Plan Estratégico Institucional Estrategico... · 1.1 Contexto del proceso de planeamiento realizado ... dicho 10% se lista en la Bolsa de ... situada en la cuenca del río San Gabán,

Plan Estratégico Institucional

EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SAN GABÁN S.A.

2009 – 2013

INFORME FINAL

Puno, Julio 2009

Plan estratégico institucional – San Gabán S.A.2009 - 2013 2

INDICE

I MARCO TEORICO CONCEPTUAL .............................................................................. 4 1.1 Contexto del proceso de planeamiento realizado ........................................... 4 1.2 Presentación del Modelo de Planeamiento .................................................... 5 1.3 Metodología del Proceso de Planeamiento .................................................... 5

II ANÁLISIS SITUACIONAL ........................................................................................... 11 2.1 Presentación de la Empresa ....................................................................... 11 2.2 Marco Legal ............................................................................................. 11 2.3 Análisis del Sector Eléctrico ....................................................................... 13 2.4 Política de Gestión Integrado ..................................................................... 16 2.5 Código de ética ........................................................................................ 16 2.6 Código de Buen Gobierno Corporativo ........................................................ 16 2.7 Responsabilidad Social Empresarial ............................................................ 17 2.8 Análisis del Sector Eléctrico ....................................................................... 17

2.8.1 Diagnóstico actual de la demanda ................................................... 17 2.8.2 Análisis de la oferta ........................................................................ 22

2.8.2.1 Oferta optimizada ................................................................ 22 2.8.3 Balance Oferta Demanda ................................................................ 24

2.9 Análisis del Entorno Externo ...................................................................... 25 2.9.1 Factores Económicos ...................................................................... 25 2.9.2 Efectos de la Crisis en la Economía Peruana ..................................... 27 2.9.3 Factores Políticos, Legales y Gubernamentales. ................................ 30 2.9.4 Factores Socio Culturales y Demográficos ........................................ 31

2.9.4.1 Ámbito Geográfico ............................................................... 32 2.9.4.2 Ámbito Demográfico ............................................................ 32 2.9.4.3 Aspecto Socioeconómico Cultural .......................................... 32

2.9.5 Factores Tecnológicos ................................................................... 33 2.9.6 Factores Ambientales ..................................................................... 33

2.10 Análisis del Microentorno ........................................................................... 34 2.10.1 Organización del Mercado Eléctrico .................................................. 34

2.10.1.1 Entidades Reguladoras del Estado ...................................... 35 2.10.1.2 COES – SINAC: ................................................................. 35

2.11 ANÁLISIS INTERNO. ................................................................................. 36 2.11.1 Planeamiento, Gestión Administrativa y Gerencial. ............................ 36 2.11.2 Recursos humanos. ........................................................................ 37 2.11.3 Comunidad .................................................................................... 38 2.11.4 Recursos Financieros ...................................................................... 39 2.11.5 Infraestructura y Capacidad de Operación ........................................ 39 2.11.6 Tecnología .................................................................................... 43

III ANÁLISIS ESTRATÉGICO ......................................................................................... 44 3.1 Análisis de la Situación Actual de la Empresa .............................................. 44

3.1.1 Análisis de Gestión Financiera y Administrativa ................................. 44 Liquidez........................................................................................................... 49 Gestión ........................................................................................................... 49 Solvencia ........................................................................................................ 49 Rentabilidad .................................................................................................... 49 Evaluación Presupuestal ................................................................................. 50 El Plan Operativo ............................................................................................ 51


Servicio de la Deuda ....................................................................................... 52 Gestión Bursátil ............................................................................................... 53 Gestión Administrativa .................................................................................... 55 Recursos humanos ......................................................................................... 55 Responsabilidad Social Empresarial ............................................................... 56 Sistema de Gestión Integrado ......................................................................... 57 Gestión de Tecnología de Información ............................................................ 57 3.1.2 Análisis de la Gestión Comercial ...................................................... 58

3.1.2.1 CLIENTES ......................................................................... 58 3.1.2.2 VENTAS ............................................................................ 59 3.1.2.3 MARGEN COMERCIAL ....................................................... 60 3.1.2.4 PRECIOS ........................................................................... 61 3.1.2.5 CALIDAD DEL SERVICIO ................................................... 63 3.1.2.6 SERVICIO DE ATENCIÓN AL CLIENTE ............................... 65

3.1.3 ANÁLISIS DE LA GESTIÓN DE LA PRODUCCIÓN ............................... 66 3.1.3.1 Gestión de Producción ............................................................. 66 3.1.3.2 Gestión de Mantenimiento ........................................................ 70 Seguridad ............................................................................................ 72 Medio ambiente ................................................................................... 73

3.2 Cadena de Valor ....................................................................................... 74 IV PLANEAMIENTO ESTRATÉGICO ............................................................................. 75

4.1 Visión ...................................................................................................... 75 4.2 Misión...................................................................................................... 75 4.3 Valores .................................................................................................... 75 4.4 Análisis de Factores Externos ..................................................................... 75

4.4.1 Matriz de Evaluación de los Factores Externos – EFE ......................... 76 4.5 Análisis de Factores Internos ..................................................................... 77

4.5.1 Matriz de Evaluación de los Factores Internos – EFI .......................... 77 4.6 Formulación de Estrategias AODF .............................................................. 79

Estrategias FO .......................................................................................... 79 Estrategias FA .......................................................................................... 80 Estrategias DO ......................................................................................... 81 Estrategias DA .......................................................................................... 83

4.7 Objetivos Estratégicos ............................................................................... 84 4.7.1 Objetivos Estratégicos de San Gabán ............................................... 84 4.7.2 Objetivos estratégicos de FONAFE y el Sector ................................... 84 4.7.3 Alineamiento de los objetivos estratégicos de San Gabán S.A. con los de

FONAFE y el sector ........................................................................ 85 4.7.4 Formulación de Objetivos Corporativos ............................................ 87

V DESARROLLO DE UN SISTEMA DE MONITOREO Y CONTROL DE GESTION ESTRATÉGICO. DISEÑO DEL CUADRO DE MANDO INTEGRAL............................ 91 5.1 Mapa Estratégico ...................................................................................... 91 5.2 Diseño del Cuadro de Mando ..................................................................... 94 5.3 Seguimiento del Plan Estratégico ............................................................... 95

VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 98 ANEXOS .............................................................................................................................. 100

Anexo I: Cartelera de Proyectos .......................................................................... 100


I MARCO TEORICO CONCEPTUAL

1.1 Contexto del proceso de planeamiento realizado

En 1992, en el marco del proceso de privatización de las empresas del sector energía, se inicia la reestructuración del sector eléctrico con la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley Nº 25844, la cual, entre otras reformas importantes, establece un régimen de concesiones, la separación de las actividades de generación, transmisión y distribución, la regulación de los precios de transmisión y distribución para toda clase de suministros, así como la creación del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional ( COES – SINAC), organismo técnico encargado de la regulación y coordinación de la operación de las centrales de generación eléctrica y de los sistemas de transmisión eléctrica.

A partir de este marco normativo se llevó a cabo una reforma en el Sector Electricidad, que ha permitido incrementar el coeficiente de electrificación nacional de 80,0% en el año 2008, esperando alcanzar 88,5% al 2011 y 93,0% para el 2015, así como asegurar una oferta eléctrica confiable, y reducir las pérdidas por distribución.

Desde octubre del año 2000, el servicio eléctrico de la mayor parte del país es atendido a través del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)1 - del que forma parte la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A -, que integró a los Sistemas Eléctricos Centro-Norte (SICN) y Sur (SIS). El SEIN comprende líneas de transmisión, subestaciones eléctricas, sistemas de compensación reactiva y cargas, cuya finalidad principal es la de transferir energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo sin interrupción y manteniendo los estándares de calidad.

La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. fue creada por la Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI), hoy PROINVERSIÓN, mediante acuerdo de fecha 07 de noviembre de 1994, a través del cual autoriza a ELECTROPERÚ S.A. a su constitución mediante un aporte de capital de S/. 20 000 000. San Gabán S.A. tiene como objeto social dedicarse a las actividades propias de generación de energía eléctrica, incluyendo la construcción, manejo y operación de centrales hidroeléctricas, térmicas u otras, así como la comercialización de energía eléctrica.

Este proyecto se concluyó en el año 1999 con la construcción de la Central Hidroeléctrica San Gabán II, la Línea de Transmisión San Gabán-Azángaro y sus correspondientes subestaciones, las cuales en el año 1999 iniciaron sus operaciones comerciales de generación de energía eléctrica.

El financiamiento externo del proyecto fue de 15 500 000 000 ¥ (Yenes japoneses), otorgados por el Japan Bank International for Cooperation del Japón (130 millones de dólares) y la Corporación Andina de Fomento - CAF (25 millones

1 El artículo 2° del D.S. N° 038 2001 EM publicado el 18 de julio del 2001 dispone que a partir de la entrada en vigencia de

dicho Decreto Supremo, toda mención que se haga al Sistema Interconectado Nacional (SINAC), debe entenderse como

referida al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la misma que será su nueva denominación.


de dólares), mientras que el aporte del Estado fue de US$ 45 900 000 y el de los Accionistas de US$ 6 700 000.

Al 31de Diciembre de 2008 la composición del Capital Social de la empresa asciende a S/. 307 296 618.00, que corresponde 90% acciones clase “A” (276 566 957.00) y 10% a clase “B” (30 729 661.00), dicho 10% se lista en la Bolsa de Valores de Lima. Estas acciones están a nombre de FONAFE.

Actualmente la empresa cuenta con una central hidroeléctrica denominada San Gabán II, situada en la cuenca del río San Gabán, dos centrales térmicas propias en las ciudades de Puno y Juliaca, y tres líneas de transmisión que permiten entregar la energía generada en la Central Hidroeléctrica San Gabán II al Sistema Interconectado Nacional.

San Gabán S.A. ha obtenido la certificación ISO 9001:2000 sobre sus procesos de gestión del recurso hídrico, generación, transmisión, y comercialización para la Central Hidroeléctrica San Gabán II y las centrales térmicas de Taparachi y Bellavista, así como para los procesos de apoyo: mantenimiento, almacén, logística y recursos humanos. Se realizaron las auditorias de seguimiento del sistema de gestión de la calidad ISO 9001:2000, habiéndose cumplidos con los requisitos exigidos en la norma, asi mismo Se han realizado las actividades para desarrollar y certificar un Sistema de Gestión Integrado, compuesto por los sistemas de Gestión de Calidad ISO 9001:2000, Gestión Ambiental ISO 14001:2004 y Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001:2007, dentro del cumplimiento de esta normativa se encuentran los planes de contingencias, incluidos como mandatorios, para lo cual se realizaron las auditorias respectivas con resultado exitoso, esperando la entrega formal de la certificación.

1.2 Presentación del Modelo de Planeamiento

El modelo para el proceso de planeamiento se presenta a continuación, mientras que el desarrollo del este enfoque metodológico se explica en el siguiente ítem.

1.3 Metodología del Proceso de Planeamiento

El presente documento ha sido desarrollado siguiendo el enfoque metodológico planteado por la Gerencia de Planeamiento con el valioso aporte de los directivos, gerentes y trabajadores en general de la empresa, a través del trabajo en equipo empleado en los Talleres de Planeamiento Estratégico realizados con un facilitador de la Empresa PMC.


Revisión de

la Misióny

Objetivos actuales

Revisión y análisis del

Entorno

Revisión y análisis de

la situación interna

Propuesta de la

Visión y Misión

Conclusiones sobre el análisis del Entorno:

• Oportunidades• Amenazas• Pronóstico del

Entorno

Conclusiones sobre el análisis interno:

• Fortalezas• Debilidades• Mejoras

inmediatas

Generación de valor de la empresa

Fijación de la Visión y Misión

Plan de Marketing e

imagen institucional

Plan de inversiones

Plan de desarrollo

institucional

Plan de informática

AREA 1

AREA 2

AREA 3

AREA 4

Asignar recursos

Medir y

evaluar

Resultados

Planes Institucionales

Planes de acciónespecíficos

RETROALIMENTACIONRETROALIMENTACION

Análisis EstratégicoAnálisis Estratégico Formulación de Formulación de estrategiaestrategia

Implementación y evaluación de Implementación y evaluación de estrategiaestrategia

MODELO DE PLANEAMIENTO ESTRATÉGICO MODELO DE PLANEAMIENTO ESTRATÉGICO

Determinación de objetivos y

estrategias corporativas y

funcionales

Planteamiento del cuadro de

mando integral


El Proceso de Planificación Estratégica se orientó al gran objetivo de:

“Apoyar el proceso de Evaluación del Plan Estratégico de la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. – SAN GABAN S.A.: 2009 – 2013, estableciendo el adecuado alineamiento en toda la organización con su planteamiento estratégico, con la finalidad de fortalecer su marco competitivo de gestión e incrementar el valor de la empresa, de tal modo que le permita mantener una ventaja competitiva, el mejoramiento continuo y una visión estratégica de largo plazo afirmando el desarrollo de un liderazgo sostenible en el Sector Eléctrico”.

El desarrollo del presente plan estratégico demandó la realización de las siguientes tareas:

a) Definir el marco teórico y conceptual del proceso de planeamiento.

b) Diagnóstico y análisis estratégico del entorno externo e interno.

c) Definir de las condiciones estructurales y estratégicas de SAN GABAN S.A.: visión, misión y objetivos estratégicos.

d) Revisión de los factores críticos de éxito para el logro de los objetivos, así como del concepto de valor a ser adoptado por la empresa.

e) Reformulación de las estrategias, objetivos corporativos y funcionales.

f) Actualización del mapa de los grupos de interés, planteamiento del mapa estratégico y del cuadro de mando integral de la empresa.

g) Elaborar un documento con los resultados de la planificación estratégica.

Para llegar a los objetivos esperados, el procedimiento de trabajo empleado incluyó las siguientes actividades:

1. Trabajo de campo: se efectuó el acopio y revisión de información interna de la empresa, fuentes secundarias de información y entrevistas con personal de la empresa.

2. Se realizaron talleres de trabajo, durante tres días consecutivos con el fin de recoger información de los representantes de SAN GABAN S.A., para la formulación de objetivos y estrategias, y para la presentación del informe final ante las autoridades de la empresa.

3. Trabajo de gabinete: procesamiento y análisis de la información, consolidación de propuestas, preparación de los informes respectivos y las recomendaciones para su implementación en la empresa.


A continuación se presenta el detalle de las actividades realizadas en cada etapa:

a) Trabajo de Campo

El trabajo de campo comprende las actividades realizadas in situ, como:

i) Acopio y Revisión de Información

• Relevamiento de información interna, revisión de la documentación de la Empresa: proyectos, plan estratégico actual 2006 – 2010, memorias, informes de evaluación financiera y presupuestaria, entre otros, identificando los motivos que impidieron alcanzar los objetivos trazados y las estrategias no implementadas.

• Revisión del marco regulatorio.

• Búsqueda de información a través del Internet: empresas similares nacionales y extranjeras, y organismos reguladores y técnicos (FONAFE, MINEM, COES-SINAC, PROINVERSION, OSINERGMIN).

• Búsqueda de información de otras empresas de generación eléctrica nacional o extranjera, que puedan ser relevantes para el establecimiento de las mejores prácticas en el ámbito de entidades reguladas.

ii) Entrevistas

A fin de recopilar información y opiniones sobre la situación actual y las perspectivas de desarrollo de la empresa y el sector, se realizaron entrevistas en profundidad a:

• La alta dirección de SAN GABAN S.A., funcionarios, directivos y profesionales.

• Expertos del sector y funcionarios de las entidades públicas relevantes para el funcionamiento de SAN GABAN S.A.

• Expertos del sector privado y del sector público que aporten sugerencias e ideas referentes a los problemas que enfrenta SAN GABAN S.A.

b) Talleres de Trabajo

Se realizaron talleres de trabajo durante 03 días y actividades de gabinete a fin de recoger la información a ser generada por los representantes de SAN GABAN S.A.

• Reunión con comité de actualización del Plan Estratégico: Taller de Base Conceptual y Metodológica de Planeamiento y Control de Gestión Estratégico

La primera reunión que contó con la participación de miembros del comité de actualización del Plan Estratégico. En esta reunión se presentó la base metodológica y conceptual, para posteriormente, formar grupos de trabajo en el que se discutieron los temas: concepto de valor a ser adoptado por la Empresa San Gabán S.A, identificación de los grupos de interés y el impacto que tienen sobre la empresa, e identificación de los objetivos estratégicos que satisfagan a las expectativas y necesidades de los grupos de interés.


• Primer Taller :Taller de Misión, Visión y Diagnósticos Interno y Externo

En este taller participaron directivos y funcionarios de SAN GABAN S.A. para ratificar, afinar o redefinir la Misión y Visión de la organización. Se realizó la validación del mapa de los grupos de interés, con el cual se definen los objetivos estratégicos que satisfagan sus necesidades y expectativas. Así mismo, se discutieron las propuestas para el análisis interno y externo y definir, como consecuencia, cuáles son las principales fortalezas, debilidades, riesgos y oportunidades que enfrenta la empresa.

• Segundo y Tercer Taller: Taller de Escenarios y Formulación de

Estrategias.

Con la participación de los directivos y funcionarios de SAN GABAN S.A., en este taller se efectuó el análisis FODA, se discutieron las estrategias a desarrollarse en el presente Plan Estratégico, y se establecieron los escenarios del sector. Como resultado, se obtuvo también la Matriz PEYEA con la cual se determina la posición competitiva de la empresa, y se estableció el criterio de valor para la empresa, el cual permitió estimar el valor actual de la empresa.

A partir de esto resultados, se realizó el despliegue de cada estrategia, así como las metas y objetivos a alcanzarse el 2013. Se analizó la articulación de las estrategias en mapas estratégicos para el nivel corporativo que permitirán diseñar un Cuadro de Mando Integral para la empresa, que facilite el alineamiento de los objetivos – estrategias planteadas, su efectivo cumplimiento, con el apoyo de los indicadores de gestión relevantes que sean necesarios.

• Segundo y Tercer: Taller de Operacionalización de los Objetivos y

Estrategias. De acuerdo al desarrollo – planteamiento de los objetivos - estrategias y su

consecuente despliegue en el ámbito funcional, se involucró igualmente al personal responsable y decisor en el nivel funcional, así como a los profesionales involucrados para la formulación de las correspondientes medidas de desempeño e indicadores de gestión.

• Segundo y Tercer: Mapa Estratégico

Una vez determinados los objetivos y estrategias corporativas y funcionales, así como establecidas las prioridades, se procedió a elaborar el mapa estratégico de la empresa y el diseño del cuadro de mando integral desde las cuatro perspectivas: financiera, usuarios/comunidad, aprendizaje y procesos internos, con sus respectivos indicadores.


c) Ajustes en la Formulación del Plan Estratégico y Recomendaciones para su Implementación.

Los ajustes efectuados se han desarrollado en dos momentos del estudio. Un primer momento luego del tercer taller, donde se validó y consolidó los resultados alcanzados sobre la visión, misión y los objetivos estratégicos.

En un segundo momento, en el cuarto y quinto taller, en los que se ajustaron los objetivos y estrategias a nivel funcional y a la vez los objetivos y estrategias a nivel corporativo, toda vez que se definió una metodología de despliegue de carácter horizontal de las funciones que engarce con la perspectiva de procesos y el consecuente diseño del cuadro de mando integral de la empresa.

Finalmente se desarrollaron las actividades de stage con la participación de los directivos y funcionarios de SAN GABAN S.A., en las cuales se revisó el informe final del Plan Estratégico Institucional y se definió la versión final del mismo.


II ANÁLISIS SITUACIONAL

2.1 Presentación de la Empresa

• Denominación Social

La actual denominación social de la empresa es “Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A.” pudiendo usar la abreviatura “SAN GABAN S.A.”. La empresa se constituyó como una empresa estatal de derecho privado.

• Datos Generales de la Empresa

La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. fue constituida mediante Escritura Pública de fecha 06 de diciembre de 1994, extendida ante Notario Público de Lima, Dr. Alberto Flórez Barrón, como una sociedad anónima de duración indefinida.

La empresa fue inscrita con Ficha Nº 207, que continúa en la Partida Electrónica Nº 11000181 del Registro Mercantil de la Zona Registral Nº XIII, sede Tacna, Oficina Registral Puno.

Su sede administrativa se ubica en Av. Floral 245 - Bellavista - Puno – Perú.

Temporalmente en tanto se culmine la remodelación se ubica en Jr. Acora 268 – Puno - Perú

• Objeto Social

La empresa tiene por objeto principal dedicarse a la generación eléctrica, incluyendo la construcción, manejo y operación de centrales hidroeléctricas, térmicas u otras. Y a la comercialización de energía eléctrica. Puede ejecutar actos y operaciones civiles, industriales, comerciales y de cualquier índole vinculadas a su objeto social.

2.2 Marco Legal

Su régimen legal establece que las actividades de la empresa se sujetan a lo dispuesto en la Ley General de Sociedades – Ley Nº 26887. Como empresa estatal de derecho privado, está sujeta a la Ley de la Actividad Empresarial del Estado – Ley Nº 24948 y su Reglamento.

El marco regulatorio del sector eléctrico peruano, está constituido principalmente por la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento – Decreto Ley Nº 25844, y sus modificatorias aprobadas con la Ley Nº 28447, cuyo fin es incentivar el incremento de inversiones para el desarrollo de actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, que permitan el crecimiento de la oferta de energía eléctrica en el país.

El sector eléctrico es regulado además por la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico – Ley Nº 26876, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, el Reglamento para la comercialización de la electricidad en un régimen de libertad de precios, la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la


Inversión Privada en los Servicios Públicos, Resoluciones de OSINERG y procedimientos técnicos del COES-SINAC.

Las actividades de San Gabán S.A. se desarrollan de acuerdo a lo establecido por la Ley del Mercado de Valores – Decreto Legislativo Nº 861, entre otras normas aplicables a empresas de su naturaleza, pacto social y su reglamento interno de organización y funciones.

Igualmente está sujeta a los contratos administrativos de concesión y las autorizaciones y permisos que obtenga de las autoridades peruanas competentes.

Nombre Empresa de Generación Eléctrica San Gabán Sociedad Anónima (SAN GABÁN S.A.)

R.U.C. 20262221335 CIIU 4010 Duración Indefinida Tipo de sociedad Sociedad Anónima Objetivo social La sociedad tiene como objetivo principal dedicarse, en

general, a las actividades propias de la generación eléctrica dentro del área de su concesión, de acuerdo con lo dispuesto en la legislación vigente, y puede realizar todos los actos y operaciones civiles, industriales, comerciales y de cualquier índole que estén relacionados o sean conducentes a su objetivo social principal.

Dirección Av. Floral 245 - Puno – Perú. Teléfono (51-51) 364401 Fax (51-51) 365782 Constitución Se constituye mediante escritura pública de fecha 6 de

diciembre de 1994, extendida ante notario público de Lima, doctor Alberto Flórez Barrón.

Registro Ficha N.° 207, que continúa en la partida electrónica N° 11000181 del Registro Mercantil de la Zona Registral XIII, sede Tacna, Oficina Registral Puno.

Capital social S/. 307.296.618 Estructura accionaria

FONAFE es propietaria del 100% de un total de 307.296.618 acciones de la empresa.

- Acciones tipo A: 276.566.957 - Acciones tipo B: 30.729.661

Valor de cada acción

S/. 1,00 (un nuevo sol)

Grupo económico FONAFE: Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado

Auditores externos La auditoría externa para el ejercicio 2008 estuvo a cargo de la Sociedad Auditora VIGO & ASOCIADOS SOCIEDAD CIVIL, designados mediante resolución de contraloría general 287-2008-CG, de fecha 14 de julio de 2008, como resultado de concurso público de méritos Nº 05-2008-CG.

Reseña histórica

La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. fue creada por la Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI), hoy PROINVERSIÓN, mediante acuerdo de fecha 7 de noviembre de 1994,


por medio del cual autoriza a ELECTROPERÚ S.A. a su constitución mediante un aporte de capital de S/. 20 millones. Durante el año 1995, se negoció la suscripción del convenio de préstamo entre la República de Perú y el Export Import Bank de Japón por el monto de 15.500 millones de yenes. Asimismo, se obtuvo la aprobación, dentro del presupuesto de la República, de un total de S/. 41 millones destinados a la contrapartida local. Durante el periodo 1996-1999, se ejecutaron las obras civiles y el montaje del equipamiento electromecánico de la central hidroeléctrica San Gabán II y se inició la operación comercial en diciembre de 1999. A partir del año 2000, con la interconexión de los Sistemas Eléctricos Centro-Norte (SICN) y Sur (SIS), la energía producida por la central hidroeléctrica San Gabán II es entregada al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Desde 2004, San Gabán S.A. mantiene la Certificación Internacional de Calidad ISO 9001:2000, que abarca los procesos de gestión del recurso hídrico, generación, transmisión y comercialización de energía de la central hidroeléctrica San Gabán II y las centrales térmicas de Taparachi y Bellavista, y procesos de apoyo de mantenimiento, almacén, logística y recursos humanos. Actualmente, la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. cuenta con la central hidroeléctrica San Gabán II, situada en la cuenca del río San Gabán, con una potencia efectiva de 113,10 MW, y con dos centrales térmicas, en Puno y Juliaca, de 3,51 MW y 4,88 MW de potencia efectiva, respectivamente. La potencia efectiva total resultante es de 121,49 MW.

2.3 Análisis del Sector Eléctrico

El sector eléctrico comprende las actividades relacionadas con la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica, en un contexto de libre competencia e igualdad de condiciones para las inversiones nacionales o extranjeras.

Las concesiones y autorizaciones son otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas a través del Registro de Concesiones Eléctricas. Actualmente el mercado eléctrico


está conformado por el mercado atendido por las empresas concesionarias y las entidades autorizadas para generar energía eléctrica para el servicio público.

El servicio eléctrico de la mayor parte del país es atendido a través del Sistema Interconectado Nacional (SEIN), cuya operación económica es coordinada por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC), el cual está integrado por 15 empresas generadoras y 5 empresas transmisoras.

La generación de energía eléctrica en el Perú emplea recursos de origen hidráulico y de origen térmico. En el mes de diciembre del año 2008, la generación hidroeléctrica mantiene una participación de 60,2% del total de energía producida, mientras que el 32,2% de la energía eléctrica se generó a base de gas natural, el 3,3% con carbón, 3.0% con residual y 1.2% con diesel.

A continuación, el Cuadro Nº 01 presenta indicadores técnicos del mercado eléctrico, como potencia instalada y potencia efectiva de las centrales eléctricas, demanda del SEIN, producción y ventas de energía eléctrica, así como el número de clientes, todos los cuales muestran un incremento el año 2008 respecto al 2007.

Cuadro Nº 01

1. INDICADORES TECNICOS 2007 2008

POTENCIA INSTALADA DE CENTRALES ELÉCTRICAS 7,028 7,107Por origenHidráulica (%) 46 46Térmica (%) 54 54

Por servicioMercado Eléctrico (%) 85 85Uso Propio (%) 15 15POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALES ELÉCTRICAS 6,352 6,432Por origenHidráulica (%) 47 47Térmica (%) 53 53

Por servicioMercado Eléctrico (%) 87 86Uso Propio (%) 13 14MAXIMA DEMANDA DEL SEIN (MW) 3,966 4,199

PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA (GWH) 29,943 32,627Por origenHidráulica (%) 65 59Térmica (%) 35 41

Por servicioMercado Eléctrico (%) 94 94Uso Propio (%) 6 6VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWH) 24,722 27,169Por clienteRegulado (%) 54 54Libre (%) 46 46

Por sistemaSEIN (%) 98 98Aislado (%) 2 2NUMERO DE CLIENTES (en miles) 4,360 4,628

Fuente: Evolución de Indicadores del Mercado Eléctrico 1995 – 2008 – MINEM (Cifras Estimadas para el 2008)


La potencia instalada a diciembre del 2008 alcanzó los 7 107 MW, de los cuales 85% fue de origen hidráulico y 15%, térmico. Del total de la potencia instalada 5 964 MW corresponden al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN y 1 053 MW a los sistemas aislados.

Al final del año 2008, la potencia efectiva alcanzó los 6 432 MW, cifra mayor en 1.26% a la registrada el año 2007. De este total, según el tipo de servicio, 5 532 MW (86%) corresponden al mercado eléctrico y 900 MW (14%) para uso propio.

El Cuadro Nº 02 presenta la potencia efectiva de las principales empresas de generación eléctrica del mercado eléctrico, para el año 2008.

Cuadro Nº 02

HIDRO TERMICA TOTAL Part. (%)Cahua 75.7 - 75.7 1.5%Edegel 717.1 708.1 1,425.2 28.3%Eepsa - 130.0 130.0 2.6%Egasa 174.2 144.6 318.8 6.3%Egemsa 87.8 - 87.8 1.7%Egenor 346.6 131.1 477.7 9.5%Egesur 34.9 25.5 60.4 1.2%Electroandes 177.4 - 177.4 3.5%Electroperú 865.8 40.3 906.1 18.0%Enersur 136.8 692.2 829.0 16.4%Kallpa - 174.3 174.3 3.5%San Gabán 113.1 8.3 121.4 2.4%Shougesa - 62.4 62.4 1.2%S.M.Corona 19.6 - 19.6 0.4%Termoselva - 176.3 176.3 3.5%Total SEIN 2,749.0 2,293.1 5,042.1

Potencia Firme (MW) - Diciembre 2008Empresa

Fuente: GART – OSINERG – Operación del Sistema Eléctrico Febrero 2009

Para el año 2008, la mayor participación de la potencia efectiva del mercado eléctrico, correspondió a Edegel con el 28.3% del total del mercado, mientras que la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán tuvo una participación de 2.4% del mercado eléctrico, y el 4.11% de participación en el mercado eléctrico de generación hidráulica.

Durante el año 2008 estos indicadores han presentado tasas de crecimiento en promedio similares a los del año anterior. Es así que la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional en el año 2008, alcanzó los 4 198.66 MW, mientras que en el año 2007 fue de 3 965,60 MW , representando un incremento de 5.88% más respecto al año 2007.

Así también, la producción mensual del mercado eléctrico alcanzó su máximo histórico en diciembre del 2008 con 2 489 GW.h, y la venta de energía a cliente final alcanzó su máximo histórico en el mismo mes con 2 013 GW.h.


2.4 Política de Gestión Integrado

En SAN GABÁN S.A. es nuestra responsabilidad suministrar, con calidad, confiabilidad y eficacia, un producto que cumpla los estándares de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, utilizando en forma óptima los recursos disponibles, preservando el medio ambiente y garantizando la seguridad y salud ocupacional. Para ello contamos con un Sistema de Gestión de la Calidad ISO 9001:2000, y estamos en proceso de certificación del Sistema de Gestión Ambiental ISO 14001:2004 y el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001:2007, los cuales nos comprometemos a cumplir, mantener y mejorar continuamente; lo que nos permita: • Satisfacer las necesidades, requerimientos actuales y futuros de nuestros clientes; • Identificar, evaluar y controlar en forma continua los aspectos e impactos

ambientales significativos ocasionando por las actividades propias de la empresa para prevenir y/o mitigar la posible contaminación del medio ambiente en la utilización del recurso hídrico, la generación de residuos sólidos, efluentes, emisiones gaseosas y potencial incendio;

• Identificar, evaluar y controlar en forma continua los riesgos asociados a nuestras actividades para prevenir y/o mitigar la posible ocurrencia de incidentes, accidentes y enfermedades ocupacionales por electrocución, incendios, ruido, ergonómicos y otros trabajos de riesgo, manteniendo permanentemente la mejora de nuestro desempeño en seguridad y salud ocupacional;

• Cumplir con la legislación ambiental, de seguridad y salud ocupacional aplicable a nuestras actividades; y

• Promover la formación y sensibilización de nuestro personal y de los proveedores, para un adecuado desempeño de calidad, ambiental, de seguridad y salud ocupacional.

2.5 Código de ética

Con el objetivo de lograr una actuación con probidad en el desempeño de nuestras funciones, viabilizando un comportamiento ético basado en los valores corporativos para fortalecer la imagen de la empresa y de todos sus trabajadores frente a los grupos de interés, desarrollamos un Código de ética de los trabajadores de San Gabán S.A.

2.6 Código de Buen Gobierno Corporativo

Con la finalidad de plasmar una filosofía y establecer las prácticas y políticas que, en materia de buen gobierno corporativo, regirán las actuaciones de la empresa, se desarrolló un Código de buen gobierno corporativo.


2.7 Responsabilidad Social Empresarial

Con el objetivo de establecer una política de relación ética entre la empresa y la sociedad, así como definir e implementar programas de desarrollo social, que contribuyan a elevar la calidad de vida de las comunidades con las cuales San Gabán S.A. tiene relación y adoptar una actitud más proactiva hacia la preservación del medio ambiente, se está ejecutando el plan de responsabilidad social empresarial.

2.8 Análisis del Sector Eléctrico

El ámbito Empresarial de acción es todo el territorio nacional ya que la energía generada se entregará al Sistema Interconectado Nacional - SEIN. A este respecto, el horizonte de crecimiento va más allá del distrito, de la provincia, del departamento y de la región en que se localiza. La situación actual de la demanda de energía es la que corresponde a todo el país. Se sabe que, en momentos de escasez de agua, principalmente en estiaje, la demanda es atendida con generación térmica. La población de referencia, por lo antes anotado, es la que compone el universo de usuarios de energía eléctrica de toda la zona de influencia del SEIN, la cual corresponden a un total de 20 regiones, las cuales consumen la energía con fines de uso residencial, industrial, comercial, de alumbrado público, etc. Se trata de un mercado muy grande, y en continuo crecimiento, En el año 2008 la demanda de energía eléctrica en el SEIN alcanzo los 32,627 GW/h y hay que tener en cuenta que existe la perspectiva de exportar, a breve plazo, energía eléctrica, situación con la cual el horizonte de la demanda futura crecerá mucho más; asimismo se tiene que considerar el incremento de demanda producto de la puesta en operación de algunos grandes proyectos mineros, tales como los yacimientos de fosfato de Bayovar, la puesta en marcha de Toromocho entre otros, que harán que el crecimiento de la demanda sea superior al promedio anual. Para la proyección de los servicios demandados con Proyecto es válido lo señalado en el párrafo precedente. Su incidencia dentro del mercado nacional será de tal magnitud que la no producción del Proyecto será atendida sin ningún inconveniente por cualquier otro grupo o central de generación térmica, bien sea dentro de la región del Cusco o en otro lugar del país. En resumen, los alcances son tales que la producción de energía a la que contribuirá tendrá plena e inmediata cabida en el mercado de energía y, además, por tiempo indefinido debido al muy bajo costo variable de la central hidroeléctrica.

2.8.1 Diagnóstico actual de la demanda

La cobertura de la demanda actual alcanza a una población de muy diverso nivel socio-económico, evidentemente de ambos géneros, de todas las edades y niveles de educación y de las más variadas procedencias.

La tendencia histórica es la evolución del uso continuo y creciente de la

generación y consumo de la energía eléctrica en el país desde fines del siglo XIX y que seguirá creciendo en el mediano y largo plazo, tanto o más que en


otros países latinoamericanos que tienen más alto índice de consumo de energía per cápita, a los que sería deseable alcanzar o superar. Como patrón saltante de atención de la demanda se puede señalar que, en el Perú, hay una predominancia de suministro con fuentes de energía hidráulica, a parte del interés de desarrollar fuentes de energías renovables y no contaminantes.

En cuanto a la calidad del servicio entregado, la producción estará enmarcada

en los estándares que rigen la industria eléctrica que, como se sabe, son bastante exigentes. A este respecto, la unidad ejecutora que operará el Proyecto tiene una experiencia en la materia y cuenta con los medios tecnológicos apropiados y con el personal calificado que tendrá a su cargo el manejo de la producción de energía.

Acerca de los aspectos de operación, el despacho de energía, como se sabe,

se lleva a cabo bajo el riguroso control del COES, entidad que, en cada momento, establece cuál es la mejor opción de entrega de la energía, considerando, entre otros factores, los costos de operación de las unidades integrantes. La energía generable por el Proyecto estará inmersa, necesariamente, en ese esquema de operación y de entrega al sistema.

Los niveles de demanda de energía eléctrica registrados en el Perú han

presentado en los últimos años una tasa de crecimiento que bordea en promedio el 4 % anual, con lo cual se puede inferir que dicho crecimiento se mantendrá en el tiempo.

La metodología para la demanda del SEIN consiste en estimar la demanda de

energía en base a cinco componentes.

El primer componente se refiere a la demanda proveniente de las ventas de los distribuidores y generadores para los cuales se cuenta con información histórica confiable desde el año 1981. La proyección de esta demanda en el periodo 2009-2010 se realiza con la metodología empleada por el OSINERGMIN en la fijación de tarifas para el período mayo 2008 – abril 2009. Las proyecciones de crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI) para el período 2008 – 2011 son las publicadas por el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) en el documento Marco Macroeconómico Multianual 2009 – 2011, actualizado al mes de agosto de 2008 y publicado el 01 de setiembre de 2008. Para el período 2012 – 2015, el PBI es considerado igual al del año 2011 (7,5%). Esta demanda representa en promedio el 69,1% de la demanda a nivel de generación.

El segundo componente está conformado por las cargas incorporadas al sistema en años posteriores a 1981; este componente incluye la demanda proveniente de empresas mineras que en su momento eran autoproductores o pertenecían a sistemas aislados, así como la demanda de diferentes regiones que se interconectaron o interconectarán al SEIN. La


proyección de esta demanda se realiza para el periodo 2009-2010 considerando los datos utilizados por el OSINERGMIN en la fijación de tarifas para el período mayo 2008 – abril 2009. Para el periodo 2011-2015, se ha considerado que cada una de estas cargas tiene un crecimiento anual igual al observado en el año 2010. Esta demanda representa en promedio el 19,7% de la demanda a nivel de generación.

El tercer componente lo constituye la demanda de interconexión con el

Ecuador; en este caso no se considera la conexión de la carga de Emeloro del Ecuador al SEIN.

El cuarto componente lo constituye el consumo propio de las centrales de

generación. Este componente representa en promedio el 1,5% de la demanda a nivel de generación y fue proyectada empleando el criterio considerado por el OSINERGMIN en la fijación de tarifas para el período mayo 2008 – abril 2009.

El quinto componente está constituido por los proyectos factibles de entrar

en operación en el horizonte del análisis. Se consideró hasta el año 2010 los proyectos considerados por el OSINERGMIN en la fijación de tarifas para el período mayo 2008 – abril 2009. Desde el 2011 en adelante se consideran los proyectos de Toromocho, Quellaveco, Antapacay, Marcobre, La Granja, Galeno, Minas Conga y Las Bambas. Esta demanda representa en promedio el 9,7% de la demanda a nivel de generación.

A continuación se muestra la distribución de la proyección de demanda en

GW/h para el año 2009:


Demanda SEI del año 2009

Energía Producida Aporte Neto de

por Generadores 32,573 325 Otras Centrales

COES

Consumo

486 Propio

8,388 Industrias y proyectos, Cargas Especiales

e incorporadas

Demanda a nivel de

Transmisión

24,037

Venta Generador Pérdidas de Transmisión 6.62%

MAT, AT, MT 1,591

19.98% * E 4,133

Ventas más pérdidas

18,313 de Distribución

Ventas Totales Pérdidas de Transf. Transm.

sin Cargas Incorporadas Venta Distribuidor Distribuidor = 2%

ni Cargas Especiales MAT y AT 445 366

(E) 2.15% * E

20,686

Modelo Econométrico Entrada al Nivel

17,502 de Distribución (MT, BT)

Pérdidas MT y BT

Distribuidor = 8%

Venta del 1,393

Distribuidor (MT, BT)

77.87% * E 16,109

Por otro parte, la metodología aplicada para la proyección de energía y potencia para el periodo 2016 – 2043 se basa principalmente en promedios móviles a las tasas de crecimiento. Es decir se calculo las tasas de crecimiento anuales hasta el año 2015 y a partir del 2016 se calculo las tasas de crecimiento anual aplicando promedios móviles a las tasas de crecimiento de los años anteriores, obteniendo de esta manera la demanda de energía y potencia de los siguientes años, 2016 – 2043.

Las demandas de energía y potencia a nivel de generación para cada año del

periodo de simulación se muestran a continuación:


Proyección de la Demanda Energía y Potencia del SEIN 2007-2043

Año Energía Potencia Factor de Tasa de Crecimiento

(%) (GW.h) (MW) Carga Energía Potencia

2007 27 460,00 4 008,00 0,78 9,97% 10,72% 2008 30 395,00 4 359,00 0,80 10,69% 8,76% 2009 32 898,00 4 723,00 0,80 8,23% 8,35% 2010 36 565,00 5 158,00 0,81 11,15% 9,21% 2011 39 981,00 5 568,00 0,82 9,34% 7,95% 2012 43 611,00 6 063,00 0,82 9,08% 8,89% 2013 46 640,00 6 492,00 0,82 6,95% 7,08% 2014 51 050,00 7 088,00 0,82 9,46% 9,18% 2015 55 162,00 7 655,00 0,82 8,05% 8,00% 2016 59 968,89 8 297,84 0,83 8,71% 8,40% 2017 65 382,68 9 012,34 0,83 9,03% 8,61% 2018 71 365,83 9 791,82 0,83 9,15% 8,65% 2019 77 843,25 10 620,30 0,84 9,08% 8,46% 2020 84 794,50 11 516,01 0,84 8,93% 8,43% 2021 92 420,06 12 488,14 0,84 8,99% 8,44% 2022 100

550,44 13 533,61 0,85 8,80% 8,37%

2023 109 346,25

14 671,80 0,85 8,75% 8,41% 2024 118

878,51 15 899,31 0,85 8,72% 8,37%

2025 129 433,25

17 248,18 0,86 8,88% 8,48% 2026 140

857,23 18 700,56 0,86 8,83% 8,42%

2027 153 388,28

20 282,39 0,86 8,90% 8,46% 2028 167

059,52 21 999,16 0,87 8,91% 8,46%

2029 181 931,82

23 858,31 0,87 8,90% 8,45% 2030 198

087,00 25 870,28 0,87 8,88% 8,43%

2031 215 641,33

28 051,27 0,88 8,86% 8,43% 2032 234

738,00 30 416,04 0,88 8,86% 8,43%

2033 255 496,55

32 979,84 0,88 8,84% 8,43% 2034 278

101,53 35 761,47 0,89 8,85% 8,43%

2035 302 731,71

38 778,50 0,89 8,86% 8,44% 2036 329

581,55 42 052,54 0,89 8,87% 8,44%

2037 358 809,93

45 601,43 0,90 8,87% 8,44% 2038 390

644,14 49 450,60 0,90 8,87% 8,44%

2039 425 294,16

53 623,86 0,91 8,87% 8,44% 2040 463

001,06 58 148,11 0,91 8,87% 8,44%

2041 504 035,79

63 053,31 0,91 8,86% 8,44% 2042 548

699,54 68 372,47 0,92 8,86% 8,44%

2043 597 320,70

74 140,69 0,92 8,86% 8,44% 2044 650

253,19 80 395,96 0,92 8,86% 8,44%

2045 707 887,23

87 179,58 0,93 8,86% 8,44%


Como se aprecia en este cuadro, el nivel de consumo de energía eléctrica para el 2007 fue de 27 460 GW.h, siendo la máxima potencia demandada del orden de los 4 008 MW.

Para los cinco años siguientes se observan tasas de crecimientos de la

demanda de energía superiores al 8 por ciento, observándose para el año 2013 una tasa de crecimiento de 6,95 por ciento, siendo esta la más baja a los largo del horizonte de análisis.

El crecimiento de la energía de los años 2007 y 2008 se debe a la reciente

puesta en operación del proyecto de ampliación de la Minera Cerro Verde y de Southern Peru Copper Corporation.

Asimismo se comenta que dicha demanda es abastecida por las diferentes

empresas que integran el parque generador actual. Las empresas suministran energía en función a sus potencias efectivas y de acuerdo al despacho que coordina el COES.

2.8.2 Análisis de la oferta

2.8.2.1 Oferta optimizada

Para el análisis de la oferta se ha considerado el incremento de la potencia instalada del sistema por entrada en operación de los determinados proyectos hidrotérmicos, tal como se muestra en el siguiente cuadro:

Proyección de la Oferta – SEIN

FECHA DE INGRESO

PROYECTO CAPACIDAD

(MW) PROYECTOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 291,3

2008 Feb C.H. Carhuaquero G4 10,0 2008 Mey Dam Río Corani (24 MMC-39.7 GWh) 24,0 2008 Sep C.H. La Joya 9,6 2008 Oct C.H. Caña Brava 5,5 2009 Jun C.H. Poechos II 10,0

2009 Jun Repotenciamiento C.H. Pariac - CH5 y CH6 (7,7 MW) 7,7

2009 Nov C.H. Platanal 220,0

2009 Nov Expantion of Dam Huangush Bajo (4,5 MMC-10,9 GWh) 4,5

2012 Ene Transfer Huascacocha - Edegel (135 GWh) 2011 Jun C.H. Santa Rita 251,0 2012 Ene C.H. La Virgen 68,0 2012 Ene C.H. Machu Picchu 70,0


2012 Jun C.H. Cheves 158,0 2012 Jun C.H. Quitaracsa 115,0 2013 Ene C.H. Santa Teresa 110,0 2014 Ene C.H. Tarucani 49,0 2017 Ene C.H. Olmos 120,0

PROYECTOS DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS 1 822,0 2009 Feb Convertion, C.T. Mollendo - Natural Gas 73,0 2009 Feb Convertion, C.T. Calana - Natural Gas 26,0 2009 May C.T. Oquendo 50,0 2009 May C.T. Kallpa - TG2 176,0 2010 Ene C.T. Chilca I - TG3 176,0 2010 Ene C.T. Santa Rosa - TG8 186,0 2010 Mar C.T. Las Flores - TG1 176,0 2010 Jun C.T. Kallpa - TG3 176,0 2011 Ene Kallpa Unit 3 OC GT 180,0 2011 Jul Santa Rosa Plant Conversion to Diesel 100,0 2012 Jun Kallpa Unit 3 CC GT 90,0 2012 May Nueva Esperanza BPZ OC Tumbes 160,0 2013 Jun Chilca Unit 3 CC GT 80,0 2014 Jul Ilo OC GT 173,0

TOTAL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 2 113,3 Fuente: OSINERG Regulación de Tarifas en Barra - Mayo 2008

En cuanto a la participación de EGESG en la oferta de generación del sistema nacional está formada por las siguientes centrales:

C.H. San Gabán II, con una potencia efectiva de 113 MW. C.T. Bellavista, con una potencia efectiva de 3,525 MW. C.T. Taparachi, con una potencia efectiva de 4,878 MW.

En este sentido, debido a la alta incertidumbre respecto a las nuevas

unidades que ingresarían en el futuro, se toma como base la proyección de oferta y la demanda realizada por el OSINERG-GART, ente encargado de la fijación de las Tarifas en Barra.

Las proyecciones de oferta y demanda tomadas de la regulación de Mayo

del 2008 se han complementado con los cálculos adicionales para obtener los costos marginales para el periodo 2016-2045, es decir para los 30 años de operación comercial del Proyecto.


2.8.3 Balance Oferta Demanda

La demanda potencial, en este caso, proviene del déficit de servicio ofrecido

dentro de la creciente demanda de energía en el país.

Dicho Balance Oferta/Demanda se aprecia en el cuadro siguiente, donde se muestra la proyección de la demanda y la proyección de la expansión de la oferta de generación desagregado a nivel hidráulico y térmico. De dichas variables se obtiene el margen de reserva total del sistema eléctrico.

Balance Oferta / Demanda SEIN

Año

Proyección de

Demanda (MW)

Oferta Existente (MW)

Oferta Futura (MW)

Margen

Reserva Hídrica Térmica Hídrica Térmica %

2007 4 008,00 2 826,07 3 100,75 0,00 0,00 47,87% 2008 4 359,00 2 826,07 3 100,75 49,10 0,00 37,09% 2009 4 723,00 2 875,17 3 100,75 242,20 325,00 38,54% 2010 5 158,00 3 117,37 3 425,75 0,00 714,00 40,70% 2011 5 568,00 3 117,37 4 139,75 251,00 280,00 39,87% 2012 6 063,00 3 368,37 4 419,75 411,00 250,00 39,36% 2013 6 492,00 3 779,37 4 669,75 110,00 80,00 33,07% 2014 7 088,00 3 889,37 4 749,75 49,00 173,00 25,02% 2015 7 655,00 3 938,37 4 922,75 0,00 0,00 15,76% 2016 8 297,84 3 938,37 4 922,75 0,00 0,00 6,79% 2017 9 012,34 3 938,37 4 922,75 120,00 0,00 -0,35% 2018 9 791,82 4 058,37 4 922,75 0,00 0,00 -8,28% 2019 10 620,30 4 058,37 4 922,75 0,00 0,00 -15,43% 2020 11 516,01 4 058,37 4 922,75 0,00 0,00 -22,01% 2021 12 488,14 4 058,37 4 922,75 0,00 0,00 -28,08% 2022 13 533,61 4 058,37 4 922,75 0,00 0,00 -33,64% 2023 14 671,80 4 058,37 4 922,75 0,00 0,00 -38,79%

Del cuadro se observa que el margen de reserva desciende desde el 47,9% en el

2007 hasta 6,8% en el 2016, de ello se tiene que para todos los años la demanda supera grandemente la oferta hidráulica existente y futura, debiendo dicho faltante ser cubierto por la oferta térmica, el cual presenta altos costos marginales respecto a las unidades hidráulicas.


2.9 Análisis del Entorno Externo

2.9.1 Factores Económicos

• Panorama Internacional

La economía mundial está atravesando una profunda crisis financiera, que si bien tuvo su origen en el deterioro del mercado inmobiliario de los Estados Unidos (EE.UU.) terminó por extenderse, rápidamente, hacia el sector real de la economía, generando pérdidas de riqueza a nivel mundial, desaceleración económica y aumentos en los niveles de desempleo. En este contexto, la economía mundial logró una expansión de 3,2% en el 2008 debido en parte al buen desempeño económico de China y de los demás países emergentes como India y de América Latina, que compensaron los menores niveles de crecimiento experimentados por Estados Unidos, Europa y Japón. El crecimiento de la economía de EE.UU., el país más afectado por la crisis y uno de nuestros principales socios comerciales fue de 1,1%, en el año 2008, a pesar de los resultados negativos de 0,5% y 6,3% del tercer y cuarto trimestre del año, respectivamente. A lo largo de este periodo, este país enfrentó la quiebra de muchas de sus instituciones financieras más emblemáticas, situación que obligó al gobierno norteamericano a intervenir con el fin de evitar el colapso de su sistema financiero. Es así que, la pérdida de confianza de los agentes económicos se vio reflejada en la caída de diferentes indicadores microeconómicos, tales como: ventas minoristas, gasto, ingreso y consumo personal, órdenes de bienes duraderos, producción manufacturera, índices del sector de servicios, gastos y permisos de nuevas construcciones, etc., que tuvo una incidencia directa en el mercado laboral norteamericano perdiéndose alrededor de 2,5 millones de empleos en el 2008. De otro lado, la Eurozona creció 0,9% mientras que Japón obtuvo un resultado negativo de 0,6% por primera vez en ocho años. En estas economías, la crisis se manifestó con un profundo retroceso en la demanda externa, así como en sucesivas correcciones a la baja en el mercado inmobiliario en algunos estados europeos y la intensificación de la restricción crediticia de sus sectores financieros. Particularmente en Japón, la drástica caída del PBI fue el reflejo de una contracción de sus exportaciones y niveles de inversión, así como un debilitamiento del consumo privado. La evolución de las cotizaciones internacionales de las principales materias primas, alimentos y petróleo durante el año 2008, estuvo caracterizada por un incremento interrumpido en la primera mitad del año, alcanzando niveles máximos históricos en julio, para luego descender considerablemente el resto del año como resultado de la desaceleración económica mundial que provocó una contracción de la demanda de estos productos por parte de la mayoría de países desarrollados y de China, principalmente. De esta manera, los crecientes precios internacionales de los alimentos y energía registrados durante el primer semestre de 2008, provocaron fuertes presiones inflacionarias en todas las regiones del mundo, obligando a las autoridades correspondientes a adoptar medidas para contrarrestarlas. El comportamiento de las economías emergentes más representativas conocidas como BRICs: Brasil, Rusia, India y China fue positivo durante el año 2008 aunque menor al crecer 5,1%, 5,6%, 7,3% y 9%, respectivamente. Durante los últimos meses del año, se observó menores niveles de crecimiento en estas economías debido a que gran parte de su producción tiene como


destino los mercados de EE.UU., Europa y Japón. Cabe mencionar que, para fines del año 2008, tanto el rublo ruso como el real brasileño habían experimentado una fuerte depreciación respecto al dólar a diferencia del yuan y de la rupia que presentaron un comportamiento apreciatorio. América Latina y el Caribe creció 4,2% en el 2008, liderando Perú con un crecimiento de 9,8%, seguido de Uruguay (8,9%) en segundo lugar, luego Argentina (7%), Bolivia (5,9%), Ecuador (5,3%) y Brasil (5,1%); y, más atrás estuvieron Chile (3,2%), Colombia (2,5%) y México (1,3%). Durante el 2008, las condiciones económicas y financieras adversas de los países más desarrollados junto con la caída en el precio de los commodities impactaron en las economías de la región a través del sector externo principalmente. En la última parte del 2008, los países de América Latina y el Caribe enfrentaron un escenario caracterizado por una marcada reducción de la demanda externa de bienes y servicios que la región exporta, implicando ello un deterioro en sus términos de intercambio, caída en los niveles de recaudación, crecientes dificultades para acceder a financiamiento internacional y fuertes presiones al alza en los mercados cambiarios, producto de una salida de capitales en medio de un contexto de elevada incertidumbre. El índice de los términos de intercambio mostró una contracción durante el 2008, pasando de un crecimiento de 3,6% en el 2007 a una caída de 13,3%. Este resultado se explica por un aumento del precio de las importaciones de 21,2% sustancialmente mayor al alza de 5,1% de los precios de las exportaciones, producto de la debacle en las cotizaciones de los commodities, que afectó principalmente la segmento exportador tradicional (cobre, plata, plomo, y el zinc). Cabe resaltar que la cotización del oro comenzó a experimentar un incremento a partir de mediados de noviembre del 2008 al considerársele como un activo de refugio de valor en una coyuntura de alta incertidumbre y de pérdida del valor del dólar.

Del año anterior a lo que empezó hace unos años atrás como un debilitamiento del mercado inmobiliario norteamericano, se ha convertido hoy en uno de los mayores episodios recesivos globales desde la Segunda Guerra Mundial, estimándose las pérdidas del sistema financiero global en US$ 2,7 billones. En este contexto, de acuerdo con las últimas proyecciones del Fondo Monetario Internacional, se espera una contracción de la actividad económica mundial, siendo los países desarrollados los más afectados, mientras que para los países emergentes se estima un ligero crecimiento del PBI.


Esta situación ha conllevado, entre otros, a una severa caída de la producción industrial principalmente en economías especializadas en la fabricación de bienes de capital como Japón, Alemania, y EEUU así como una desaceleración en el caso de China. En estas economías, las condiciones crediticias se han endurecido fuertemente, obligando a las firmas a reducir sus niveles de producción y posponer sus planes de inversión, lo cual afecta severamente la situación del mercado laboral.

2.9.2 Efectos de la Crisis en la Economía Peruana

El nuevo escenario económico mundial que emerge del shock de la crisis financiera, originada en Estados Unidos, se propaga hacia los países de la región a través de cuatro canales de transmisión: demanda externa, precios de commodities, flujos financieros y remesas

• Menor Demanda Externa

La menor demanda de nuestros socios afecta los flujos comerciales. La magnitud del impacto estará en función del grado de dependencia con los países directa o indirectamente afectados por la crisis como Estados Unidos y la Unión Europea y China respectivamente

Cabe destacar que la dependencia a Estados Unidos y la Unión Europea ha disminuido considerablemente a consecuencia del proceso de diversificación de nuestras exportaciones y de la importancia ganada por las nuevas economías emergentes. En el año 2000, la participación de EEUU y la Unión Europea en el total de las exportaciones representaba 27,7% y 21,4%, respectivamente. En la actualidad esa participación es de 18,4% y 16,8% respectivamente.


La menor demanda externa se refleja en la reducción o cancelación de pedidos a las industrias ligadas a la actividad exportadora. Igualmente se afectan las exportaciones de servicios al disminuir el flujo de turistas, su gasto y su estadía promedio. La caída en exportaciones afecta el nivel de actividad económica y el empleo, a la vez que incrementa el déficit externo de la cuenta corriente, generando presiones sobre el tipo de cambio. Una mirada a nuestras exportaciones en los últimos meses muestra la contracción de la demanda externa. En términos de volúmenes, las exportaciones no tradicionales fueron las más afectadas, principalmente textiles y químicos.

• Coyuntura Nacional

El Ministerio de Economía y Finanzas estimó que para el periodo 2009 la cifra del PBI en el Perú crecería 3,5% este año, gracias al impulso del plan de estímulo económico del Gobierno para encarar la crisis internacional. Siendo poco optimistas y sin la aplicación del Plan de estimulo económico, el crecimiento del PBI sería de 2,5% este año, 4,0% en el 2010, 5,2% en el 2011 y 5,6% en el 2012.

En el 2008 no se alcanzo la meta de inflación del Banco Central de Reserva. La inflación acumulada, medida en términos de la variación del índice de precios al consumidor de Lima Metropolitana, fue de 6,7% cifra que sobrepasa claramente el límite superior del rango meta 1% y 3%. El alza se debió principalmente a factores de origen externo, producidos por el boom de las cotizaciones internacionales del trigo, maíz, petróleo y soya que se ejercieron presiones al alza en el precio de alimentos y combustibles durante la primera mitad del año 2008. con el inicio de la crisis y el colapso de las cotizaciones a partir de septiembre pasado, la presión inflacionaria comenzó a revertirse a nivel internacional y en el Perú.


Gráfico Nº 01

• Tipo de Cambio

Una tendencia interesante es la del tipo de cambio. Según el Marco Macroeconómico Multianual, este subiría como promedio anual entre el 2009 y el 2012, a pesar de que la balanza comercial mejoraría y de que la variación del saldo de las reservas internacionales netas estaría cercano a cero.

El MMM señala que el tipo de cambio se situaría en S/.3,32 por dólar en promedio en el período 2010-2012 debido a las presiones depreciatorias, como consecuencia de mayores restricciones en las condiciones de financiamiento y crédito internacional y la lenta recuperación de la economía mundial.

Cuadro Nº 03

Para el presente año se espera que el Producto Bruto Interno crezca 3.5% en términos reales con respecto al año anterior, como resultado del desempeño de los componentes de la demanda interna (4,1%) tanto públicos como privados.


El consumo privado se incrementaría solo en 3,5% , como consecuencia del menor crecimiento del ingreso nacional disponible y de un menos acceso al crédito. Por su parte la inversión privada alcanzaría un crecimiento de 5% debido al impacto negativo de la crisis internacional en los sectores ligados al sector externo, lo cual reduciría el impulso de la inversión privada, sin embargo, a pesar de las condiciones menos favorables del contexto internacional actual, se continuaran ejecutando diversos proyectos entre los cuales figura el sector electricidad.

El sector minería e hidrocarburos, por su parte crecería alrededor de 5% explicado tanto por la mayor producción de hidrocarburos (17,7%), por la mayor extracción de gas natural provenientes de los Lotes 56 y 88 del proyecto Camisea, asi como por el desempeño del subsector minero-metálica que crecería 3,6%, principalmente por la mayor extracción de oro como resultado de los altos precios de este metal en el mercado internacional.

• Precisiones

1. En el período 2010-2012, la demanda interna crecerá 5,6%, en promedio por año.

2. Las exportaciones se incrementarían en 6,1% en promedio por año entre el 2010 y el 2012.

3. En el 2009, el sector agropecuario mejoraría 2,4%. La producción pesquera se incrementaría en 2,9% y la del sector de minería e hidrocarburos avanzaría 5,0%.

4. Este año, el PBI manufacturero subiría 2,2%. La construcción crecería 11,4% y el comercio repuntaría 2,2%. En servicios (incluye al sector electricidad y agua), el incremento sería de 4,1%.

2.9.3 Factores Políticos, Legales y Gubernamentales.

La región latinoamericana enfrentará en el 2009 varios procesos electorales (Perú en abril; Colombia en mayo; México en julio, Brasil y Ecuador en octubre; y Venezuela en diciembre) que podrían traer cierta volatilidad a la región.

En todos los países andinos, excepto Colombia (Uribe cuenta con un alto nivel de aprobación), el crecimiento económico no ha estado acompañado por una mayor estabilidad política. En Bolivia y Ecuador se espera una transición política desordenada. La elección de Evo Morales como presidente de Bolivia en primera vuelta contribuyó a ahuyentar a los inversionistas, sobre todo extranjeros.

Durante los últimos años el comportamiento de las variables financieras en el Perú mostraban una marcada tendencia positiva. El riesgo-país había caído de manera casi continua hasta los niveles más bajos de su historia, la bolsa estaba entre las más rentables del mundo y el tipo de cambio se había estabilizado. La elevada demanda por activos peruanos contribuyó a que el Perú mejorara significativamente la composición de la deuda pública mediante la emisión de bonos de largo plazo en moneda nacional.

Es así que el riesgo-país aumentó 50% (de 145 puntos básicos a 211 puntos básicos), la bolsa de valores cayó 13%, y el Banco Central de Reserva tuvo que intervenir de manera enérgica para mitigar la presión alcista del dólar. Pero, a pesar del aumento reciente, el riesgo Perú todavía es muy bajo con


respecto a sus niveles históricos, y bastante menor que el de otros países como Argentina y Ecuador.

Esta situación significaría que a pesar de los espectaculares resultados macroeconómicos, e independientemente de quién sea el ganador de las elecciones del próximo año, hay un número importante de peruanos que se sienten excluidos del sistema, o al menos de los beneficios del crecimiento.

Estabilidad del marco legal eléctrico, a partir del año 1992 en que empieza la ola de privatizaciones en nuestro país, conocida como promoción de inversión privada, se genera un nuevo marco legal.

El Estado pasa de ser generador y distribuidor a ser regulador, suscribiendo contratos de concesión con las empresas, los que incluían a su vez compromisos de inversión. Se separan las actividades de generación, transmisión y distribución, lo que ha llevado a un mejoramiento en términos de cobertura, potencia instalada, pérdidas de energía y calidad del servicio.

La Ley de Concesiones Eléctricas, rige las transacciones en el mercado eléctrico las que se dan a través de: el mercado de servicio público o regulado, el mercado libre y el mercado intergeneradores, éste último a cargo del Comité de Operación Económica del Sistema COES, organismo técnico, conformado por los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión cuyas instalaciones se encuentran interconectadas en el Sistema Nacional.

Además existe un sistema supervisor de inversión de energía integrado por OSINERG y el INDECOPI.

Normatividad inadecuada. Según estudios realizados por la Fundación Heritage, organización que promueve las políticas de conservación pública basadas en la libre empresa y en la limitación del estado, el Perú se encuentra en el puesto número 63, decayendo 15 lugares con respecto al año anterior.

La calificación obtenida por Perú ha sido determinada en base a los siguientes factores: Política comercial, carga impositiva, intervención gubernamental, política monetaria, inversión extranjera, actividad bancaria, salarios y precios, derechos de propiedad, regulaciones y mercado informal.

2.9.4 Factores Socio Culturales y Demográficos

El Perú se encuentra sumamente rezagado en lo que se refiere a electrificación, en especial en el ámbito rural. Según el Ministerio de Energía y Minas (MEM), el 24% de la población total en el Perú carece de servicio eléctrico. En el sector rural la situación es más grave pues solamente un 32% posee suministro eléctrico. Esta situación coloca al Perú en penúltimo lugar en Latinoamérica en cuanto a índices de electrificación.

La Ley de Concesiones Eléctricas establece que los usuarios tiene derecho a solicitar el suministro de energía por parte del concesionario previo pago del costo de la instalación, por lo tanto, sólo podrán acceder al servicio las personas que puedan pagar por su instalación, estando las demás personas destinadas a carecer del servicio básico por no tener medios económicos.

De igual manera, la Ley de Concesiones Eléctricas no obliga a los concesionarios a brindar el suministro a nuevas urbanizaciones; por lo tanto los habitantes de nuevas urbanizaciones tendrán que esperar que la inversión de


la empresa llegue hasta su zona sin poder mientras tanto tener acceso a ninguna forma de dicho servicio público.

El Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), a cargo del Ministerio de Energía y Minas, está concebido para aquellos usuarios que no cuentan aún con los servicios del suministro eléctrico rural, debido a la lejanía, el aislamiento y la poca accesibilidad de sus localidades en las zonas rurales y de frontera en el Perú. Este mercado objetivo se caracteriza por ser de bajo poder adquisitivo, con una demanda eléctrica reducida y con cargas dispersas que impiden economías de escala.

Estos proyectos de electrificación presentan una baja rentabilidad privada – aunque sí una alta rentabilidad social - lo cual motiva que no sean atractivos a la inversión privada y requieran de la participación activa del Estado.

2.9.4.1 Ámbito Geográfico

Las operaciones de la Empresa se desarrollan en el departamento de Puno que se encuentra localizado al sur este de la República del Perú. Su extensión territorial es de 71 999,001 Km2, que significa el 5,6% del territorio nacional, incluye 14,50 Km² de área insular correspondiente a las islas y 4 996,28 Km2 que corresponde a la parte peruana del lago Titicaca, es el quinto departamento en extensión territorial y está dividido en 13 Provincias y 109 Distritos.

2.9.4.2 Ámbito Demográfico

La población total del departamento de Puno, es de 1 millón 320 mil 75 habitantes (INEI Senso 2007).En el período intercensal 1993 – 2007, la población se incrementó en 216 mil 386 habitantes, lo que significa un crecimiento de 15 mil 456 habitantes por año siendo la tasa de crecimiento promedio anual es de 1,3%, observándose una tendencia decreciente desde el censo de 1993.

La densidad poblacional departamental al 2007 es de 17.6 notándose un claro aumento, desde 1993 que se situaba en 15, es fácil inferir de estos indicadores que existe un aporte al incremento de la demanda de energía, que es necesario tomar en cuenta, sin tomar en cuenta los proyectos rurales.

2.9.4.3 Aspecto Socioeconómico-Cultural

La Región Puno, es la cuarta región más pobre del Perú, con el 67,2%; sin embargo, estos datos en comparación a los registrados a nivel nacional resultan ampliamente superiores al promedio nacional de la población en situación de pobreza (39,3%) y extrema pobreza (13,7%). Las provincias que presentan condiciones de vida críticas son aquellas poblaciones rurales de

Carabaya, Moho, Huancané y Azángaro. En las ciudades de Puno y Juliaca predominan el comercio y la pequeña industria, existiendo menores niveles de pobreza extrema, dado las condiciones socioeconómicas que en cierta medida son adecuadas para subsistir.

La Región Puno posee un alarmante índice de pobreza con múltiples necesidades que hacen que la población regional cuente con bajos niveles de


calidad de vida. Por consiguiente el índice de desarrollo humano es de 0.537 (PNUD-2005), lo que refleja niveles inferiores al nivel nacional que alcanza a 0.598; como consecuencia de los bajos niveles de ingreso de la población, esperanza de vida al nacer y analfabetismo, sin embargo existen varios cambios que tendrán incidencia en este aspecto, ya que impulsa a la región como un polo de desarrollo, entre ellos la habilitación de la carretera interoceánica, un corredor económico entre el pacifico y atlántico, la instauración de la zona franca industrial, proyectos mineros nuevos, etc.

En el aspecto cultural la Región Puno, es una mescla no solo cultural si no dialéctica, que conjuga marcadas zonas geográficas quechuas y aymaras con las idiosincrasias no menos diferenciadas. En cuanto a los resultados de logro de aprendizaje referidos a comprensión de textos y lógico-matemático de los alumnos que están por concluir primaria muestran niveles inferiores al promedio nacional.

Otro panorama se ve en los alumnos que están por concluir la educación secundaria, donde el 1,6% y 0,4% logra los objetivos de aprendizaje en comunicación y lógico matemática respectivamente.

La Región Puno, según la ENH/INEI 2007 la tasas de matrícula escolar en el nivel primario entre edades de 6-11 años es de 99,3% superior al promedio nacional (98,5%), en lo que respecta al nivel secundario 12-16 años se cuenta con una tasa de matrícula escolar de 93,62% superando al promedio nacional (89,9%), en tanto que, la tasa para la población infantil es de 65,5%, en este caso inferior al promedio nacional que es de 69,8%. Al 2006 se tiene 5 118 instituciones educativas escolarizadas y no escolarizadas, de los cuales el (28,29%) se encuentran en la zona urbana, y el (71,71%) están ubicadas en el ámbito rural; se cuenta con 336 368 alumnos y 19 449 docentes.

Dentro del área de incidencia de los proyectos hidroeléctricos hay una predominancia del idioma Quechua lo cual es necesario tomar en cuenta sobre todo en los programas de Responsabilidad Social de la Empresa.

2.9.5 Factores Tecnológicos

Las fuentes de generación eléctrica disponibles en el Perú son: generación hidráulica, térmica, eólica, y paneles solares. Para uso doméstico en pequeña escala se emplean grupos electrógenos y sistemas fotovoltaicos.

En el caso de las centrales térmicas los tipos de combustible que emplean son: diesel, residual R6 y gas natural.

En el actual contexto mundial de la conservación del medio ambiente, se viene consolidando la utilización de las energías renovables y adecuando su aplicación como alternativa de solución a la problemática, en términos económicos, de la electrificación de zonas aisladas.

2.9.6 Factores Ambientales

De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, el Estado previene la conservación del medio ambiente, así como el uso racional de los recursos naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, para lo cual se aprobó el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas.


Es así que a través de los Programas de Adecuación y Manejo Ambiental, se busca lograr que las empresas dedicadas a las actividades eléctricas logren reducir sus niveles de contaminación ambiental hasta los Niveles Máximos Permisibles.

El aprovechamiento y desarrollo sostenible de los recursos energéticos renovables y no renovables, se debe dar a través del uso racional y eficiente de la energía y el desarrollo de nuevas tecnologías para su utilización en los proyectos de electrificación.

Según la UNESCO, el Perú ocupa el lugar 17 en cuanto a disponibilidad de recursos hídricos por habitante. Las lluvias juegan un rol importante en la disponibilidad de estos recursos. La generación de energía a partir de recursos hídricos requiere el aprovechamiento racional y sostenible del agua, que la cuenca hidrográfica sea la unidad de gestión , así como la gestión multisectorial del agua, y el aprovechamiento conjunto de recursos hidroeléctricos en cuencas binacionales, en el caso de la interconexión con Ecuador.

Antes de ponerse en marcha el proyecto Camisea, el 9% de la energía eléctrica se obtenía a partir del gas natural, a la fecha en nuestro país el 20% de la energía eléctrica se genera con gas natural, lo cual se traduce en una disminución del costo de generación especialmente en este periodo de altos precios del petróleo.

2.10 Análisis del Microentorno

2.10.1 Organización del Mercado Eléctrico

Las actividades de la Empresa San Gabán S.A. se enmarcan dentro del subsector electricidad, cuyo mercado presenta la siguiente organización:

Gráfico Nº 03 Organización del mercado

Fuente: Elaboración propia


2.10.1.1 Entidades Reguladoras del Estado

Las entidades del Estado que regulan el subsector electricidad son:

Ministerio de Energía y Minas: que a través su órgano técnico normativo, la Dirección General de Electricidad, se encarga de proponer y evaluar la política del Subsector Electricidad, así como de proponer y/o expedir la normatividad del subsector. Además, promueve el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; y, coadyuva a ejercer el rol concedente del Estado para el desarrollo sostenible de las actividades eléctricas.

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía- OSINERG: supervisa que el usuario final reciba un servicio eléctrico seguro, eficiente y confiable. A través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaría, se proponen las tarifas máximas de energía eléctrica, y otros.

Instituto de Defensa del Consumidor y la Propiedad Intelectual – INDECOPI: cuya función principal es la promoción de las normas de leal y honesta competencia entre los agentes de la economía peruana. Es una entidad de servicios orientada a fomentar una cultura de calidad para lograr la plena satisfacción de sus clientes: la ciudadanía, el empresariado y el Estado.

Agencia de Promoción de la Inversión Privada – PROINVERSION: busca promover la inversión no dependiente del Estado Peruano a cargo de agentes bajo régimen privado, con el fin de impulsar la competitividad del Perú y su desarrollo sostenible para mejorar el bienestar de la población.

Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado – FONAFE: es una empresa de Derecho Público adscrita al Sector Economía y Finanzas, encargada de normar y dirigir la actividad empresarial del Estado.

Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP): tiene por finalidad optimizar el uso de los Recursos Públicos destinados a la inversión, mediante el establecimiento de principios, procesos, metodologías y normas técnicas relacionados con las diversas fases de los proyectos de inversión.

Consejo Superior de Contrataciones y Adquisiciones del Estado – CONSUCODE: supervisa los contratos y compras que realizan los organismos públicos a los proveedores de bienes y servicios, así como a los ejecutores y consultores de obras.

2.10.1.2 COES – SINAC:

El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional es un organismo técnico conformado por los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión, cuyas instalaciones se encuentren interconectadas. Su creación tiene por finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.


2.11 ANÁLISIS INTERNO.

2.11.1 Planeamiento, Gestión Administrativa y Gerencial.

La dirección y gestión de la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. se orientan a institucionalizar un estilo de gerencia que le permita desarrollar instrumentos de gestión así como ganar competitividad y confiabilidad en los servicios que presta. Entre estas acciones podemos establecer las siguientes:

• La elaboración del Plan Estratégico Institucional, para el período 2009 – 2013, en el que se definan los lineamientos de acción a seguir en los próximos cinco años.

• La reformulación de su cartera comercial acorde a su capacidad de generación de energía, lo que implica obtener mejores niveles de rentabilidad optimizando los posibles ingresos por venta de energía.

• Formulación y actualización de sus instrumentos de gestión administrativa, con el objeto de delimitar y optimizar sus funciones, responsabilidades, y a la vez, definir las características y forma de organización. Las herramientas de gestión administrativa que fueron reformuladas fueron: el Estatuto de la Empresa, Reglamento de Organización y Funciones (ROF), Cuadro de Asignación de Personal (CAP), Manual de Organización y Funciones (MOF), Reglamento Interno de Trabajo (RIT), perfiles de puestos, estructura salarial, Procesos Administrativos, Normas y Procedimientos y Manual de Capacitación, entre otros.

• Desarrollo e implantación de un Sistema Integral de Información de Gestión que permita el aprovisionamiento oportuno y confiable de información en todos los niveles de la organización, para lo cual se desarrolló el Sistema de Información de Gestión Administrativa y Financiera, dentro del marco de sistemas estándares en el manejo de información.

• La obtención de un certificado internacional de Calidad en ISO 9001-2000, lo que permite generar un buen posicionamiento de empresa eficiente y eficaz en el sector de generación eléctrica en la ejecución de procesos de gestión de recurso hídrico, generación, transmisión, comercialización de energía eléctrica, mantenimiento y los procesos relacionados a la gestión logística y de personal. Esta acción permite un mayor prestigio de la empresa y un factor de competitividad en su mercado.

• Las decisiones de contar con medios de tecnología eléctrica o de seguridad, como es la interconexión de su Centro de Control para operaciones en tiempo real en coordinación con el COES, la implementación de amortiguadores de potencia u otros proyectos orientados a una mejor operación o de mantenimiento de las instalaciones y equipos; así como de medición o de seguridad .

Las características identificadas en el planeamiento, gestión de la organización y de estilo gerencial, como son:

Fuerte liderazgo del nivel gerencial, principalmente el de la Gerencia General.

Manejo de procesos de cambio que adaptado a la organización, que genere condiciones para una mayor capacidad competitiva.

Falta de una mayor integración del nivel gerencial que permita una mayor sinergia de la organización.


La visión a largo plazo se ve limitada por su estructura financiera y dependencia a FONAFE para la toma de decisiones y la ejecución de proyectos de inversión.

Alto formalismo, como característica propia de organizaciones del estado, con normas que rigen el funcionamiento de la empresa.

Manejo de información para la toma de decisiones, pero baja capacidad de análisis de alternativas de solución a problemas dados.

Falta de un Sistema de Seguimiento y Control al planteamiento de objetivos y estrategias, el control es más operacional.

Las decisiones están apoyadas en la experiencia del decisor más que en decisiones de consenso del nivel gerencial.

Alta incidencia de los organismos de control que limita la capacidad de decisión

2.11.2 Recursos humanos.

La gestión del personal está supeditada a las directivas que emite FONAFE de acuerdo a los lineamientos que se plantean en cada año fiscal y a las medidas de austeridad y racionalidad que se dictan para empresas del estado. Las medidas dictadas en los últimos años restringen la capacidad de la organización para poder contratar personal o generar un sistema de incentivos económicos que permitan estimular y mejorar los niveles de productividad del personal de la empresa.

Dentro de este contexto, el ambiente laboral se ha mantenido estable, principalmente por el nivel de relación que se tiene con el personal y el cumplimiento de las obligaciones laborales. Este clima laboral no se ve afectado por la presencia de un sindicato de trabajadores.

El personal de la empresa cuenta con la tecnología y los medios de comunicación necesarios para interactuar y solucionar problemas a pesar de la distancia, así mismo contar con cobertura a sus necesidades de salud.

Se realizan además eventos de capacitación, con los cuales se prepara al personal para estar asumir mejor los retos en un sector cada vez más competitivo. Se han financiado cursos en el extranjero a algunos profesionales, además de realizarse eventos para la generación de una cultura de calidad en el personal, quedando pendiente definir una línea de carrera que permita el desarrollo del personal en forma continua dentro de un proceso de formación del personal y un plan integral de capacitación, que alcance a la totalidad de los trabajadores.

En los procesos de administración y gestión de personal se ha elaborado un Sistema de Evaluación de Personal y de perfil de puestos, pero queda aún pendiente la tarea de definir una metodología y los procedimientos que permitan gestionar la totalidad de los procesos de administración de personal en forma integral.

Los cambios o alta rotación generan incertidumbre en el personal, sobre el futuro inmediato de la empresa, lo que puede repercutir en el nivel de motivación y productividad del personal. En este sentido, la recuperación de la confianza de los trabajadores es una tarea urgente por parte de la alta gerencia de la empresa.


El personal en planilla de la EGE San Gabán al mes de Diciembre del 2008 es:

Cuadro Nº 07 Personal San Gabán S.A.

RUBROSUNIDAD DE

MEDIDAA DICIEMBRE 2008

PREVISTOA DICIEMBRE

2008 REALPersonal Planilla En número 82 79Gerentes En número 6 6Ejecutivos En número 19 17Profesionales En número 28 27Técnicos En número 29 29Practicante En número 8 6

172 164

POBLACIÓN DE PERSONAL DICIEMBRE - 2008

TOTAL Fuente: San Gabán, Recursos Humanos

2.11.3 Comunidad

San Gabán S.A. desarrolla sus actividades en el Departamento de Puno. Su ámbito de influencia correspondiente a la Central Hidroeléctrica San Gabán II incluye la Provincia de Carabaya en los distritos de Ollachea, San Gabán y Ayapata, y adicionalmente posee Centrales Térmicas en la Ciudades de Juliaca y Puno, y líneas de transmisión que se interconectan al Sistema Interconectado Nacional en Azángaro.

Esta ubicación geográfica coincide con la de los centros poblados del Departamento de Puno, ligados a la cultura Aymara. Las poblaciones colindantes con las instalaciones de la empresa se encuentran en su mayoría, en una situación de extrema pobreza, y se dedican a la actividad agrícola y lanar, con un fuerte arraigo cultural.

San Gabán S.A. ha realizado proyectos de electrificación rural a través de la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas sin embargo, no ha logrado ser identificada con estos proyectos, además de que existe tensión en la relación entre los pobladores de la zona y la empresa. Recientemente se ha creado el Comité Ejecutivo y Consultivo de Responsabilidad Social con el fin de mejorar las acciones de divulgación de su imagen institucional en las comunidades.

Por otro lado, la relación con los Gobiernos Municipales y Regionales, es poco fluida. La Municipalidad de San Gabán ha solicitado el embargo a los fondos de la empresa por el supuesto incumplimiento de pagos de tributos, las mismas que aún continúan en litigio. Este problema ha generado dificultades por la venta de terrenos para el desarrollo de proyectos de afianzamiento hídrico.


2.11.4 Recursos Financieros

Los recursos financieros de San Gabán S.A. se agrupan de acuerdo a la siguiente clasificación:

i. Ingresos operativos: provienen principalmente de la venta de energía eléctrica en tres mercados: libre, regulado y spot. Estos ingresos también se generan por el cobro de intereses por préstamos a otras empresas del sector, e ingresos extraordinarios por fallos judiciales y otros.

ii. Ingresos de capital: como son la ejecución de aportes de capital, ventas de activos fijos y otros ingresos de capital.

iii. Ingresos financieros: los cuales provienen de los préstamos obtenidos, así como los ingresos por variaciones favorables en el tipo de cambio .

2.11.5 Infraestructura y Capacidad de Operación

La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán II dispone en la actualidad de la siguiente infraestructura:

Cuadro Nº 08 Datos Técnicos de la C.H. San Gabán II

Fuente: San Gabán S.A.

• Obras Civiles

Las obras civiles desarrolladas en la construcción están conformadas por las "Obras de Cabecera", como son: un Túnel de Desvío del río San Gabán, de 167.46 m de longitud, una Presa Derivadora con 4 Compuertas Radiales de 8x5.5m cada una, un Desarenador con 4 Naves de 61.70 m de longitud para retener partículas en suspensión de hasta 0.2 mm, un Embalse Regulador de 140,000 m3 de capacidad y de un Conducto Cubierto de 3.20 m de diámetro y 428.45 m de longitud.

Se construyó además, el Túnel de Aducción y sus Obras Complementarias cuya característica principal es que tiene sección de herradura de 3.60 m de diámetro y 7,270 m de longitud, excavados en plena roca en el denominado Batolito de San Gabán con una capacidad de 19 m3/seg e íntegramente revestido con concreto pulverizado (shotcrete), para su construcción y mantenimiento se ha necesitado realizar dos Ventanas de Acceso, una en la localidad de Uruhuasi, de 188 m de longitud y la otra en la localidad de Casahuiri, de 485 m, con sus correspondientes carreteras de acceso, también consta de una Chimenea de Equilibrio que consiste en un pozo vertical con dos

Potencia instalada 110 MW Potencia Efectiva 113,1 MW Salto bruto 679 m Salto neto 644 m Caudal 19m3/seg Unidades 2x55 MW - Turbinas Pelton de eje vertical


cámaras de alimentación y una de expansión, de 3.60 m de diámetro y 289 m de longitud, igualmente excavados en plena roca e íntegramente revestidos con concreto pulverizado; y la construcción de la "Casa de Máquinas y de sus Obras Complementarias, que consisten principalmente de una Galería de Acceso a la Casa de Máquinas de 544.60 m de longitud, de una Galería de Descarga de 1,001.36 m de longitud, de una Casa de Máquinas en Caverna, de 29.8 m de altura x 51.05 m de longitud x 18.6 m de ancho, de un Conducto Forzado de 3.35 m de diámetro, inclinado 60° y con una diferencia de cotas de 638.59 m y una longitud aproximada de 738 m, así como de las obras civiles para el Patio de Transmisión y para la subestación San Gabán II.

• Obras Electromecánicas y Línea de Transmisión

El Equipamiento Electromecánico de la Central consiste en el suministro, montaje y pruebas para la Casa de Máquinas en Caverna, de dos turbinas Peltón de eje vertical cada una con 5 chorros, de dos Generadores de 63.5 M VA cada uno, incluidos todos los sistemas de protección, control y de mando, de su sistema de supervisión, de alarmas, de controladores y de todos los servicios auxiliares requeridos; también tiene el equipamiento para las Obras de Cabecera, consistente de cuatro compuertas radiales para la presa derivadora y el equipamiento complementario para la toma, el desarenador de cuatro naves y el Edificio de Control, incluyendo también todos los sistemas señalados anteriormente; del equipamiento para las Compuertas de las Ventanas de Uruhuasi y de Casahuiri; del equipamiento para la S.E San Gabán II y para el Patio de Trasmisión; para el traslado de la energía producida al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional se ha realizado la construcción de la Línea de Transmisión de 138 KV. entre la Subestación San Gabán II y la Subestación de Azángaro, de 160 kilómetros de longitud, con dos ternas de conductores y con dos cables de guarda (uno convencional y el otro implementado con fibra óptica para comunicaciones) que llevará la energía producida desde la Central Hidroeléctrica San Gabán II; estas últimas obras se iniciaron en 1997, culminándose la Línea de Transmisión en agosto de 1999.

CENTRALES TERMICAS

Se cuentan con las siguientes Centrales Térmicas bajo administración y operación:

• Central Térmica de Bellavista

• Central Térmica de Taparachi

En conjunto representa ante el COES una potencia efectiva de 8,4MW .

Con estas cuatro Centrales Térmicas se genera energía eléctrica en los casos de contingencias por convocatoria del COES.

La Central Térmica de Bellavista cuenta con dos grupos térmicos, mientras que la Central Térmica de Taparachi cuenta con 05 grupos térmicos, todos los cuales se encuentran disponibles y son arrancados periódicamente para conservarlos aptos y en condiciones de entrar en funcionamiento apenas sean programados.


Para mantener el nivel de operatividad de las unidades térmicas de generación se ejecutan acciones de mantenimiento preventivo en forma mensual, con personal propio de ambas centrales.

RECURSO HÍDRICO.

Para el normal funcionamiento de la C.H. San Gabán II y asegurar su potencia máxima de 113.1 MW exige un caudal de 19 m3 por segundo. Este caudal se encuentra asegurado en épocas de avenida o épocas de lluvias que comprenden los meses de noviembre a abril, pero en épocas de estiaje entre los meses de mayo a octubre el caudal disminuye considerablemente.

Para que la central hidroeléctrica opere a plena capacidad necesita un volumen de agua de 302 Mm3. El aporte natural del río San Gabán en épocas de estiaje es de 161.60 Mm3 lo que genera un déficit de 140.40 Mm3. Esta situación ha creado la necesidad de hacer embalses en cinco lagunas en los tributarios de San Gabán disponiéndose de 27 millones de m3 aproximadamente, que se utilizan gradualmente en el estiaje y se reponen en época de lluvias. Lo cual deja un déficit de 113.40 Mm3.

LINEAS DE TRANSMISIÓN

La empresa cuenta con tres líneas de transmisión en 138 kV entre la S.E. San Gabán II y la S.E. Azángaro, para poder entregar la energía generada en la Central Hidroeléctrica San Gabán II al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Cuadro Nº 09 Características de las Líneas de Transmisión


AFIANZAMIENTO HIDRICO

Además del río San Gabán, la empresa cuenta con cinco lagunas operativas (Chungara, Parinajota, Chaumicocha, Isococha, Suytococha 1), en las que se almacena el recurso hídrico en épocas de avenida entre los meses de noviembre a mayo, para ser utilizada en el proceso de generación de energía en épocas de estiaje en los meses de junio a octubre. La capacidad total de los embalses es de 37.5 millones de metros cúbicos (MMC).

En el año 2004 se ha presentado el menor estiaje histórico desde la puesta en servicio de la Central Hidroeléctrica San Gabán II, lo que se ha visto reflejado tanto en el limitado volumen de agua embalsada en las lagunas, como en los caudales registrados en el río San Gabán.

Código Desde Hasta Longitud

(Km)

Tensión ominal (kV)

Capacidad de Conducción

(MVA) L-1009 San Rafael Azángaro 89.28 138 120 L-1010 San Gabán II Azángaro 159.14 138 120 L-1013 San Gabán II San Rafael 76.46 138 120


En el año 2008 se almacenó un total de 26.4 MMC, despachando la totalidad del volumen almacenado.

Con la finalidad de mejorar la disponibilidad de recursos hídricos se vienen proyectando proyectos de afianzamiento hídrico permanentes y realizando afianzamiento temporales en pequeñas lagunas de la cuenca del Río Corani, el año 2009 se logro almacenar un volumen de 1.9 MMC.

Cuadro Nº 10

Volúmenes Almacenados en las Lagunas (MMC)

AÑO VOLUMEN

ALMACENADO EN MMC

2000 20.74 2001 33.44 2002 33.62 2003 34.45 2004 27.78 2005 26.97 2006 27.06 2007 30.36 2008 26.37

Fuente: San Gabán

Capacidad de Generación

La producción de energía eléctrica en las centrales en el año 2008 fue de 741,66 GW/h, de las cuales el 99,64% de la producción fue por generación hidráulica y 0,36% por generación térmica. La producción de energía disminuyó en 3,36%, con respecto al año 2007. La producción de energía eléctrica al Trimestre I del 2009 ha sido de 242,55 GW/h.

Cuadro Nº 11 Factor de Planta de las Centrales de Generación

Año CH San Gabán II CT Bellavista CT Taparachi

2000 55,94% 0,38% 0,63%

2001 74,29% 0,41% 0,42%

2002 78,15% 0,49% 1,44%

2003 74,01% 0,63% 6,83%

2004 79,43% 0,98% 1,13%

2005 76,14% 5,14% 3,19%

2006 77,68% 4,78% 2,55%

2007 77,34% 2,09% 1,53%

2008 74,38% 4,03% 0,58%

2009-T1 96,80% 1,28% 5,55%



2.11.6 Tecnología

Para la ejecución de sus actividades, la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán utiliza diferentes tecnologías, como: la Ingeniería Eléctrica para la generación de energía eléctrica, despacho, transmisión, protección y medida; tecnología en comunicaciones para telemando, teleprotección y comunicaciones; tecnología de información para el registro, procesamiento de información y simulación bajo ciertos modelos matemáticos, y la tecnología hidráulica para el apresamiento, conservación y uso del recurso hídrico, entre otros.

La tecnología utilizada requiere de un trabajo de supervisión y control, a través de sistemas automatizados o procedimientos preestablecidos para establecer los trabajos de mantenimiento que se deben programar y realizar a fin de conservar las instalaciones y equipos dentro de sus parámetros de diseño o de mejoramiento para elevar los niveles de productividad y rendimiento.

La utilización de la tecnología requiere de conocimiento y experiencia, para lo cual es indispensable que el personal cuente con amplios conocimientos técnicos y en continua actualización. El personal de San Gabán ha participado del desarrollo de los trabajos de ejecución del proyecto San Gabán II, así como el establecimiento de procedimientos, tanto de operación como de mantenimiento.

La tecnología de información se emplea como apoyo a todos los procesos que se ejecutan, principalmente el de operación, despacho y comercialización de la energía eléctrica. En este aspecto los modelos de simulación permiten armar escenarios y determinar la mejor alternativa de solución.


III ANÁLISIS ESTRATÉGICO

3.1 Análisis de la Situación Actual de la Empresa

3.1.1 Análisis de Gestión Financiera y Administrativa

La gestión económica-financiera, durante el ejercicio 2008, generó los siguientes resultados. • Estado de Ganancias y Pérdidas El resultado neto del ejercicio 2008 fue positivo en S/. 5,5 millones que, comparado con los resultados del año precedente, fue menor en S/. 15,9 millones (-74,2%), debido, principalmente, a los efectos de la variación cambiaria. En el siguiente cuadro, se puede apreciar las cifras acumuladas.

ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS (En millones de nuevos soles)

CONCEPTO / ITEM 2007 2008 VARIACIONIngresos por Ventas 105.6 121.4 15.8Costos de Producción 71.9 54.0 (17.9)Utilidad Bruta 33.7 67.4 33.7Gastos operativos 5.9 6.4 0.5Utilidad Operativa 27.8 61.0 33.2Otros Ingresos y Egresos (6.4) (55.5) (49.1)Resultado Neto 21.4 5.5 (15.9)

Los ingresos generados por San Gabán S.A. en el 2008 sumaron S/. 121,4 millones, S/. 15,8 millones (+15%) mayores a los ingresos obtenidos en el año anterior, debido, principalmente, a la firma de contratos con cláusulas de protección, a la culminación de contratos de suministro de energía con las empresas del Grupo Romero en el mes de marzo de 2008 y a la resolución por mutuo acuerdo del contrato con Xstrata Tintaya en el mes de abril de 2008; estos dos últimos acontecimientos permitieron mayores ventas de energía en el mercado spot. De otro lado, el costo de producción descendió a S/. 54 millones, menor en S/. 17,9 millones a lo registrado en 2007, el mismo que se explica, básicamente, por la culminación y resolución de contratos de suministro de energía, lo que ha permitido la disminución, tanto de gastos por transferencia y peaje de conexión del sistema principal y secundario de transmisión, que genera una utilidad bruta de S/. 67,4 millones, cifra superior en S/.33,7 millones (+100%) respecto a la utilidad bruta obtenida en 2007.


EVOLUCION DE INGRESOS, COSTOS Y GASTOS

(80.0)

(60.0)

(40.0)

(20.0)

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

2007 2008

Ingresos Costos G. Operacionales O. Ing. y Gastos

Los gastos operativos alcanzaron la cifra de S/. 6,4 millones, mayor en S/. 0,5 millones (+9,2%) respecto a los gastos incurridos en 2007 y se explica por la constitución de provisiones para cobranza dudosa. Así, la utilidad operativa ascendió a S/. 61 millones, superior en S/. 33,2 millones (+119,5%) en relación con el resultado operativo de 2007. De otro lado, los gastos no operativos netos fueron por S/. 55,5 millones, cifra superior en S/.49,1 millones (+767,2%) respecto a los gastos no operativos de 2007 y se explica por la variación cambiaria desfavorable para San Gabán S.A., tanto del yen japonés como del dólar americano aplicado a la deuda con el Japan Bank for International Cooperation (JBIC). La combinación de las fluctuaciones de ambas monedas con respecto al nuevo sol, han dado como resultado un impacto negativo de S/. 46,6 millones.


EVOLUCION DE RESULTADOS

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

2007 2008

Utilidad Bruta Utilidad Operativa Resultado Neto

UTILIDAD NETA(En MM S/.)

-34

13

54

5.5

2120

-40

-20

0

20

40

60

2003 2004 2005 2006 2007 2008

• Balance general Al 31 de diciembre de 2008, la situación financiera de San Gabán S.A. presenta la siguiente estructura:


BALANCE GENERAL (En millones de nuevos soles)

CONCEPTO / ITEM 2007 2008 VARIACION

Corriente 91.5 123.2 31.7No corriente 471.2 450.9 (20.3)

Total Activo 562.7 574.1 11.4Corriente 51.7 71.2 19.5No corriente 182.9 182.1 (0.8)

Total Pasivo 234.6 253.3 18.7Capital 285.5 307.3 21.8Capital Adicional 21.8 0.0 (21.8)Reservas 8.0 8.5 0.5Resultados Acumulados 12.8 5.0 (7.8)

Total Patrimonio 328.1 320.8 (7.3)TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 562.7 574.1 11.4

El activo total de la empresa alcanzó la cifra de S/. 574,1 millones, de los cuales S/. 123,2 millones (21,5%) corresponden al activo corriente y S/. 450,9 millones (78,5%) al activo no corriente. El activo corriente fue mayor en S/. 31,7 millones (+34,6%) en relación con diciembre del año precedente y se explica, principalmente, por el incremento de los saldos de caja y bancos, y cuentas por cobrar comerciales y estos, a su vez, se producen debido al incremento de los ingresos por ventas. El activo no corriente se contrajo en S/. 20,3 millones (-4,3%) respecto a diciembre de 2007, debido a la aplicación del crédito fiscal del IGV, el traslado al activo corriente de una porción de los intereses diferidos de la deuda con el JBIC y la depreciación de los activos fijos.

ACTIVOS(En MM de S/.)

457525 487 471 471 451

7253

71 63 91 123

0

100

200

300

400

500

600

700

2003 2004 2005 2006 2007 2008

No Corriente Corriente


Al cierre de 2008, el pasivo total de San Gabán S.A. registró un saldo de S/. 253,3 millones, S/. 18,7 millones (+8%) mayor al registrado en diciembre de 2007. Dicha variación obedece, fundamentalmente, a la fluctuación del tipo de cambio aplicado a la deuda con el Japan Bank for International Cooperation, a pesar de haberse amortizado dos cuotas de dicha deuda en 2008, la primera, en abril y, la segunda, en octubre. El patrimonio de la empresa alcanzó la cifra de S/. 320,8 millones y se contrajo en S/. 7,3 millones (-2,2%) respecto al registrado en diciembre de 2007, debido a la menor utilidad acumulada registrada en el Balance General obtenido en 2008. El pasivo y patrimonio están constituidos por 12,4% de pasivo corriente, 31,7% de pasivo no corriente y 55,9% de patrimonio.

ESTRUCTURA DE FINANCIAMIENTO(En MM de S/.)

159239 290 301 328 321

371

339 267 233 235 253

0

100

200

300

400

500

600

700

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Patrimonio Deuda

• Indicadores económicos y financieros El desempeño de la empresa medido por medio de sus principales ratios financieros mostró los siguientes resultados:


Ejecución al Ejecución al VARIACION2007 2008 %

LIQUIDEZCORRIENTE (Activo Corriente/Pasivo Corriente) 1.77 1.73 -2.3%CAPITAL DE TRABAJO (En MM S/.) 39.8 52.0 30.7%

GESTIONVENTAS (Costo de Ventas/Ventas Netas) 0.68 0.44 -34.7%VENTAS (Gastos Adm./Ventas Netas) 0.04 0.03 -13.4%

SOLVENCIAPASIVO TOTAL/PATRIMONIO 0.71 0.79 10.4%

RENTABILIDADDE VENTAS (Utilidad Neta/Ventas Netas) 0.20 0.05 -77.6%ROA (Utilidad Operativa/ActivoTotal) 0.05 0.11 115.2%ROE (Utilidad Neta/Patrimonio) 0.07 0.02 -73.6%

42.4 73.3 72.9%

INDICES

EBITDA: Utilidad antes de Imp. y Part. de Trab+Gastos Fin+Deprec+Amort. Intang. (En MM S/.) Liquidez • El ratio de liquidez corriente es menor en 2,3% respecto a diciembre de 2007 y, así, se cierra el activo corriente en 1,73 veces el pasivo de corto plazo. Dicha contracción es explicada por la mayor variación del pasivo corriente (+38%) en relación con la variación del activo corriente (+34,6%). • El capital de trabajo se expandió en 30,7%, producto del incremento de las ventas y disminución de los costos de producción y gastos administrativos. Gestión • El índice de eficiencia de costo mejoró en 34,7%. Este es generado por el incremento de los ingresos por venta de energía en el mercado spot y disminución de gastos asociados con la compra de energía. • El índice de eficiencia administrativa mejoró en 13,4%, debido al incremento de los ingresos. Solvencia • El ratio de endeudamiento patrimonial aumentó en 10,4%, debido al incremento de la deuda por efecto de la variación cambiaria, seguido por la disminución de utilidades. Sin embargo, podemos afirmar que la empresa se encuentra en una posición sólida patrimonialmente. Rentabilidad • La rentabilidad de ventas se contrajo en 77,6%, debido al incremento de los gastos financieros por efecto de la variación cambiaria. • La rentabilidad de los activos mejoró en 115,2% a raíz del incremento de la utilidad operativa.


• La rentabilidad del patrimonio desmejoró en 73,6% por la generación de menores utilidades netas. • El EBITDA mejoró en 72,9%, también debido al importante crecimiento de la utilidad operativa.

Evaluación Presupuestal Los ingresos operativos (S/.< 121,1 millones) tuvieron un nivel de ejecución de 100,65%, debido a las cobranzas de nuestros clientes libres, así como a una adecuada utilización de nuestro crédito fiscal. Los egresos operativos (S/. 49,6 millones) tuvieron una ejecución de 52,64%, principalmente, por la menor compra de energía en el mercado spot, debido a la reprogramación por parte del COES del mantenimiento del túnel de aducción de la central hidroeléctrica San Gabán II, así como los menores costos asociados con el pago de los sistemas de transmisión principal y secundario. Los gastos de capital (S/. 4,05 millones) tuvieron un nivel de ejecución de 32,44%, debido al retraso en la ejecución de la cartera de proyectos de inversión de la empresa, producidos por incumplimiento de contratistas, entre otros. El resultado económico de S/. 71,5 millones tuvo un nivel de ejecución de 273,85% como consecuencia de los mayores resultados operativos y la menor ejecución del programa de inversiones. El gasto integrado de personal-GIP (S/. 9,03 millones) tuvo un nivel de ejecución de 87,01%, debido a los menores gastos de personal, honorarios profesionales, servicio de seguridad, guardianía y limpieza, entre otros.

Concepto Marco Ejecución % EjecuciónIngresos operación 120.3 121.1 100.65%Egresos operación 94.2 49.6 52.64%Saldo operativo 26.1 71.5 273.85%Ingresos capital 12.6 0.00%Egresos capital 12.5 4.1 32.44%Saldo económico 26.3 67.5 256.94%Financiamiento externo -38.0 -34.3 90.26%Financiamiento interno 14.2 0.00%Saldo presupuestal 2.4 33.1 1376.90%Fuente: Informe Evaluación Financiera y Presupuestal San Gaban 2008


El Plan Operativo Las metas del plan operativo, alineadas al plan estratégico, alcanzaron un 92,94% de ejecución producto de los resultados de 22 indicadores. Los resultados se muestran en el siguiente cuadro.

UNIDAD META RESULTADO NIVEL

MEDIDA AL IV TRIM. 2008 AL IV TRIM. 2008 CUMP.

Utilidad neta / Ventas netas % -25.93% 4.55% 100.00%

Utilidad operativa / Activo total % 1.46% 10.85% 100.00%

Utilidad neta / Patrimonio % -8.46% 1.68% 100.00%

Administración eficiente de los saldos de caja % 15.44% 44.76% 100.00%

Administración eficiente del riesgo cambiario (JPY/USD) % 100.00% 101.84% 100.00%

Margen comercial % 51.03% 71.55% 100.00%

Ventas por contratos % 48.97% 36.77% 75.08%

Disponibilidad operativa % 96.25% 97.33% 100.00%

Número de fallas en la línea de transmisión falla por cada 100 KM 3.66 2.44 100.00%

Desconexiones forzadas Desconex./mes 0.19 0.08 100.00%

Eficiencia de los gastos administrativos % 8.52% 3.39% 100.00%

Eficiencia de los costos de generación de energía % 79.73% 44.44% 100.00%

Eficiencia de los gastos de comercialización % 3.72% 2.23% 100.00%

Actividades de implementación del programa de RSE% ejecución de N°

actividades 100% 100% 100.00%

Generación de energía GWh 712.18 741.66 100.00%Índice de gestión en incremento de volúmenes de agua en época de estiaje MMC

1.72 1.52 88.37%

Eficiencia de las inversiones % 14.75% 7.49% 50.78%

Horas-hombre de capacitación HH 6,679.30 5,853.22 87.63%

Cumplimiento del plan anual de capacitación % 100.00% 82.86% 82.86%Certificación del Sistema Gestión Ambiental ISO 14001:2004 % 100% 80.00% 80.00%Certificación del Sistema de Gestión Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001:1999 %

100% 80.00% 80.00%Sostenibilidad del Sistema de Gestión de la Calidad ISO 9001:2000 %

100% 100% 100.00%

92.94%Promedio de cumplimiento total

PRINCIPALES INDICADORES

Los indicadores que presentaron mayor desviación fueron los siguientes: Ventas por contratos. Presentó una mayor desviación, debido a que no se contrajo mayores compromisos comerciales, salvo las siguientes variaciones: el incremento en 1 MW por la renovación de contrato con el cliente MINSUR, suscripción de contrato con Manufacturas del Sur por 1,9 MW, suscripción de un nuevo contrato con Electro Puno por 28,7 MW y el término de los contratos suscritos con empresas de distribución para el periodo 2005–2007, así como la culminación de los contratos con las empresas del Grupo Romero y la resolución de contrato con la empresa Xstrata Tintaya. Índice de gestión en incremento de volúmenes de agua en época de estiaje. Se produjo una desviación, debido a los retrasos en los trabajos de instalación del sistema de bombeo. Eficiencia de las inversiones. Presentó desviación, pues, el contratista, Consorcio San Francisco, en el desarrollo de la obra, registró retrasos


considerables y difíciles de revertir en su plazo contractual, lo que obligó a resolver el contrato del proyecto de afianzamiento de tres lagunas de Corani. Horas-hombre de capacitación. Presentó desviación, debido a la reprogramación de capacitaciones para el ejercicio 2009, en tanto que existía la necesidad de atender una mayor carga de trabajo operativo. Cumplimiento del plan anual de capacitación. Se produjo una desviación, puesto que se planteó una reprogramación de capacitaciones para el ejercicio 2009 en función de la necesidad de atender mayor carga de trabajo operativo. Certificación del Sistema de Gestión Ambiental ISO 14001:2004 y Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001:1999. Se está desarrollando de acuerdo con lo previsto. Para este efecto, las áreas involucradas están implementando los registros correspondientes a las acciones correctivas de las solicitudes de acciones correctivas (SAC) y preventivas (SAP). Servicio de la Deuda El 27 de febrero de 1995, mediante decreto supremo 34-95-EF, el Gobierno peruano aprobó la operación de endeudamiento externo que se realizaría entre la República del Perú y la entidad financiera japonesa The Export-Import Bank of Japan (EXIMBANK) —hoy en día, Japan Finance Cooperation (JFC)—, destinada a financiar parcialmente la central hidroeléctrica San Gabán II, a ser ejecutado por el Ministerio de Energía y Minas. El decreto señala que la amortización del préstamo se realizará en treinta cuotas semestrales: la primera, el 10 de octubre de 1999 y, la última, el 10 de abril de 2014, a una tasa de interés anual del 3,5%. Del monto original de 15.500 millones de yenes, equivalentes a 155 millones de dólares, a la fecha, se ha cancelado 9.816,83 millones de yenes (63% de lo adeudado inicialmente) equivalentes a 87 millones de dólares y, como intereses vencidos, se ha cancelado 3.608,67 millones de yenes equivalentes a 32 millones de dólares y, así, deben amortizarse once cuotas (del 10/04/2009 al 10/04/2014), por lo que nuestro saldo adeudado a la fecha asciende a 5.683,75 millones de yenes (37% de lo adeudado inicialmente).


Saldo de la deuda (Millones de Yenes)

SALDO ,AMORTIZADOJPY 9,817, 63%

SALDO DEUDADO, JPY

37% ,5,683

La constante fluctuación del yen para el pago al Japan Finance Cooperation (JFC) —antes Japan Bank for International Cooperation (JBIC)— origina para San Gabán S.A. incertidumbre en los flujos de servicio de deuda y en los saldos de la deuda, que afectan el flujo de caja y el estado de resultados, respectivamente, es decir, en la actualidad, se reflejan ganancias o pérdidas contables de impactos en la liquidez que se producirán en los ejercicios futuros, y no necesariamente correlacionados con los ingresos o egresos que impactan el flujo de caja actual.

Gestión Bursátil El objetivo de listar acciones en la Bolsa de Valores de Lima (BVL) es posicionar la gestión de la empresa dentro de un marco de transparencia, con la finalidad de efectivizar una disciplina en el manejo financiero. Durante el presente ejercicio, se ha cumplido con la presentación de información empresarial a CONASEV y a la Bolsa de Valores de Lima, ya que, de este modo, se contribuye con el cumplimiento de la transparencia como política empresarial y del sector, de acuerdo con lo dispuesto por la normatividad del mercado de valores. La composición del capital social de la empresa asciende a S/. 307.296.618, que corresponden al 90% de acciones clase “A” y 10% a clase “B”; dicho 10% se lista en la Bolsa de Valores de Lima, detalle que se muestra a continuación.


COMPOSICIÓN DEL CAPITAL SOCIAL

CLASE ACCIONISTA N° DE ACCIONES

PARTICIPACIÓN

Acciones de clase "A" FONAFE 276.566.957 90%

Acciones de clase "B" FONAFE 30.729.661 10%

TOTAL DE ACCIONES 307.296.618 100%

• Valor de la acción: S/1,00

• FONAFE= Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado


Gestión Administrativa • Recursos humanos Al 31 de diciembre de 2008, la empresa mantuvo una fuerza laboral de 79 trabajadores activos, bajo el régimen laboral del decreto ley 728, de los cuales el 7,6 % corresponden a la plana gerencial, 55,7% son funcionarios y profesionales y 36,7%, técnicos.

GRUPO OCUPACIONAL NÚMERO DE TRABAJADORES

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Gerente General 01 01 01 01 01 01 01 01

Gerentes 03 05 05 05 04 05 02 05

Sub Gerentes 02 02 02 02 02 02 02 02

Funcionarios 17 14 16 16 16 16 16 15

Profesionales 27 26 26 28 27 27 26 27

Técnicos 30 27 27 27 29 28 28 29

Total 80 75 77 79 79 79 75 79

Plazas ocupadas al 31 de diciembre de cada año


San Gabán S.A. adopta como política laboral el diálogo permanente con los trabajadores y el cumplimiento cabal y oportuno de las obligaciones laborales vigentes, por lo que se ha mantenido un ambiente laboral estable, en el que priman la paz y la armonía, así como la identificación del personal con las políticas y objetivos estratégicos de la empresa. • Capacitación Durante el año 2008, se continuó con el desarrollo de una intensa política de capacitación, orientada al desarrollo personal y profesional de los trabajadores, en materia de mejora de competencias y desarrollo de habilidades, con una ejecución presupuestal de S/. 185.460,55. La ejecución del plan anual de capacitación se realizó en un 82,86% que comprendió un total de 5.853 horas-hombre de capacitación (74 horas de capacitación per cápita), de las cuales 798 horas corresponden a capacitación interna y 5.055 horas a capacitación externa. • Logística y Servicios En el transcurso del año 2008, se realizaron 171 procesos de selección, mayores a 1 UIT, para las adquisiciones y contrataciones de un total de 190 procesos requeridos y se ejecutaron el 90%; asimismo, se lograron atender, en un 98%, los pedidos internos menores a 1 UIT y se pudieron satisfacer oportunamente los requerimientos internos. Responsabilidad Social Empresarial En el año 2008, se realizaron diversas actividades en el marco de nuestra política de responsabilidad social y el programa de responsabilidad social aprobado por el directorio y constituido por 13 subprogramas, orientados principalmente a nuestros grupos de interés prioritarios: accionistas, colaboradores, comunidad, clientes, proveedores y medio ambiente. Subprogramas de responsabilidad social • Feliz navidad para los niños de San Gabán • Capacitación en temas de responsabilidad social • Subprograma en educación: plan lector • Subprogramas en salud: combatiendo la desnutrición infantil • Charla de salud para estudiantes de secundaria • Charla de cuidado de salud para adultos • Campaña de salud • Feliz navidad para los niños de Quicho, Corani y Villa • Mi amiga la electricidad • Conociendo a la familia San Gabán


Sistema de Gestión Integrado La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. logró mantener, durante el año 2008, su sistema de gestión de calidad bajo los requisitos de la norma ISO 9001-2000 y se logró recertificar mediante la auditoría de seguimiento efectuada en el mes de diciembre. La certificación de los sistemas de gestión ambiental y gestión de seguridad y salud ocupacional de acuerdo con las normas ISO 14001:2004 y OHSAS 18001:2007, respectivamente, es un objetivo de la empresa. En el año 2008, se continuó con la asesoría de la empresa QAS S.A. para la implementación de los sistemas de gestión ambiental y gestión de seguridad y salud ocupacional; para ello, se elaboraron programas de medioambiente, seguridad y salud con la finalidad de realizar actividades, basadas en la mejora continua y en función del bienestar de sus trabajadores y poblaciones aledañas. Se ha previsto la certificación del sistema de gestión integrado en los primeros meses del ejercicio 2009. Gestión de Tecnología de Información El año 2008, la gestión del área de Informática ha estado centrada en el soporte a las aplicaciones Oracle, soporte a las comunicaciones y servicios de Internet, adquisición de activos informáticos, así como software de productividad con el fin de mejorar y actualizar el nivel de servicio de la tecnología informática en San Gabán S.A. En ese sentido, se ha cumplido con el 87% de nuestros requerimientos del plan de adquisiciones y contrataciones en bienes y servicios, lo que ha correspondido a una ejecución del 63%; además, se lograron ahorros en más del 20% del presupuesto anual. Mejoras al sistema ERP. Se desarrollaron varios reportes adicionales personalizados en función de las necesidades de la empresa, los cuales atendieron requerimientos de los usuarios de contabilidad, logística, recursos humanos, control patrimonial, así como la implementación de recomendaciones de la auditoría externa. Asimismo, se gestionó el curso Oracle 11i Financial Overview para el personal de la oficina administrativa de la empresa con el fin de optimizar el uso de los sistemas. Incremento de la productividad. Se implementó el producto Crystal Ball como simulador de optimización de modelos financieros, procesos comerciales y programaciones de menor riesgo probabilístico para la empresa. En ese sentido, se realizó una capacitación con un especialista y Ph.D. de la Universidad de Columbia, así como la asistencia a un seminario sobre creación de modelos. El uso de esta herramienta permitió mejorar la decisión para la disminución del riesgo


de compra de moneda extranjera en dólares y yenes para el cumplimiento del servicio de deuda en el mes de octubre, que permitiría, a su vez, un ahorro significativo superior a los tres millones de soles. Mejora del parque de equipos de cómputo. Se han adquirido impresoras para incrementar la productividad del área comercial y área legal. Asimismo, se cuenta con trece equipos de mayor performance del tipo Workstation, con lo cual se mejora la productividad y la gestión empresarial con menor uso de horas-hombre. Finalmente, se incrementó la capacidad del data center de la empresa para mayor información y rapidez en el tratamiento de documentos, mediante la compra de nuevos discos de mejor tecnología y conexiones Gigabit entre los servidores y Switch de Core.

3.1.2 Análisis de la Gestión Comercial

3.1.2.1 CLIENTES

La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán, con respaldo de la producción de su central hidroeléctrica, suscribe contratos de suministro de energía eléctrica con clientes del mercado regulado y mercado libre en todo el ámbito geográfico del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En cuanto a clientes libres, nuestra empresa, en el mes de marzo de 2008, suscribió un contrato de suministro con la empresa Manufacturas de Sur (MADSA), mientras que, en octubre del mismo año, se renovó el suministro a nuestro cliente regulado Electro Puno S.A.A. mediante la firma de un nuevo contrato. Asimismo, durante 2008, culminaron algunos contratos de suministro, como ocurrió con las empresas Alicorp, Universal Textil, Industrias del Espino, Textil Piura y Xstrata Tintaya. En este último caso se culminó por resolución de contrato por mutuo acuerdo. Al 31 de diciembre de 2008, los clientes de San Gabán son:


3.1.2.2 VENTAS

El volumen total de energía eléctrica comercializada durante el año 2008 fue 704,1 GWh, 8,5% menor al registrado en el año 2007.

La distribución del volumen total de energía eléctrica comercializada ha sido la

siguiente: • mercado libre: 210,7 GWh • mercado regulado, incluidas las asignaciones por ley 29179: 378,0 GWh • mercado spot (COES): 115,4 GWh

VENTAS DE ENERGIA (GWh)

210.7 30%

234.7 33%

115.4 16%

143.3 20%

Libre Regulado Regulado (Ley 29179) COES


Evolución del Volumen de Ventas de Energía (GWh)

540

693

727

764

845

754 763 769

704

500

550

600

650

700

750

800

850

900

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

El monto total de ingresos obtenido como resultado de las ventas de potencia, energía y otros conceptos fue de S/. 117,3 millones —lo que no incluye el Impuesto General a las Ventas (IGV)—, que representa un 14,7% mayor que el monto obtenido el año 2007.

Evolución de Ingresos (Mio S/. )

92.1

82.0 83.1

97.0

114.3

107.6

111.8

117.3

105.6

70.0

80.0

90.0

100.0

110.0

120.0

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

3.1.2.3 MARGEN COMERCIAL

En el año 2008, el margen comercial obtenido fue de S/. 81,2 millones, equivalente al 69,29% de los ingresos de la empresa en el mismo año, lo que resultó 53,4% mayor que el año 2007. Dicho incremento se debe principalmente a un aumento en los ingresos por comercialización de la energía activa en el mercado spot, lo que a su vez


ha sido generado por la mayor disponibilidad de cantidad de energía por la finalización de algunos contratos de suministro en el 2008.

MARGEN COMERCIAL (Mio S/.)

0

20

40

60

80

100

120

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Ingresos Egresos Margen Comercial

3.1.2.4 PRECIOS

• EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Debido a la congestión del ducto que transporta gas de Camisea, los costos marginales en el Sistema Interconectado Nacional se incrementaron, lo que se agravó en la época de estiaje debido a la menor disponibilidad hidráulica. A fin de evitar el incremento de los costos marginales, por medio de la quinta disposición transitoria del decreto legislativo 1041, emitido el 26 de junio de 2008, el gobierno indica que el cálculo de los costos marginales de corto plazo del Sistema Interconectado Nacional se efectúe mediante un despacho idealizado, es decir, sin tomar en cuenta la congestión del ducto de gas. El referido decreto legislativo fue aplicado a partir de agosto de 2008, debido a que en este mes el Ministerio de Energía y Minas publicó el reglamento del artículo 4 y la quinta disposición transitoria del decreto legislativo 1041.


• EN BARRA DE ENTREGA DE CENTRAL HIDROELÉCTRICA SAN GABÁN El costo marginal promedio del año 2008 en la barra Azángaro de 138 kV (barra de venta al mercado spot) fue de 8,75 ctv. US$/kWh, 137,1% mayor que el del año 2007, debido principalmente a la congestión del ducto de gas de Camisea.

COSTO MARGINAL - BARRA AZANGARO 138 kV

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

20.0

22.0

24.0

ctv

US

$/kW

h

2007 1.86 2.95 3.99 3.63 3.43 6.57 3.06 4.58 3.58 3.57 2.88 4.19

2008 1.61 1.75 2.00 2.01 4.83 15.12 22.65 18.19 16.70 6.43 6.04 7.67

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic


Durante el año 2008, se mantuvo una considerable brecha entre los costos marginales y los precios en barra de la energía.

COSTO MARGINAL Y PRECIO EN BARRA EN AZANGARO 138 kV

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

20.0

22.0

24.0

ctv

US

$/kW

h

PB 2.92 2.94 3.11 2.91 3.19 3.20 3.57 3.36 3.62 3.48 3.47 3.13

CMg 1.74 1.84 2.09 2.09 4.79 15.44 23.60 19.57 18.52 6.34 6.07 8.18

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

3.1.2.5 CALIDAD DEL SERVICIO

• Calidad de producto En el año 2008, no se registró mala calidad de frecuencia en el Sistema

Interconectado Nacional. Por lo tanto, los indicadores correspondientes no han transgredido las tolerancias establecidas por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE).

La calidad de tensión en los puntos de entrega a nuestros clientes se encuentra dentro

de las tolerancias de la NTCSE. Asimismo, se realizaron mediciones de la emisión de perturbaciones en los puntos de entrega, las que no superaron las tolerancias establecidas en la NTCSE.

De acuerdo con el artículo 6 del decreto supremo 009-99-EM y sus modificatorias, se

mantiene suspendida la aplicación del numeral 3.7 y el pago de compensaciones por emisión de perturbaciones a que se refiere el numeral 5.3 de la NTCSE. Sin embargo, de acuerdo con la aclaración emitida por el OSINERGMIN mediante oficio 1628-2002-OSINERGMIN-GFE del 26 de julio de 2002, se ha continuado con las mediciones periódicas de perturbaciones.

Desde el mes de febrero de 2003 y de acuerdo con el oficio 021-2003-OSINERGMIN-

GFE del 13 de enero de 2003 emitido por OSINERGMIN, se están realizando las campañas de monitoreo de calidad de producto en los suministros de los clientes libres, según lo establecido por la NTCSE. Así, durante el año 2008, se realizaron las mediciones de los parámetros de calidad de producto en un total de 8 puntos de entrega correspondientes a los clientes libres y regulados.

Asimismo, de acuerdo con las disposiciones especiales temporales en la aplicación de

la NTCSE, decreto supremo 037-2008-EM del 9 de julio de 2008, queda suspendida


hasta el 31 de diciembre de 2009 la aplicación de los numerales 5.1 (Tensión), en casos de déficit de generación a criterio del COES; 5.2 (Frecuencia); así como el control de las interrupciones por rechazo de carga, cuya causa sea la generación.

• Calidad de suministro

En el año 2008, se registraron las siguientes interrupciones, cuyos indicadores de calidad han transgredido las tolerancias establecidas por la NTCSE.

Cliente N.° de interrupciones en punto de entrega

1er semestre 2do semestre Xstrata Tintaya S.A. - Industrias del Espino S.A. 1 Universal Textil S.A. - Alicorp S.A. - Textil Piura S.A. - Minsur S.A. 1 (*) 1 (*) Manufacturas de Sur S.A. 1 4 Electro Puno S.A. 2 1

(*) Interrupción por rechazo de carga por mínima frecuencia en alimentadores asociados al punto de entrega

• Compensaciones y resarcimientos

Los suministradores son responsables ante sus clientes por las compensaciones, sin

postergar ni condicionar la obligación de este pago a que hagan efectivas las compensaciones que, en su caso, deban efectuar terceros como responsables de dicha mala calidad. Así, pues, se debe compensar independientemente de que la mala calidad se deba a deficiencias propias o ajenas, salvo casos de fuerza mayor.

La transgresión de las tolerancias de la NTCSE origina compensaciones y

resarcimientos por mala calidad de producto y de suministro, reconocidos por la NTCSE y las responsabilidades asignadas por el COES-SINAC. Tales se resumen en el cuadro siguiente:

Concepto S/.

Resarcimiento de San Gabán a otras empresas del SEIN (*) 8.823,39

Resarcimiento de otras empresas del SEIN a San Gabán -

Compensaciones de San Gabán a sus clientes Por fallas propias -

Por fallas de terceros 6.960,59 (**) (*) Por fallas propias que afectaron a puntos de entrega y alimentadores asociados de otras suministradoras (**)Por interrupciones ocasionados por otras empresas del SEIN, que afectaron los puntos de entrega de los clientes

de San Gabán.


3.1.2.6 SERVICIO DE ATENCIÓN AL CLIENTE

Con el propósito de lograr la satisfacción total de nuestros clientes, estamos comprometidos en brindarles atención durante las veinticuatro horas del día tanto en aspectos técnico-operativos como comerciales, en estricto cumplimiento de la reglamentación y procedimientos vigentes del sector eléctrico, y en adecuación a los requerimientos de nuestro Sistema de Gestión de Calidad ISO 9001:2000.

Con la finalidad de medir la eficacia del Sistema de Gestión de Calidad ISO 9001:2000, la Gerencia Comercial ha considerado dos indicadores:

• Grado de satisfacción del cliente. Este indicador expresa la percepción del grado

de satisfacción de los clientes con respecto a la atención de San Gabán S.A. por el suministro de energía eléctrica. Este indicador es recogido a través de encuestas semestrales efectuadas a los clientes, cuyo valor anual resultó de 94%.

Item Unidad CantidadMeta Anual Programada % 80Valor Alcanzado - Primer Semestre % 97Valor Alcanzado - Segundo Semestre % 90Valor Anual Alcanzado % 94Porcentaje de Cumplimiento % 100

GRADO DE SATISFACCION DEL CLIENTE

Cabe señalar que el valor anual alcanzado en el año 2008 fue menor en 3% con respecto al valor obtenido en el año 2007. Esta diferencia se debe a que, a partir del segundo semestre de 2007, se cambió la forma de calificación, para lo que se establecieron ponderaciones por cada ítem que compone la encuesta. Anteriormente, la calificación de las encuestas se realizaba solo sobre la base del ítem «grado de satisfacción global».

GRADO DE SATISFACCIÓN DEL CLIENTE

80% 79%

69%

86% 86%

100% 100%93%

97%90%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Abr 2004 Nov 2004 Abr 2005 Nov 2005 Abr 2006 Nov 2006 Abr 2007 Nov 2007 Nov 2008 Nov 2008

%


Tiempo promedio de atención. Este indicador mide el tiempo promedio de atención de los pedidos y reclamos que el cliente realiza y es contabilizado en función al número de días de demora en la atención por número de reclamos efectuado. Para este año se ha obtenido 0,72 días/pedido-reclamo en este indicador.

3.1.3 ANÁLISIS DE LA GESTIÓN DE LA PRODUCCIÓN

3.1.3.1 Gestión de Producción

• Capacidad instalada

San Gabán S.A. tiene una central hidroeléctrica y dos centrales termoeléctricas cuya potencia instalada y potencia efectiva al 31 de diciembre de 2008 totalizan 121,5 MW y 121,49 MW, respectivamente.

Capacidad instalada

Centrales de generación

Potencia instalada

(MW)

Potencia efectiva

(MW)

C.H. San Gabán II 110,00 113,10 C.T. Taparachi 6,70 4,88 C.T. Bellavista 4,80 3,51

Total 121,50 121,49

TIEMPO PROMEDIO ACUMULADO DE PEDIDOS Y RECLAMOSAÑO 2008

0.00

0.33

0.56

0.87

0.72

0.69

0.65

0.62

0.62

0.60

0.35

0.49

-

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Día

s /

Nº

Ped

ido-

recl

amo

M eta Anual Programada = 1.50 Días / Nº Pedido-reclamo


Como parte de su infraestructura, la empresa tiene bajo su concesión tres líneas de transmisión en 138 kV entre la subestaciones de San Gabán II y Azángaro, las mismas que sirven para entregar la energía generada por la central hidroeléctrica San Gabán II al Sistema Interconectado Nacional en la barra de la subestación Azángaro. Las características de estas líneas son las siguientes:

Líneas de transmisión

• Producción La empresa es propietaria de la central hidroeléctrica San Gabán II y de las centrales térmicas de Bellavista y Taparachi. La evolución histórica de la energía generada hasta el 31 de diciembre de 2008, expresada en GWh, fue la siguiente:

ENERGÍA GENERADA (GWh)

Año C.H. San Gabán II

C.T. Bellavista

C.T. Taparachi

Total

2008 738,97 0,34 2,34 741,66

2007 766,20 0,82 0,45 767,47

2006 769,65 0,75 1,88 772,28

2005 754,34 0,94 2,02 757,30

2004 789,39 0,42 0,46 790,28

2003 732,73 0,20 2,78 735,71

2002 773,68 0,15 0,58 774,42

2001 735,56 0,13 0,17 735,86

2000 553,82 0,12 0,26 554,19

Código Desde Hasta Longitud (Km)

Tensión nominal

(kV)

Capacidad de conducción

(MVA) L-1009 San Rafael Azángaro 89,28 138 120 L-1010 San Gabán II Azángaro 159,14 138 120 L-1013 San Gabán II San Rafael 76,46 138 120


Producción de Energía Eléctrica (GWh)

554.19

735.86774.42

735.71790.28

757.30 772.27 767.47 741.66

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Años

En

erg

ía (

GW

h)

• Recursos hídricos

La empresa cuenta con cinco lagunas de regulación estacional, con una capacidad total de embalse de 37,46 millones de metros cúbicos (MMC). En el año 2008, se logró almacenar un volumen de agua de 27,27 MMC, equivalente al 72,8% de la capacidad máxima de almacenamiento, y 10,18% menor que el volumen almacenado en el año 2007 que fue de 30,31 MMC.

A diciembre de 2008, se tiene acumulado un volumen de agua de 2,47 MMC, el mismo que será completado en el año 2009 para su uso en el afianzamiento hídrico de la central hidroeléctrica San Gabán II.

CONTROL DEL VOLUMEN DE AGUA EN LOS EMBALSESMMC

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1-en

e

15-e

ne

29-e

ne

12-f

eb

26-f

eb

12-m

ar

26-m

ar

9-ab

r

23-a

br

7-m

ay

21-m

ay

4-ju

n

18-ju

n

2-ju

l

16-ju

l

30-ju

l

13-a

go

27-a

go

10-s

ep

24-s

ep

8-oc

t

22-o

ct

5-no

v

19-n

ov

3-di

c

MM

C

Año 2003

Año 2002

Año

Año 2004

Año 2005

Año 2006

Año 2007

Año 2000

Año 2008


• Índices Operativos INDICADORES DEL PLAN OPERATIVO DE LA GERENCIA DE PRODUCCIÓN

Meta Valor Alcanzado % Cumplimiento

1 Índice de Fallas de las Líneas de Transmisión 3.66 2.44 100.00%2 Generación de Energía 714.07 741.66 100.00%3 Índice de Disponibilidad de las Unidades de Generación 96.25% 97.53% 100.00%4 Índice de Desconexiones Forzadas de las Unidades de Generación 0.190 0.083 100.00%5 Sistema Gestión Integral 100% 80% 80.00%6 Sistema Gestión Calidad 100% 100% 100.00%7 Sostenibilidad del Sistema de Responsabilidad Social 100% 100% 100.00%

Diciembre

AÑO 2008

Indicadores del Plan Operativo

• Índice de disponibilidad (%)

La disponibilidad de los grupos de generación es el principal indicador técnico de eficiencia operativa de las centrales de generación eléctrica de la empresa. El año 2008, este indicador alcanzó el valor de 97,53%, mayor al valor de 97,07% alcanzado en el 2007, debido al siniestro en el mes de noviembre del grupo MAN 1 de la central térmica de Bellavista.

Desde el año 2004, se mantiene un alto índice de disponibilidad. Esta situación se debe, principalmente, a la mejora en la programación de los mantenimientos y al menor número de desconexiones forzadas. Sin embargo, en los años 2002 y 2003, el indicador tuvo una tendencia decreciente, debido al siniestro de uno de los grupos térmicos de la central térmica de Bellavista que incrementó notablemente las horas de indisponibilidad.

DISPONIBILIDAD

87.80%

95.70%

94.00%

87.05%

98.79% 98.23%99.30%

97.07% 97.53%

80.00%

82.00%

84.00%

86.00%

88.00%

90.00%

92.00%

94.00%

96.00%

98.00%

100.00%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Años

DIS

PO

NIB

ILID

AD

(%

)


• Índice de desconexiones de líneas de transmisión

Mide el número anual de desconexiones de las líneas de transmisión por cada 100 km de longitud de línea. Es un indicador de desempeño relacionado con la cobertura del servicio, la calidad y su costo. Se calcula dividiendo el número de desconexiones registradas en el año entre la longitud total de la línea en kilómetros dividida entre 100.

En el año 2008, este índice fue de 2,44 desconexiones/100 km líneas, menor al registrado en el año 2007. Este valor representa un avance respecto a los años 2005, 2006 y 2007, debido a la mejora de la coordinación de la protección y a los trabajos de mantenimiento preventivo.

FALLAS EN LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

4.064.27

2.74

1.22

3.96 3.96

4.57

2.44

-0.4

0.1

0.6

1.1

1.6

2.1

2.6

3.1

3.6

4.1

4.6

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Años

Ind

ice

de

Fal

las

de

Lín

eas

3.1.3.2 Gestión de Mantenimiento

• Central hidroeléctrica San Gabán II

Mantenimiento preventivo

Se realizaron los mantenimientos preventivos Plan 1 y 1C de los grupos generadores y de los equipos auxiliares mecánicos y eléctricos, de acuerdo con lo programado.

Mantenimiento predictivo

Monitoreo de temperaturas y balanceo eléctrico de los equipos rotativos Monitoreo de vibraciones y análisis vibracional de los equipos rotativos

(grupos generadores, electrobombas, compresores y ventiladores) Análisis físico-químico y metalográfico de los aceites hidráulicos Análisis físico-químico y cromatográfico de los aceites dieléctricos Control de espesores de planchas de tuberías y tanques a presión


Mantenimiento correctivo

Cambio de inyector Nº 5 de la unidad Nº 2 Reparación parcial de las ruedas pelton de las unidades Reparación parcial de deflectores de las unidades Cambio de servodeflectores 4 y 5 del grupo Nº 2 Cambio de aceite de los tanques de regulación de las unidades Reparación y limpieza de las tuberías de presión de aceite Limpieza de radiadores de la unidad Nº 2

• Sistema de transmisión Mantenimientos preventivos

Pintado de bases de las estructuras (embreado de patas) Mantenimiento de cajas de empalme de fibra óptica Mantenimiento y mejoramiento de las puestas a tierra Mejoramiento e instalación de zanjas de coronación Mantenimiento de faja de servidumbre Limpieza del aislamiento Pruebas de equipos de patio de llave Pruebas de relés

Mantenimientos predictivos

Inspecciones ligeras y minuciosas (termovisión y perfilado del aislamiento)

Medición de puestas a tierra Medición de tensión de toque y paso

Mantenimientos correctivos

Reparación de conductor Cambio de las cadenas de aisladores Reparación de cable de guarda EHV

Otros

Instalación de separadores de fases Instalación de pararrayos

• Centrales térmicas

Mantenimiento preventivo

Mantenimiento de banco de baterías Limpieza de depósito de agua refrigerante Engrase de cojinetes de ventiladores Limpieza de galería y canaletas de cables


Mantenimiento predictivo

Verificación del nivel de aceite de los transformadores, interruptores y regulador de velocidad

Verificación visual de hermeticidad de empalmes, bridas y racores Medición de puesta a tierra

Mantenimiento correctivo

Mantenimiento correctivo del sistema de lubricación Mantenimiento correctivo del transformador de corriente Mantenimiento correctivo del disyuntor de salida 2,4 kV

• Seguridad y medio ambiente

Seguridad

Para la empresa San Gabán S.A., se convierte en una permanente preocupación el hecho de garantizar las condiciones de seguridad en los trabajos, a fin de mantener un alto grado de bienestar físico, psicológico y social de los trabajadores, que conlleve a evitar tanto los accidentes fatales como aquellos que generen incapacidad. Así, se promueve, en su propio personal y contratistas, una cultura preventiva de la seguridad, que les permita asumir la responsabilidad de su seguridad y la de sus compañeros. Para alcanzar este objetivo, se utiliza una metodología de identificación de riesgos y peligros que busca impedir los accidentes de trabajo y las enfermedades ocupacionales. Con el objetivo de reducir y eliminar los peligros y riesgos potenciales producto de los procesos, se ha establecido, para el año 2008, indicadores de gestión de seguridad y salud ocupacional cuyo cumplimiento se detalla a continuación.

Nº

Indicador Meta

establecida Diciembre 2008

Valor alcanzado

Diciembre 2008 Cumplimiento

1 Número de accidentes fatales por año 0 accidentes

0 accidentes 100%

2 Reducción de riesgos moderados a triviales de los tipos ergonómicos y ruido

100% 80% 80%

3 Número de incendios por año 0 incendios

0 incendios

100%

Las principales actividades realizadas por el área de seguridad industrial en el año 2008 fueron diversas.

Organización de cursos y charlas de seguridad sobre primeros auxilios, entrenamiento de brigadas de emergencia, prevención de accidentes, preparación y ejecución de simulacros, identificación de peligros y riesgos, etcétera, los cuales han estado dirigidos a nuestro propio personal y contratistas.

Ejecución del plan anual de seguridad y salud 2008 de acuerdo con lo establecido en los siguientes reglamentos: reglamento de seguridad y salud en el trabajo aprobado por decreto supremo 009-2005-TR; reglamento de seguridad y salud en el trabajo de las actividades eléctricas, aprobado por


resolución ministerial 161-2007-MEM; y reglamento interno de seguridad y salud aprobado por el comité de seguridad y salud de la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A.

Realización de inspecciones planeadas y no planeadas a los diferentes procesos de la empresa de generación eléctrica San Gabán S.A. con el objetivo de identificar y evaluar los riesgos potenciales en cada actividad, a partir del establecimiento de un procedimiento sistemático de acciones preventivas y correctivas.

Llevar a cabo las reuniones del comité y subcomités de seguridad y salud en las diferentes sedes de la empresa de generación eléctrica San Gabán S.A. con el objetivo de implantar medidas preventivas y correctivas que conlleven a eliminar o reducir los riesgos detectados en el estudio de riesgos. Medio ambiente La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A., durante el año 2008, ha ejecutado, en forma permanente, mediciones de monitoreos ambientales y actividades necesarias con la finalidad de contribuir con el cuidado del medio ambiente y reducir los impactos ambientales producto de sus actividades de generación, transmisión, comercialización, mantenimiento y administración; para ello, ha realizado las actividades siguientes.

Monitoreo de calidad del aire y emisiones gaseosas a los grupos térmicos

Los valores obtenidos en el monitoreo de calidad de aire en las instalaciones de la central hidroeléctrica San Gabán II, en los puntos de sotavento y barlovento, reportan valores de SO2, NOx, CO, H2S y PTS que se encontraron por debajo de los límites máximos permisibles, establecidos en el reglamento de estándares nacionales de calidad ambiental del aire y por los límites máximos permisibles según el subsector hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas.

Monitoreo de efluentes

Se han efectuado controles de la calidad de agua al ingreso y salida de procesos de generación y se ha realizado, en forma mensual, el análisis físico-químico de las aguas arriba y aguas debajo de la central hidroeléctrica San Gabán II con la finalidad de determinar la calidad del agua vertida al río San Gabán, luego de ser utilizada en la generación de energía.

Monitoreos de ruido y electromagnetismo

Se han realizado los monitoreos de ruido y electromagnetismo en forma semestral y se han registrado valores por debajo de los estándares de calidad ambiental para ruido, según el reglamento de estándares nacionales de calidad ambiental para ruido, decreto supremo 085-2003-PCM, para zona industrial en horario diurno (80 dBA) y no se causó daño alguno a los pobladores cercanos a la central. Asimismo, los valores obtenidos del campo electromagnético, generados por el funcionamiento de los grupos térmicos, se encontraron por debajo de los estándares de calidad ambiental para radiaciones no ionizantes (decreto supremo 010-2005-PCM).


Monitoreo y control de aguas residuales Con la finalidad de mejorar los parámetros químico-bacteriológicos de las aguas residuales provenientes del campamento de la central hidroeléctrica San Gabán II y que son vertidas al río San Gabán, se han realizado las siguientes actividades en el año 2008: mantenimiento de la planta de tratamiento de agua residual y evacuación de lodos por la empresa CILSA, modificación de las trampas de grasa realizada por la empresa MACH Contratistas, análisis químico- bacteriológico realizado por la empresa ENVIROLAB SAC y evaluación para mejorar el rendimiento de la planta de tratamiento de agua residual realizado por la empresa Minpetel S.A.

Control de los residuos sólidos y materiales peligrosos

La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. cuenta con planes de manejo de los materiales y residuos peligrosos producto de los procesos de generación, transmisión, mantenimiento y administración. Acorde con su política ambiental establecida, se han elaborado programas ambientales con la finalidad de controlar y manejar los materiales peligrosos y residuos sólidos; para ello, se realizó, en el año 2008, las siguientes actividades: inicio de la construcción de la planta de tratamiento de residuos industriales (Tiune), inicio de la construcción del relleno de seguridad (Casahuiri), traslado y disposición final de los residuos peligrosos y no peligrosos generados en la central hidroeléctrica San Gabán II, servicio realizado por la Empresa de Protección Ambiental (EPA). De esta forma, se pretende cumplir con lo establecido en la ley 27314, ley general de residuos sólidos y su reglamento, y en el reglamento de protección ambiental en las actividades eléctricas, aprobado por decreto supremo 029-94-EM.

3.2 Cadena de Valor


IV PLANEAMIENTO ESTRATÉGICO

A continuación se presentan las declaratorias de la Visión y Misión para el Plan Estratégico de San Gabán 2009 – 2013.

4.1 Visión

VISION

4.2 Misión MISION

4.3 Valores

Honestidad Responsabilidad Respeto Comunicación Compromiso con el servicio

4.4 Análisis de Factores Externos

Oportunidades

1) Existe disponibilidad de recursos hídricos en las cuencas de la Región, 2) Política de responsabilidad social de Empresarial 3) Posibilidades de establecer alianzas estratégicas en Inversiones. 4) Crecimiento de la Demanda de Energía. 5) La posibilidad que ofrece el Protocolo de Kioto con los MDL (Bonos de

Carbono). 6) Facilidades de acceso a fuentes de financiamiento 7) Diversificación del negocio aplicando nuevas tecnologías

Ser la empresa con mayor capacidad de generación eléctrica en el sur del Perú.

Generar y comercializar energía eléctrica orientada a la satisfacción del cliente, con calidad y responsabilidad socio-ambiental, creando el máximo valor mediante el uso eficiente de nuestros recursos para contribuir al desarrollo regional y nacional.


Amenazas

1) Volatilidad del tipo de cambio ante descalce de monedas. 2) Volatilidad de los costos marginales. 3) El no sinceramiento del precio del gas natural de Camisea. 4) Frecuentes cambios del marco regulatorio. 5) Incertidumbre de la política socio-económica. 6) Efectos del cambio climático y calentamiento global. 7) Perder las concesiones para el desarrollo de proyectos de inversión. 8) Existencia de conflictos socio-ambientales en el ámbito de influencia de la

Empresa.

4.4.1 Matriz de Evaluación de los Factores Externos – EFE

A partir de la determinación de los factores externos críticos de éxito y sus ponderaciones se elabora la matriz de evaluación de los factores externos –EFE.

Calificación

Indica el grado de eficacia con que las estrategias de la empresa responden a cada factor.

MATRIZ EFE

FACTORES CRITICOS DE ÉXITO PESO CALIFICACIONPESO

PONDERADO

Oportunidades

Existe disponibilidad de recursos hídricos de lascuencas de la Región. 7.14% 2 0.14Política de responsabilidad social Empresarial 7.14% 2 0.14Posibilidades de establecer alianzas estratégicas en

Inversiones. 3.57% 1 0.04 Crecimiento de la Demanda de Energía. 7.14% 2 0.14La posibilidad que ofrece el Protocolo de Kioto con losMDL (Bonos de Carbono). 3.57% 1 0.04Facilidades de acceso a fuentes de financiamiento 7.14% 2 0.14Diversificacion del negocio aplicando nuevastecnologias 3.57% 1 0.04

Amenazas

Volatilidad del tipo de cambio ante descalce demonedas. 10.71% 3 0.32 Volatilidad de los costos marginales. 14.29% 4 0.57El no sinceramiento del precio del gas natural deCamisea. 7.14% 2 0.14 Frecuentes cambios del marco regulatorio. 7.14% 2 0.14 Incertidumbre de la política socio económica. 3.57% 1 0.04Efectos del cambio climático y calentamiento global. 3.57% 1 0.04Perder las concesiones para el desarrollo de proyectosde inversión. 7.14% 2 0.14 Existencia de conflictos socio ambientales en el ámbitode influencia de la Empresa. 7.14% 2 0.14

100.00% 28 2.21

Nota: (1) Las calificaciones indican el grado de eficacia con que las estrategias de la empresa responden a cada factor,

donde 4 = la respuesta es superior, 3 = la respuesta está por arriba de la media, 2 = la respuesta es la media y 1 = la respuesta es mala.

1 Respuesta mala

2 Respuesta media

3 Respuesta encima de la media

4 Respuesta superior


El resultado de 2.21 indica que la organización no está capitalizando de la mejor forma las oportunidades de su entorno y del sector. En consecuencia, la empresa debe orientar sus estrategias a aprovechar mejor dichas oportunidades, como son la tendencia creciente de la demanda en energía eléctrica, las ventajas que brinda el hecho de ser atractiva para los inversionistas y el financiamiento de proyectos, los recursos hídricos de la cuenca, además de la posibilidad de mejorar su imagen ante la comunidad aplicando políticas de responsabilidad social, entre otras.

Por otro lado, la empresa se encuentra vulnerable a las amenazas externas, principalmente en el plano financiero debido a la variación del tipo de cambio, además de presentar gran susceptibilidad a las variaciones en los costos marginales, se deben asegurar las concesiones de proyectos, mediante una gestión eficiente y mejorar la política de responsabilidad social para establecer buenas relaciones con las comunidades del ámbito de influencia sobre todo.

4.5 Análisis de Factores Internos

Fortalezas

1) Solidez económica-financiera. 2) Capital humano calificado y competente. 3) Certificaciones internacionales de calidad (ISO 9001), medio ambiente y

seguridad (ISO 14000) y salud ocupacional (OSHAS 18001). 4) Atractiva cartera de proyectos de inversión. 5) Buena percepción del servicio por parte del cliente. 6) Políticas de responsabilidad social en proceso de maduración y mejora.

Debilidades

1) Débil clima laboral y frágil cultura organizacional. 2) Herramientas de gestión organizacional desactualizadas. 3) Débil liderazgo. 4) Limitada gestión administrativa en procesos de contrataciones,

procesos administrativos y procesos de cobranza. 5) Desaprovechamiento de herramientas de gestión de Tecnología de

Información, investigación, desarrollo e innovación. 6) Falta de eficiencia del sistema de capacitación y reconocimientos y

de los procesos comunicacionales.

4.5.1 Matriz de Evaluación de los Factores Internos – EFI

La matriz de evaluación de los factores internos – EFI, establece un peso para cada factor interno crítico de éxito. Las calificaciones empleadas son las mismas que las presentadas en la matriz EFE.


El peso ponderado es el resultante de multiplicar el peso del FCE por el grado de importancia asignado al factor. Se suma la columna de peso ponderado para luego alimentar la matriz FODA.

MATRIZ EFI

Fortalezas Peso Calificacion PonderadoSolidez económica financiera. 10.00% 3 0.30Capital humano calificado y competente. 6.67% 2 0.13

Certificaciones internacionales de calidad (ISO 9001), medio ambiente yseguridad (ISO 14000) y salud ocupacional (OSHAS 18000). 10.00% 3 0.30Planeamiento estratégico. 6.67% 2 0.13Atractiva cartera de proyectos de inversión. 10.00% 3 0.30Buena percepción del servicio por parte del cliente. 10.00% 3 0.30

Políticas de responsabilidad social en proceso de maduración y mejora 10.00% 3 0.30

Debilidades

Débil clima laboral y frágil cultura organizacional. 6.67% 2 0.13

Herramientas de gestión organizacional desactualizadas. 6.67% 2 0.13

Débil liderazgo. 6.67% 2 0.13

Limitada gestión administrativa en procesos de contrataciones, procesos

administrativos y procesos de cobranza. 6.67% 2 0.13

Desaprovechamiento de herramientas de gestión de Tecnología de

Información, investigación, desarrollo e innovación. 6.67% 2 0.13

Falta de eficiencia del sistema de capacitación y reconocimientos y de los

procesos comunicacionales. 3.33% 1 0.03

100.00% 30 2.47 De acuerdo con la matriz EFI se ha obtenido un total ponderado de 2.47. Si bien este resultado indica que la empresa presenta una posición estratégica muy cercana al valor esperado promedio en el sector, San Gabán está en capacidad de desarrollar una posición competitiva sostenible gracias a que cuenta con profesionales con un alto nivel de formación, además de contar con proyecto atractivos para la inversión y sustentar la mejora de procesos en las certificaciones internacionales obtenidas, todos estos factores constituyen ventajas frente a otras empresas del sector.

Por otro lado, la empresa todavía presenta dificultades dentro de la organización, lo cual se manifiesta en la desactualización de importantes herramientas de gestión, así como en un clima laboral desfavorable, reforzado por la percepción del personal de no contar con una adecuado plan de capacitación y de incentivos, línea de carrera.

Otras debilidades de la empresa se manifiestan en la falta de una buena cultura organizacional, y falta de optimización de procesos administrativos, además de una necesidad urgente de fortalecimiento de su programa de Responsabilidad Social.


4.6 Formulación de Estrategias AODF

Estrategias FO

A continuación se presentan las estrategias FO, con las cuales, la empresa empleará sus fortalezas para aprovechar las oportunidades del entorno.

• Asegurar el desarrollo de proyectos hídricos (anexo 1)

Relaciona las siguientes fortalezas y oportunidades.

Fortalezas Oportunidades

F1 Solidez Económica Financiera

F6 Políticas de responsabilidad social en proceso de maduración y mejora.

O1 Existe disponibilidad de recursos hídricos en las cuencas de la Región.

O2 Política de responsabilidad social Empresarial

O3 Posibilidades de establecer alianzas estratégicas en Inversiones.

O4 Crecimiento de la demanda

• Continuar el manejo responsable del medio ambiente en el entorno


F3 Certificaciones internacionales de calidad (ISO 9001), medio ambiente y seguridad (ISO 14000) y salud ocupacional (OSHAS 18001).


O4 La posibilidad que ofrece el Protocolo de Kioto con los MDL (Bonos de Carbono).

• Optimizar la generación de energía entregada al sistema



F2 Capital Humano Calificado y Competente





• Promover el aprovechamiento del potencial hidroeléctrico



F6 Políticas de responsabilidad social en proceso de maduración y mejora.





• Mejorar el posicionamiento de la empresa en el mercado eléctrico




F3 Certificaciones internacionales de calidad (ISO 9001), medio ambiente y seguridad (ISO 14000) y salud ocupacional (OSHAS 18001).


O6 Facilidades de Acceso al Financiamiento

Estrategias FA

A través de las estrategias FA, la empresa empleará sus fortalezas para evitar o reducir las amenazas del entorno.

• Asegurar la cobertura de los principales riesgos que afectan la gestión de la empresa

Relaciona las siguientes fortalezas de la empresa y amenazas del entorno.

Fortalezas Amenazas



F3 Certificaciones internacionales

A1 Volatilidad del tipo de cambio ante descalce de moneda

A2 Volatilidad de los costos marginales


de calidad (ISO 9001), medio ambiente y seguridad (ISO 14000) y salud ocupacional (OSHAS 18001).

A5 Incertidumbre de la política socio-económica

A6 Efectos del cambio climático y calentamiento global

• Evaluar otras fuentes alternativas de generación

Fortalezas Amenazas



A3 El no sinceramiento del precio del gas natural de Camisea.

A4 Frecuente cambio de marco regulatorio


Estrategias DO

A través de las estrategias DO, la empresa buscará superar sus debilidades a fin de aprovechar las oportunidades del entorno.

• Promover alianzas estratégicas para financiamiento de proyectos de inversión y pago de deuda

Debilidades Oportunidades

D3 Débil liderazgo.

D4 Limitada gestión administrativa en procesos de contrataciones, procesos administrativos y procesos de cobranza.

D6 Falta de eficiencia del sistema de capacitación y reconocimientos y de los procesos comunicacionales.

O1 Existe disponibilidad de Potencial recursos hídricos de las cuencas de la Región, aunada a la política de responsabilidad social de la empresa

O2 Posibilidades de establecer alianzas estratégicas en Inversiones


O7 Diversificación del negocio aplicando nuevas tecnologías


• Fortalecer relaciones con las instituciones rectoras


D1 Débil clima laboral y frágil cultura organizacional.


O5 La posibilidad que ofrece el Protocolo de Kioto con los MDL (Bonos de Carbono)

O6 Facilidades de Acceso al Financiamiento

• Mejorar y ampliar ámbito y políticas de responsabilidad social (identificar y apoyar las necesidades de servicios básicos de la zona de influencia). Promover la convivencia armoniosa con las comunidades aledañas de la CH San Gabán





O3 Posibilidades de establecer alianzas estratégicas en Inversiones

O5 La posibilidad que ofrece el Protocolo de Kioto con los MDL (Bonos de Carbono)

• Mejorar el clima laboral a través de un programa de desarrollo personal y profesional (Promover el desarrollo, integración y motivación del personal de la empresa)





O4 Crecimiento de la demanda de energía


Estrategias DA

A través de las estrategias DA, la empresa buscará superar sus debilidades a fin de reducir los efectos o evitar las amenazas del entorno.

• Desarrollar estrategias comerciales competitivas

Debilidades Amenazas

D2 Herramientas de gestión organizacional desactualizadas. D4 Limitada gestión administrativa en procesos de contrataciones, procesos administrativos y procesos de cobranza.

D5 Desaprovechamiento de herramientas de gestión de Tecnología de Información, investigación, desarrollo e innovación.

A3 El no sinceramiento del precio del gas natural de Camisea. A4 Frecuente cambio del marco regulatorio

• Buscar alianzas estratégicas con grupos empresariales del estado para el financiamiento de deudas y proyectos de inversión








A5 Incertidumbre de la política socio-económica



• Desarrollar un plan de contingencia financiero que permita la estabilidad económica y financiera de la empresa








A4 Frecuente cambio del marco regulatorio

4.7 Objetivos Estratégicos

4.7.1 Objetivos Estratégicos de San Gabán

I. Lograr la Mejor Rentabilidad y Valor, gestionando eficientemente los Recursos

II. Fortalecer el Desarrollo Empresarial con Responsabilidad Socio-ambiental

III. Fortalecer una Gestión Empresarial eficiente y transparente IV. Promover el Crecimiento y optimizar los procesos internos V. Fortalecer la Cultura Organizacional, la integración y el desarrollo del

personal

4.7.2 Objetivos estratégicos de FONAFE y el Sector

Los objetivos estratégicos presentados en el Plan Estratégico 2009 – 2013 del FONAFE son los siguientes:

a) Generar valor mediante la gestión eficiente de las Empresas del Holding y Encargos

b) Fortalecer la Actividad Empresarial del Estado c) Promover la transparencia en la gestión de las Empresas del Holding y

Encargos d) Fortalecer la Imagen de la Corporación FONAFE e) Reforzar los valores, la comunicación y el Desarrollo del Personal

Los objetivos generales del subsector Energía son los siguientes:

1) 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.

2) Promover el desarrollo sostenible nacional y competitivo del sector

minero, priorizando la inversión privada y fomentado las relaciones armoniosas entre las empresas del sector minero y la sociedad civil.

3) Promover la preservación y conservación del medio ambiente, por

parte de las empresas del sector energía y minas, en el desarrollo de la diferentes actividades sectoriales fomentando las relaciones armoniosas entre las empresas del sector energético y la sociedad civil

4) 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.

4.7.3 Alineamiento de los objetivos estratégicos de San Gabán S.A. con los de FONAFE y el sector

A continuación se presentan los objetivos estratégicos de San Gabán S.A. y su alineación con los objetivos estratégicos de FONAFE y el subsector Energía.

I. Lograr la Mejor Rentabilidad y Valor, gestionando eficientemente los Recursos

FONAFE Subsector Energía

a) Generar valor mediante la gestión eficiente de las Empresas del Holding y Encargos

1) 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.

2) Promover el desarrollo sostenible nacional y competitivo del sector minero, priorizando la inversión privada y fomentado las relaciones armoniosas entre las empresas del sector minero y la sociedad civil.


II. Establecer Fortalecer el Desarrollo Empresarial con Responsabilidad

Socio-ambiental

III. Fortalecer una Gestión Empresarial eficiente y transparente

FONAFE Subsector Energía b) Fortalecer la Actividad

Empresarial del Estado c) Promover la transparencia en la

gestión de las Empresas del Holding y Encargos

2) Promover el desarrollo sostenible nacional y competitivo del sector minero, priorizando la inversión privada y fomentado las relaciones armoniosas entre las empresas del sector minero y la sociedad civil.

IV. Promover el Crecimiento y optimizar los procesos internos

FONAFE Subsector Energía

d) Fortalecer la Imagen de la Corporación FONAFE

3) Promover la preservación y

conservación del medio ambiente, por parte de las empresas del sector energía y minas, en el desarrollo de la diferentes actividades sectoriales fomentando las relaciones armoniosas entre las empresas del sector energético y la sociedad civil

4) 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 con una cultura de planeamiento y orientación a un servicio de calidad al usuario.

V. Fortalecer la Cultura Organizacional, la integración y el

desarrollo del personal

FONAFE Subsector Energía e) Reforzar los valores, la

comunicación y el Desarrollo del Personal

4) 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.


4.7.4 Formulación de Objetivos Corporativos

Para la formulación de los Objetivos Corporativos para el periodo 2009 –2013, se realizaron las siguientes actividades:

• Revisión programática y actualización de iniciativas estratégicas

• Elaboración de cronogramas de iniciativas estratégicas y matriz de responsabilidades

Objetivo Estratégico 1: Lograr la Mejor Rentabilidad y Valor, gestionando eficientemente los Recursos

Metas al 2013

• Meta 1 : Eficiencia de Saldo de caja para el 2013 de 35.67 %

• Meta 2: Margen bruto para el 2013 de 57.84%

Estrategias

Estrategia Corporativa Responsable Meta

Estrategia corporativa 1: Asegurar la sostenibilidad financiera de la empresa

GAF Meta 1: Eficiencia de Saldo al 2013 de 35.67%

Estrategia corporativa 2 : Reducir la exposición de la empresa a riesgos

GAF - GC Meta 1: Reducir el impacto de la volatilidad de los costos marginales

Meta 2: Reducir el impacto del riesgo cambiario

Meta 3: Asegurar el financiamiento para los proyectos de inversión

Estrategia corporativa 3 : Maximizar el margen comercial

GC - GP Meta 1: Margen bruto de 57.84% al 2013

Meta 2: Calidad de Atención a clientes muy buena

Estrategia corporativa 4 : Optimizar la gestión de costos

GAF y demás Gerencias

Meta 1: Llegar a reducir Gastos comerciales en promedio de 2.95% al año 2013

Meta 2: Llegar a reducir Costos de producción en más de 40% al año 2013


Objetivo Estratégico 2: Fortalecer el Desarrollo Empresarial con Responsabilidad Socio-ambiental

Metas al 2013

• Meta 1 :Ampliar ámbito de Cobertura de Políticas de RSE

• Meta 2: Internalización de código de ética

Estrategias


Estrategia corporativa 1: Mejorar y ampliar Ámbito de Cobertura de Políticas de Responsabilidad Social orientadas a gestionar proyectos sostenibles en el mediano y largo plazo

Comité de Responsabilidad

Social y GG

Meta 1: Ampliar ámbito de cobertura de Políticas de RSE

Estrategia corporativa 2 : Mejorar la Internalizacion de los valores de la empresa y la cultura de responsabilidad social

GG y Comité de Responsabilidad

Social

Meta 1: Sensibilizar a personal a cerca de código de ética

Objetivo Estratégico 3: Fortalecer una Gestión Empresarial eficiente y transparente

Metas al 2013

• Meta 1 : implementar estrategia comunicacional dentro y desde dentro de la empresa

• Meta 2: Cumplimiento de Ley de Transparencia

Estrategias


Estrategia corporativa 1: Implementar Estrategias de comunicación y Actividades de Proyección

GPL Meta 1: implementar estrategia comunicacional dentro y desde dentro de la empresa

Estrategia corporativa 2 cumplir con la Ley de Transparencia y y circunscripción de marco legal

GPL Meta 1: Respetar el cumplimiento de la Ley de Transparencia y circunscripción de marco legal


Objetivo Estratégico 4: Promover el Crecimiento y optimizar los procesos internos

Metas al 2013

• Meta 1 : Mejorar el control de la Gestión con el apoyo de herramientas, Coso, BSC

• Meta 2: Mantener las certificaciones internacionales

• Meta 3: Fomentar la investigación y desarrollo en la empresa

• Meta 4: Fomentar el Crecimiento a través de al investigación y desarrollo en la empresa.

• Meta 5: Modernizar el proceso productivo a nivel de hardware y software

Estrategias


Estrategia corporativa 1: 4.1 Implementación de Herramientas para Control de la Gestión

GG-GAF Meta 1: Mejorar el control de la Gestión con el apoyo de herramientas, Coso, BSC

Estrategia corporativa 2 : Optimizar y Estandarizar Procesos

GAF- GP-GPL Meta 2: Mantener las certificaciones internacionales

Estrategia corporativa 3: Programa de Investigación, Desarrollo e innovación

GPL- GAF- GP Meta 3: Fomentar la investigación y desarrollo en la empresa

Estrategia corporativa 4: Desarrollo de Proyectos Hídricos y Modernización de Proceso de Producción

GAF- GP-GPL-GG

Meta 4: Fomentar el Crecimiento a través de al investigación y desarrollo en la empresa

Meta 5: Modernizar el proceso productivo a nivel de hardware y software

Objetivo Estratégico 5: Fortalecer la Cultura Organizacional, la integración y el desarrollo del personal

Metas al 2013

• Meta 1 : Mejorar el clima organizacional

• Meta 2: lograr un programa y acciones de capacitación

• Meta 3 : Formular e implementar un plan y políticas de reconocimientos


• Meta 4 : Lograr compromiso e identificación del personal a partir de programas de integración

• Meta 5 : Lograr definir políticas de desarrollo del personal orientados al mediano y largo plazo dependiendo de las brechas existentes

• Meta 5 : Apoyar en la TI para favorecer los potenciales de capital humano

Estrategias


Estrategia corporativa 1: Desarrollar programas para fortalecer la cultura organizacional

GAF - GG Meta 1: Mejorar el clima organizacional

Meta 2: Programas y acciones de capacitación

Meta 3: Formulación e implementación de un plan de reconocimientos

Estrategia corporativa 2 : Implementar programas de integración

GAF y otras Gerencias

Meta 1: Lograr compromiso e identificación del personal a partir de programas de integración

Estrategia corporativa 3: Promover el desarrollo, profesional orientado al mediano y largo plazo

GAF y otras Gerencias

Meta 1: Lograr definir políticas de desarrollo del personal orientados al mediano y largo plazo dependiendo de las brechas existentes

Estrategia corporativa 4: Implementar un programa de investigación, desarrollo e innovación

GPL-GAF Meta 1: Apoyarse en la TI para favorecer los potenciales de capital humano


V DESARROLLO DE UN SISTEMA DE MONITOREO Y CONTROL DE GESTION ESTRATÉGICO. DISEÑO DEL CUADRO DE MANDO INTEGRAL

El planteamiento de un sistema de monitoreo y control de gestión estratégico está dirigido a que la gerencia y alta dirección de la EGE SAN GABAN cuenten con un instrumental de gestión que les permita evaluar oportuna y objetivamente el avance en la ejecución de los planes estratégicos. Para ello se ha trabajado la base metodológica del Balanced Score Card (BSC) o Cuadro de Mando Integral que requiere el desarrollo y formulación de indicadores de desempeño – medición en cada nivel del despliegue estratégico de tal manera que pueda articularse coherentemente el planeamiento con el control estratégico en una dinámica de mejora continua. De esta manera se articulan los indicadores de gestión y medidas de desempeño desarrollados con los objetivos estratégicos y metas planteados en la lógica del Cuadro de mando Integral, (BSC), el cual se ha desarrollado a nivel empresa, y que marca la pauta para su desarrollo e implementación posterior en los niveles funcionales de la organización. A continuación se describe la lógica de construcción del Mapa estratégico de la empresa a partir de los objetivos y estrategias corporativas, para expresarlos luego en un Cuadro de Mando Integral con las correspondientes metas e indicadores de gestión a ser evaluados para determinar la consecución de los objetivos y desarrollo de la propia organización en el período de planeamiento.

5.1 Mapa Estratégico

Después de haber definido los objetivos y estrategias de la empresa, esta herramienta permitió precisar los objetivos estratégicos de San Gabán en función de cuatro perspectivas: Aprendizaje / Crecimiento, Procesos Internos, Comunidad / Usuarios y Financieros, y así confeccionar posteriormente los tableros de comando de Balanced Scorecard ( BSC).

En el Mapa estratégico descrito la interrelación entre las cuatro perspectivas está dada por la lógica de causa – efecto de tal manera que se van construyendo las Perspectivas de la Comunidad – Usuarios y la Perspectiva Financiera a partir de las Perspectivas De Procesos y de Crecimiento - Aprendizaje. Estas dos últimas juegan el rol de “palancas” en la obtención de los resultados esperados por la empresa.

El énfasis se ha centrado en la determinación de una estrategia que establezca con claridad el desarrollo de una perspectiva financiera que viabilice los esfuerzos de la gestión en términos de superar el peso del pago de la deuda y la necesidad de obtención de los flujos de financiamiento necesarios para la sostenibilidad de la rentabilidad y operatividad óptima de la Central en los próximos 10 años. De esta manera esta primera perspectiva requiere de la Reducción del riesgo cambiario (sol – dólar – yen) y la maximización del margen comercial.

La siguiente perspectiva también refuerza el rol de la Comunidad, además de los usuarios (clientes) de la empresa. De esta manera se plantean explícitamente estrategias de responsabilidad social que las viene desarrollando la empresa y que se convierten en un soporte necesario al mejoramiento de la propia imagen institucional.


La perspectiva de procesos, probablemente sea la más explícitamente trabajada por el conjunto de profesionales de la empresa, por su tradición y expertice en el sector, constituyéndose en el impulsor de la rentabilidad a partir de la optimización e incremento del aprovechamiento hídrico de la cuenca del río San Gabán. Por ello el desarrollo futuro de la empresa depende de la capacidad de incorporación de los proyectos tanto de afianzamiento como de desarrollo hídrico. En esta perspectiva es vital a la vez la necesaria optimización de costos dentro de un eje estratégico que es la eficiencia operativa como garantía de mayor competitividad en el sector.

Finalmente la perspectiva de crecimiento – aprendizaje es la “palanca” necesaria para a través de una Gestión empresarial moderna y competitiva asegurar la sostenibilidad de las otras perspectivas. Esto descansa en el desarrollo e integración del personal, la innovación constante y la cultura organizacional.

La articulación consecuente de los objetivos y estrategias corporativas constituye el insumo para el Cuadro de Mando Integral o BSC de la empresa.


MAPA ESTRATÉGICO DE LA EMPRESA GENERADORA ELECTRICA SAN GABAN S.A.

Mayor Rentabilidad

Mejorar la GestionEmpresarial

Mejorar la Cultura Organizacional

Lograr Desarrollo, Integración e innovacion

Mejorar Clima Laboral

Innovación yModernización de Herr. de

Gestión

Aprendizaje /

Crecimiento

Procesos

Lograr eficienciaen Proyectos

Optimizar el

Afianzamiento Hídrico

Optimización dela Gestion de Costos

Clientes

Internos

Ampliar Ambito de Políticas de

Responsabilidad Social

Satisfaction de Clientes

Afianzar la imagen de laempresa

Financiera

Maximizar MargenComercial

Asegurar SostenibilidadFinanciera

Reducción del Riesgo

Perspectiva Objetivos Estratégicos

MAPA ESTRATEGICO

Optimizacion de Procesos Asociados a la Produccion


5.2 Diseño del Cuadro de Mando

El Balanced Scorecard (BSC) es una herramienta de medición que permite relacionar los procesos y las actividades de negocios con los objetivos estratégicos de la organización.

Es un modelo de gestión que permite traducir la visión de la empresa, expresada a través de su estrategia, a términos de objetivos específicos e indicadores de gestión.

Constituye además una herramienta de control que permite evaluar en qué medida se están logrando los objetivos estratégicos planteados, desde cuatro perspectivas, comentadas en el ítem anterior:

Perspectiva Financiera: se busca valorar los resultados de la estrategia medidos en función de los resultados económicos y sirven de enfoque para los objetivos e indicadores en todas las demás perspectivas.

Perspectiva del Cliente: Se identifican clientes y segmentos de mercado donde la empresa desea competir. En el caso de la EGE San Gabán considera con igual importancia a la comunidad dentro de una perspectiva de responsabilidad social.

Perspectiva del Proceso Interno: atención a todos los procesos que son claves para la realización de la estrategia y que constituyen el “core” del negocio.

Perspectiva de Aprendizaje y Crecimiento: proporciona la infraestructura que permite que se alcancen los objetivos de las otras perspectivas, siendo la expresión de la capacidad estratégica empresarial para impulsar el logro de los objetivos indicados.

El BSC es una herramienta de gestión importante en el proceso de desarrollo del plan estratégico, así como para monitorear los avances que se vayan alcanzando.

Cuadro Nº 34 Indicadores XYZ San Gabán


5.3 Seguimiento del Plan Estratégico

Si bien el trabajo efectuado en el diseño del Cuadro de Mando Integral de la empresa proporciona un conjunto de indicadores de gestión relevantes sobre la marcha de la empresa y la implementación – ejecución de las estrategias, un sistema de monitoreo y control de gestión estratégico implica el planteamiento de lineamientos de seguimiento que faciliten el proceso de evaluación del Plan, lo que proporcionaría a la plana gerencial la toma de decisiones oportuna.

Un paso previo al proceso de monitoreo - control – evaluación del Plan Estratégico requiere que una vez que el equipo directivo de SAN GABAN S.A. haya aprobado el plan estratégico corporativo, se debe delinear y llevar a la práctica una estrategia de comunicación de dichos planes, que permita a la entidad difundirlos entre los grupos de interés internos y externos relevantes. Esto es no solo cubrir mediante el despliegue efectivo la internalización del personal de su rol en llevar adelante las estrategias que les correspondan sino el irradiar hacia la propia comunidad y demás grupos de interés (como las entidades del sector y los entes reguladores del estado).

Esta estrategia de internalización del planteamiento estratégico empresa tiene una base en la Comunicación efectiva del Plan, más que su difusión o distribución. La diferencia estriba en que una Comunicación efectiva implica el “entendimiento” – “aceptación” del personal de las estrategias (en cuya formulación han tenido una participación activa), que a su vez posibilitará el verdadero compromiso con el cumplimiento y logro de los objetivos empresariales en todos los niveles en lo que tengan que desempeñar sus roles los trabajadores de la EGE SAN GABAN. Este es el denominado proceso de “internalización” del plan, es decir que los trabajadores lo hagan “suyo”.

En lo que corresponde a la metodología de seguimiento esta debe de ser mensual a nivel del despliegue funcional y operacional. Esto es hacer una evaluación del nivel de cumplimiento – logro mensual de las metas de los Objetivos – Estrategias funcionales y de la ejecución correspondiente al Presupuesto Operativo del mes indicado. Esta evaluación consecuentemente debe de ser sistematizada a nivel de cada Gerencia funcional y consolidada para su presentación a la Gerencia General, quién además contará con el Cuadro de Mando Integral (BSC) con los indicadores a nivel empresa.

Se sugiere que la integración de la información de evaluación se presente de manera trimestral al Directorio para facilitar el adecuado seguimiento del Plan, así como la información que tenga que presentare al sector y a los organismos reguladores. En lo referente a la información a ser reportada, lo correspondiente a la evaluación del BSC será eminentemente cuantitativa, no así la evaluación de todas las metas del Plan Estratégico, por cuanto algunas de ellas tienen un carácter anual, debiendo de comentarse y fundamentarse el nivel de avance apreciado en cada una de los objetivos estratégicos y estrategias evaluadas.

El proceso anteriormente descrito es eminentemente formal, por lo que debe de ser reforzado con la generación de una metodología de trabajo participativa; esto es realizar la evaluación y la correspondiente retroalimentación en cada nivel directamente entre el responsable del área y los profesionales a cargo de tal manera que se genere un proceso “cultural” de permanente internalización del planteamiento estratégico de la empresa. Así la discusión participativa no solo se circunscribe al período formal de planeamiento sino es un ejercicio continuo de la gestión organizacional.

Se plantea en resumen la formalización de una mecánica de reuniones trimestrales a nivel de las gerencias y sus colaboradores en la modalidad de Taller de trabajo a


efectos de discutir los resultados obtenidos en el seguimiento del Plan Estratégico y facilitar el proceso de toma de decisiones colegiado.

A manera de recomendación se sugiere la integración de los indicadores de gestión que actualmente se utilizan en la empresa como parte del proceso de control y seguimiento del Sistema de Gestión Integrado con la finalidad de que a partir del Planeamiento Estratégico se vayan incorporando y priorizando los diferentes indicadores que normalmente vienen reportándose. De esta manera a partir de la próxima revisión del Plan Estratégico todos los indicadores deberían estar integrados.


2009 2010 2011 2012 2013

ROA Utilidad Operativa/Activo Total % 5.63% 8.59% 7.45% 6.66% 4.04%

ROE Utilidad Neta/ Patrimonio % 6.93% 6.84% 5.96% 5.96% 2.47%

Eficiencia de saldo de cajaFlujo de caja operativo / Ingresos operativos % 19.36% 29.89% 20.35% 31.18% 35.67%

Margen Bruto Utilidad Bruta / Ingresos Brutos % 37.68% 50.89% 57.84% 57.84% 57.84%

Nivel de Satisfaccion de Gliente % 90.00% 90.00% 90.00% 90.00% 90.00%

Disponibilidad de unidades de generación

D = (1-(HP+HF)/(HT*N))*100 D = Disponibilidad

HP = Horas de paradas programadas de los Grupos.

HF = Horas de parada forzada de los grupos. HT = Horas totales del período (Ejem. Para el

2001=8760 hrs)N = Número de unidades de Generación

% 97.00% 97.94% 90.00% 75.00% 69.00%

Desconexiones forzadas de unidades de generación

DF = ND/(N*12)

DF = Índice de desconexiones forzadasND = Número de desconexiones

N = Número de unidades de generación

0.131% 0.131% 0.137% 2.810% 4.491%

Indice de Fallas de la Linea Transmision

I = N/(L/100)

I = Índice de fallasN = Número de fallas en las Líneas de

TransmisiónL = 320 Km. (Longitud total de las líneas)

0.04% 0.04% 0.04% 0.86% 1.37%

Factor Planta Energía Producida / (Potencia Efectiva*Horas del Periodo)

% 66.93% 68.58% 57.84% 72.42% 78.03%

Gastos Administrativos Gasto Administrativo / Ingresos Brutos % 7.84% 8.71% 10.35% 8.84% 8.84%

Costos de Producción Costos de Producción / Ventas % 62.00% 42.00% 49.00% 42.00% 42.00%

Gastos Comerciales Gastos Comerciales / Ventas % 3.45% 2.90% 3.45% 2.95% 2.95%

Costos de Planeamiento Costos de Planeamiento / Ventas %

Avance Programa de Responsabilidad Social

% de Avance de de Plan RSE % 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

Ampliacion Ambito Cobertura de Politicas de RSE

% de Avance de Modificacion Ambito de Cobertura de Plan RSE

% 100.00%

2.2 Mejorar la Internalizacion de los valores de la empresa y la cultura de responsabilidad social

Avance Programa de Sensibilizacion Codigo de Etica

% de Avance de programa de Sensibilizacion Codigo de Etica

% 100.00%

Avance de Diseño e Implementacion de Estrategias

de Comunicación

% de Avance de Estrategias de Comunicación

% 50.00% 100.00%

Difusion de Logros x Actividad Relevante

Nro de Actividades/Actividades Difundidas X 100

% 97.00% 98.00% 9800.00% 99.00% 99.00%

solicitudes atendidas a publico por Ley de transparencia

Cantidad de solicitudes/Cantidad de solicitud atendidas acumuladas x 100

% 97.00% 98.00% 9900.00% 100.00% 100.00%

evaluacion (FONAFE) del cumplimiento de portal de

transparenciaEscala porcentual de medicion Fonafe ratio 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

4.1 Implementacion de Herramientas para Control de la Gestion

Grado de cumplimiento de la Implementacion de

Herramientas de Gestion

% de Avance de Programa de implementaciones

% 25.00% 50.00% 100.00%

4.2 Optimizar y Estandarizar Procesos

Certificaciones internacionales - Grado de Avance % = Nro. de Acciones Desarrolladas/ Nro. de Acciones previstas por la Norma.

4.3 Programa de Investigacion, Desarrolllo e innovacion

Avance de Programa de Investigacion desarrollo e

innovacion % de Avance de Programa % 50.00% 100.00%

4.4 Desarrollo de Proyectos Hidricos y Modernizacion Proceso de Produccion

Eficiencia en InversionesAcumulado del avance porcentual ponderado ejecutado en cada proyecto, redondeado a 2 decimales

% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

5.1 Desarrollar programas para fortalecer la cultura organizacional

Avance de Programa % de Avance de Programa % 100.00%

5.2. Implementar programas de integracion

% porcentaje de Avance de Programa

% de Avance de Programa % 100.00%

5.3 Promover el desarrollo, profesional orientado al mediano y largo plazo


% de Avance de Programa % 50.00% 100.00%

5.4 Implementar un programa de investigacion, desarrollo e innovacion


% de Avance de Programa % 25.00% 50.00% 100.00%

0.04% 0.46%

Objetivo Estratégico San

Gaban S.A.

Objetivos Especificos de San Gaban S.A.

Indicador Forma de CalculoUNIDAD DE

MEDIDA

1. Lograr la Mejor Rentabilidad y

Valor, gestionando eficientemente los

Recursos

Aprendizaje y crecimiento

5. Fortalecer la Cultura

Organizacional, la integracion y el desarrollo del

personal

Reforzar los valores, la comunicación y el

Desarrollo del Personal

Promover la transparencia en la

gestión de las Empresas del

Holding y Encargos

3. Fortalecer una Gestion

Empresarial eficiente y

transparente

4. Promover el Crecimiento y optimizar los

procesos internos

2.1 Mejorar y ampliar Ambito de Cobertura de Políticas de Responsabilidad Social orientadas a gestionar proyectos sostenibles en el mediano y largo plazo

2. Fortalecer el Desarrollo

Empresarial con Responsabilidad Socio-ambiental

3.1 Implementar Estrategias de comunicación y Actividades de Proyeccion

0.46%Ingreso Financieros / Ingresos por Ventas

%porcentaje de perdida por

diferencia de cambio1.2 Reducir la exposicion al riesgo financiero

0.93% 0.49%

CUADRO DE MANDO INTEGRAL SAN GABAN S.A. 2009 - 2013

Meta

PerspectivaObjetivo

Estratégico FONAFE

1.3 Maximizar el Margen Comercial

1.1 Asegurar una rentabilidad sostenibie que genere valor para la empresa

Financiera

Proceso Interno

Generar valor mediante la gestión eficiente de las Empresas del Holding y Encargos

Fortalecer la Imagen de la Corporación FONAFE

Cliente

Fortalecer la Actividad

Empresarial del Estado

1.4 Optimizar la Gestion de Costos y Gastos

3.2cumplir con la Ley de Transparencia

(%)*5

1

PiTCi

CSiGSC ∑=


VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

1) El énfasis en la Actualización del Planeamiento Estratégico se ha centrado en la determinación de un planteamiento que establezca con claridad el desarrollo de una perspectiva financiera que viabilice los esfuerzos de la gestión en términos de superar el peso del pago de la deuda y la necesidad de obtención de los flujos de financiamiento necesarios para la sostenibilidad de la rentabilidad y operatividad óptima de la Central en los próximos 5 años así como el horizonte de proyectos de inversión que sustenten el crecimiento de la empresa en el largo plazo.

2) La estrategia genérica de la Empresa San Gabán S.A., efectuado el Análisis

estratégico respectivo, corresponde a una estrategia defensiva, debido a que tiene una posición competitiva débil en un sector estable (Sector eléctrico). Por lo tanto, de acuerdo al análisis FODA efectuado a partir de los resultados de las matrices EFE y EFI, la empresa debe desarrollar un conjunto de estrategias que defienda su posición estratégica y la generación de valor consecuente.

3) Bajo la estrategia defensiva recomendada en el horizonte de planeamiento de

la empresa (al 2013), y considerando las perspectivas del Cuadro de Mando integral, se han formulado los siguientes objetivos estratégicos corporativos:

a. Lograr la Mejor Rentabilidad y Valor, gestionando eficientemente

los Recursos b. Fortalecer el Desarrollo Empresarial con Responsabilidad Socio-

ambiental c. Fortalecer una Gestión Empresarial eficiente y transparente d. Promover el Crecimiento y optimizar los procesos internos e. Fortalecer la Cultura Organizacional, la integración y el desarrollo

del personal

4) En el mapa de comportamiento de los grupos de interés de la empresa se observa que los grupos de interés pertenecientes al sector público son percibidos por San Gabán como no favorables a la empresa, siendo la SUNAT, la Contraloría y CONSUCODE los que generan mayor descontento en la empresa. La única excepción es CONASEV, el cual es visto de forma favorable por la empresa.

En cambio, los grupos de interés pertenecientes al sector privado son percibidos en su mayoría como favorables a la empresa, en especial los potenciales inversionistas y los proveedores. Dentro del sector privado los competidores y la comunidad son considerados como no favorables a la empresa, en el caso de esta última, debido a que San Gabán no ha logrado proyectar una imagen de compromiso con la sociedad.

5) En el plano interno se percibe una gestión relativamente efectiva que ha permitido la obtención de resultados favorables para la organización hacia fines del ejercicio del 2008; sin embargo, es necesario reforzar la gestión de costos y el nivel de integración del personal, por lo que es recomendable impulsar una política de alineamiento y optimización de procesos a todo nivel, así como el involucramiento efectivo de las personas y la mayor coordinación entre las diferentes áreas de la empresa.


6) Es necesario impulsar la generación de una metodología de trabajo participativa; esto es realizar la evaluación de la ejecución del planeamiento estratégico y la correspondiente retroalimentación en cada nivel directamente entre el responsable del área y los profesionales a cargo de tal manera que se genere un proceso “cultural” de permanente internalización del planteamiento estratégico de la empresa. Así la discusión participativa no solo se circunscribe al período formal de planeamiento sino es un ejercicio continuo de la gestión organizacional.

7) Se plantea en resumen la formalización de un comité de implementación de la herramienta Balanced scorecards, el mismo que se encargara mediante reuniones trimestrales que involucren a las gerencias y sus colaboradores en la modalidad de Taller de trabajo a efectos de discutir los resultados obtenidos en el seguimiento del Plan Estratégico y facilitar el proceso de toma de decisiones colegiado.


ANEXOS

Anexo I: Cartera de Proyectos

Documents

Plan Estratégico Institucional Estrategico... · 1.1 Contexto del proceso de planeamiento realizado ... dicho 10% se lista en la Bolsa de ... situada en la cuenca del río San Gabán,