10 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de referencia No aplicable
Unidad de Medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 5.45 %
2009: 3.76 %
2010: 1.68 %
2011: 2.54 %
Valor Estimado 2012 3.68%
Meta para el 2013
Ejecutado Programado Modificado
Al primer trimestre : 1.01%
Al segundo trimestre : 1.47%
Al tercer trimestre : 2.10% 2.30%
Al cuarto trimestre : 2.83% 1.89%
Forma de cálculo:
Nota: i: interés por endeudamiento, t*i: escudo tributario
%100*anterior año del cierre al patrimonio Total
neta Pérdida o Utilidad=ROE
%100*Promedio Neto Activo
i* t-i ejercicio del Utilidad +=ROI
PRIMERA MODIFICACIÓN PLAN OPERATIVO 2013 Página N° 6
INDICADOR 3
Nombre Indicador Solvencia (S)
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de referencia No aplicable
Unidad de Medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 25.67 %
2009: 26.79 %
2010: 2.56 %
2011: 1.72 %
Valor Estimado 2012 6.88%
Meta para el 2012
Ejecutado Programado Modificado
Al primer trimestre : 9.84%
Al segundo trimestre :10.67%
Al tercer trimestre : 19.70% 12.50%
Al cuarto trimestre : 22.30% 15.04%
Forma de cálculo:
Nota: Pasivos espontáneos: IGV + IR+ Cuentas por pagar a corto plazo
INDICADOR 4
Nombre Indicador Liquidez – Prueba Ácida (L)
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de referencia No aplicable
Unidad de Medida Unidad monetaria
Datos históricos 2008: 2.46
2009: 3.90
2010: 4.66
2011: 3.42
Valor Estimado 2012 1.45
Meta para el 2013
Ejecutado Programado Modificado
Al primer trimestre : 2.17
Al segundo trimestre : 1.93
Al tercer trimestre : 2.34 1.88
Al cuarto trimestre : 2.74 2.21
Forma de cálculo:
Objetivo Específico 2: Optimizar los Costos Ponderación – 15 %
INDICADOR 1
Nombre Indicador Variación del Margen Bruto (VMB)
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Reducción (CR)
%100*Patrimonio
sEspontáneo Pasivos - Totales Pasivos=S
Corriente Pasivo
plazo corto acobrar por cuentas Caja +=L
PRIMERA MODIFICACIÓN PLAN OPERATIVO 2013 Página N° 7
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 5.65 %
2009: 3.78 %
2010: -0.03 %
2011: -0.25 %
Valor Estimado 2012 19.99%
Meta para el 2013 Ejecutado Programado Modificado
Al primer trimestre : 10.88%
Al segundo trimestre : - 9.33%
Al tercer trimestre : - 5.85% - 7.50%
Al cuarto trimestre : - 3.99% -22.14%
Forma de Cálculo: INDICADOR 2
Nombre Indicador Ratio de Gasto Administrativo – Producción – EGA
Ponderación del Indicador 10 %
Tipo de indicador Continuo de Reducción (CR)
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida S/. / MWh
Datos históricos 2008: 7.29 S/. / MWh
2009: 8.10 S/. / MWh
2010: 8.23 S/. / MWh
2011: 8.48 S/. / MWh
Valor Estimado 2012 8.49 S/. / MWh
Meta para el 2012 Ejecutado Programado Modificado
Al primer trimestre : 7.29
Al segundo trimestre : 8.99
Al tercer trimestre : 10.98 11.06
Al cuarto trimestre : 10.76 12.97
Forma de cálculo:
3.1.2. OBJETIVO ESTRATÉGICO 4: OPTIMIZAR LA GESTIÓN DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 20 % Objetivo Específico 1: Eficiencia de las inversiones INDICADOR 1
Nombre Indicador Cumplimiento con el Programa de Proyectos de Inversiones – PI
Ponderación del Indicador 5%
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
%100*Producida Energía
tivosAdministra Gastos=EGA
( )Ventas Costos %Anual Var. - Netas Ventas anual Var.%=VMB
PRIMERA MODIFICACIÓN PLAN OPERATIVO 2013 Página N° 8
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 5.59 %
2009: 89.38 %
2010: 45.00 %
2011: 38.81 %
Valor Estimado 2012 87.42%
Meta para el 2012 Ejecutado Programado Modificado
Al primer trimestre : 11.02%
Al segundo trimestre : 59.33%
Al tercer trimestre : 84.92% 75.46%
Al cuarto trimestre : 100.00%
Forma de Cálculo
INDICADOR 2
Nombre Indicador Cumplimiento con el Programa de Gastos No Ligados a Proyectos – GNLP
Ponderación del Indicador 5 %
Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)
Valor de Referencia No aplicable
Unidad de medida Porcentaje
Datos históricos 2008: 46.27 %
2009: 58.68 %
2010: 30.00 %
2011: 33.72 %
Valor Estimado 2012 75.06%
Meta para el 2013 Ejecutado Programado Modificado
Al primer trimestre : 0.22%
Al segundo trimestre : 5.82%
Al tercer trimestre : 77.66% 69.23%
Al cuarto trimestre : 100.00%
Forma de Cálculo
Cusco, 2013 agosto 22.
Gerencia General
División del SGI y RSE
%100*ProgramadoInversión de proyectosen Gasto
EjecutadoInversión de proyectosen Gasto=PI
%100*Programado Proyectos a ligados no Gasto
Ejecutado Proyectos a ligados no Gasto=GNLP
Rentabilidad patrimonial ROE Porcentaje 0.87% 1.16% 1.66% 1.67% 2.50% 2.40% 3.51% 1.94% (Utilidad o Pérdida Neta / Total Patrimonio al cierre del año anterior) x 100
Rentabilidad sobre la Inversión - ROI Porcentaje 0.78% 1.01% 1.46% 1.47% 2.10% 2.30% 2.83% 1.89%
(Utilidad del Ejercicio + i - t x i) / (Activo Neto Promedio)) x 100i = Interes por endudamientot= tasa de impuesto a la rentat x i = escudo tributario de la deudaActivo Neto: Activo Total - Pasivos EspontáneosPasivos Espontáneos: IGV + IR + Cuentas por Pagar Corto PlazoActivo Neto Promedio: (Activo Neto Inicial + Activo Neto Final)/2
Solvencia Porcentaje 13.82% 9.84% 17.00% 10.67% 19.70% 12.50% 22.30% 15.04%((Pasivos Totales - Pasivos Espontáneos)/ Patrimonio) x 100
Pasivos Espontáneos: IGV + IR + Cunetas por Pagar a Corto Plazo
Liquidez - Prueba Ácida Unidad Monetaria 3.47 2.17 2.35 1.93 2.34 1.88 2.74 2.21 ((Caja + Cuentas por Cobrar a Corto Plazo) / Pasivo Corriente) x 100
Variación del Margen Bruto Porcentaje 3.80% 10.88% -2.57% -9.33% -5.85% -7.50% -3.99% -22.14% (Var. % Anual Ventas Netas - Var. % Anual Costo de Ventas)
Ratio Gasto Administrativo - Producción
S/. / MWh 11.31 7.29 10.97 8.99 10.98 11.06 10.76 12.97 (Gastos Administrativos / Energía Producida)
Fortalecer la actividad empresarial del Estado
Fortalecer las relaciones con grupos de interés
Desarrollar e implementar un plan de responsabilidad social sostenido
Cumplimiento del Programa de Resposabilidad Social Empresarial
Porcentaje 20.00% 20.00% 40.00% 40.00% (Actividades Ejecutadas / Actividades Programadas) x 100
Promover la transparencia en la gestión de las Empresas del Holding y Encargos
Promover la transparencia de la empresa
Cumplir con la Normativa de Transparencia
Grado de Cumplimiento de la directiva de transpatencia
Porcentaje 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% Puntaje promedio del RankingCorporativo de Transparencia de FONAFE vigente
Cumplimiento con el Programa de Proyectos de Inversión
Porcentaje 44.42% 11.02% 64.29% 59.33% 84.92% 75.46% 100.00%(Gasto en Proyectos de Inversión Ejecutado / Gasto en Proyectos de Inversión Programado) x 100
Cumplimiento con el Programa de Gastos No Ligados a Proyectos
Porcentaje 0.22% 0.22% 37.14% 5.82% 77.66% 69.23% 100.00%(Gasto No Ligados a Proyectos Ejecutado / Gasto No Ligado a Proyectos Programado) x 100
Implementación del Sistema de Control Interno - COSO
Porcentaje 10.00% 10.00% 30.00% 20.00% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100
Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo - CBGC
Porcentaje 16.67% 10.20% 33.33% 14.29% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100
Desarrollar las competencias del personal
Cumplimiento del Programa de Capacitación.
Porcentaje 13.00% 35.71% 36.00% 55.36% (N° de Capacitaciones Ejecutadas / N° de Capacitaciones Programadas) * 100
Clima Laboral Porcentaje N/A N/A N/A N/A Promedio de Resultados de la Evaluación de Clima Laboral
Actividades para reforzar los valores de la empresa
Porcentaje N/A N/A 66.67% 66.67% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100
(*) PLAN OPERATIVO 2013 / MATRIZ ESTRATÉGICA 2da MODIFICACION PRESUPUESTAL 20-08-2013
ANEXO N° 01 MODIFICACION MATRIZ ESTRATÉGICA DE EGEMSA
Visión corporativa: "Ser Reconocida como modelo de la empresa eficiente y responsable".
PerspectivaObjetivo Estratégico
FONAFEObjetivo Estratégico
EmpresaObjetivo Específico
EmpresaIndicador Unidad de Medida
META 2013Fórma de cálculoI Trimestre
ProgramadoI Trimestre Ejecutado
II Trimestre Programado
II Trimestre Ejecutado
Financiera
Generar valor mediante la gestión eficiente de las Empresas del Holding y Encargos
Maximizar la rentabilidad de la empresa
Asegurar la sostenibilidad de la empresa
Optimizar costos
III Trimestre Programado
III Trimestre Reformulado
IV Trimestre Programado
IV Trimestre Reformulado
Aprendizaje y crecimiento
Reforzar los valores, la comunicación y el Desarrollo del Personal
Fortalecer la cultura organizacional, la integración y el desarrollo del personal
Afianzar los valores y el ambiente laboral
Cliente
Proceso InternoFortalecer la Imagen de la Corporación FONAFE
Optimizar la gestión de la empresa
Eficiencia de las Inversiones
Fortalecer la gestión empresarial y administración del riesgo