matriz estratégica

• Matriz Estratégica. Principales indicadores.

• Acciones del Plan Operativo y Visión 2015 – 2020.

Mapa Estratégico

VISIÓN, MISIÓN DE ENOSA

FIN

AN

CIE

RO

CLI

ENTE

S Y

GP

SIN

TER

ESP

RO

CES

OS

PER

SON

AS

OE 1: Maximizar lacreación de valor

económico.

OE 2: Crear valor social enla empresa

OE 3: Mejorar la imagenempresarial

OE 4: Mejorar los procesos de gestión interna yGobierno Corporativo

OE 5: Fortalecer la gestión del talento humano

EntornoRegional

EntornoRegulatorio

NuevoRol

Matriz Estratégica

Meta2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

ROE % 7,27 13,13 11,45 11,66 12,21 12,76 13,02 13,39

ROA % 7,27 13,13 11,45 11,66 12,21 12,76 13,02 13,39

Liquidez Ácida % 0,44 0,51 0,56 0,57 0,57 0,58 0,59 0,59

Margen de Ventas % 6,47 9,53 10,30 10,37 10,37 10,36 10,12 9,89

Reducción de Inventarios % 30,04 -0,32 3,05 4,09 4,29 4,00 3,95 3,95

Inc. de las Ventas % 2,42 13,60 5,36 8,66 6,77 7,25 7,83 10,23

Pérdidas Totales % 11,77 11,45 10,84 10,29 10,10 9,91 9,74 9,58

Indicador Unidad Real Proyección

Perspectiva Finaciera

Matriz Estratégica 2

Meta2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Implementación delPrograma deResponsabilidad SocialEmpresarial

% 75,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00

Gestión de Reclamos % 3,14 4,75 4,29 4,23 4,15 4,07 3,99 3,91

SAIDI Número 21,23 23,08 19,80 18,50 17,20 16,34 15,52 14,75

SAIFI Veces 14,14 11,08 9,60 9,00 8,50 8,25 7,83 7,44

Inversión en Capacitación % 0,08 0,11 0,12 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13

Mejora de Competencias % 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00

Proyección

Clientes y Grupos de Interes

Perspectiva Aprendizaje

Perspectiva Procesos Internos

Indicador Unidad Real

Acciones Programadas: Optimizar el programa de venta eficiente.

Cumplimiento de la Directiva deAusteridad FONAFE.

Garantizar la generación de las CentralesHidráulicas.

Controlar el avance de proyectos deinversión.

Iniciativas Estratégicas: Plan comercial de venta eficiente Programa de reducción de gastos. Cumplir con el Plan de Inversiones. Cumplir con el Plan de Mantenimiento y

Operación. Cumplir el Plan de Control y Reducción de

Pérdidas de Energía.

Incremento del patrimonio con 10 obrasconsiderables del MEM.

ROE

DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015

Utilidad Neta 13,3 12,9 11,0 14,5 51,6Patrimonio año Anterior 450,6 450,6 450,6 450,6 450,6Utilidad Neta en el Período 13,3 26,2 37,1 51,6 51,6Patrimonio Año Anterior en el Período 450,6 450,6 450,6 450,6 450,6

EVOLUCION DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015

ROE (trimestral) 3,0 2,9 2,4 3,2ROE del Período Acumulado 3,0 5,8 8,2 11,5

PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOS

DESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020

RENTABILIDAD PATRIMONIAL (ROE) % 11,7 12,2 12,8 13,0 13,4VARIACIÓN ANUAL (Puntos Porcentuales) 0,5 0,7 0,6 0,9

ACUM

11,5

MillonesS/.

%

ROA


Utilidad Operativa 13,3 12,9 11,0 14,5 51,6Total Activo al Cierre del Año Anterior 450,6 450,6 450,6 450,6 450,6Utilidad Operativa en el Período 13,3 26,2 37,1 51,6 51,6Total Activo al Cierre del Año Anterior en el Período 450,6 450,6 450,6 450,6 450,6

EVOLUCIÓN DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015

ROA (trimestral) 3,0 2,9 2,4 3,2ROA del Período Acumulado 3,0 5,8 8,2 11,5



RENTABILIDAD OPERATIVA (ROA) 11,7 12,2 12,8 13,0 13,4VARIACIÓN ANUAL (Puntos Porcentuales) 0,6 0,5 0,3 0,4

%

ACUM

11,5

MillonesS/.

%

Iniciativas Estratégicas:

Plan comercial de venta eficiente. Ampliaciones por demanda.

Acciones Programadas: En operación contratista para atender

demandas que requieran pequeñasampliaciones (primaria y secundaria).Evaluación de la demanda de los

clientes importantes.Negociación de potenciales clientes

libres.Seguimiento de los ejes de desarrollo.Atender nuevas demandas priorizando

a aquellos que son más rentables.

Incremento de venta


Ventas Totales (AT y MT y BT) 350 335 315 330Ventas Totales (AT y MT y BT) en el Período 350 685 1 000 1 330


Ventas Totales (AT y MT y BT) 6,1 8,6 4,1 1,2Ventas Totales (AT y MT y BT) en el Período 6,1 7,3 6,3 5,4

PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOSDESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020

Incremento de la Venta de Energia (Cantidad) GWh 1 445 1 543 1 654 1 784 1 967Incremento de la Venta de Energia (Porcentual) % 8,7 6,8 7,2 7,8 10,2

ACUM % 5,4

GWh 1 330

Pérdidas de transmisión


Energía Comprada 392,64 375,96 354,23 369,991 492,83Energía Pérdida en Transmisión 9,70 9,36 8,92 9,29 37,27Energía Comprada en el Período 392,64 768,61 1 122,84 1 492,833 776,92Energía Pérdida en Transmisión en el Período 9,70 19,05 27,97 37,27 93,99


Meta Indice de Pérdidas de Energía en Transmisión (Trimestral) 2,47 2,49 2,52 2,51Meta Indice de Pérdidas de Energía en Transmisión (Acumulado) 2,47 4,96 7,48 9,99



PÉRDIDAS DE ENERGÍA TOTALES DE TRANSMISIÓN * % 2,64 2,61 2,58 2,55 2,52-0,03 -0,03 -0,03 -0,03

* Se han considerado las Pérdidas Totales (Pérdidas de Distribución + Pérdidas de Transmisión ) referidas al Total de Energía Comprada y Generada.

GWh

%

ACUM

9,99

VARIACIÓN ANUAL (Puntos Porcentuales)

Pérdidas de distribución


MWh Comprados 381,06 364,66 343,49 358,71 1 447,93MWh Pérdidos en Distribución 33,16 31,70 29,83 31,22 125,90MWh Comprados en el Período 381,06 745,73 1 089,22 1 447,93 1 447,93MWh Pérdidos en Distribución en el Período 33,16 64,86 94,68 125,90 125,90


Meta Indice de Pérdidas de Energía en Distribución (Trimestral) 8,70 8,69 8,68 8,70Meta Indice de Pérdidas de Energía en Distribución (Acumulado) 8,70 8,70 8,69 8,70



PÉRDIDAS DE ENERGÍA DISTRIBUCIÓN * % 8,67 8,46 8,26 8,07 7,89-0,21 -0,20 -0,19 -0,18


ACUM

GWh

% 8,70



Plan de reducción de pérdidas de energía.

Acciones Programadas:

Continuar con las visitas de coordinación,capacitación y seguimiento al plan de trabajo enlas Unidades de Negocio.

Continuar con la aplicación de Estrategias parala reducción de Pérdidas denominadas: FrenteMasivo y Frente Puntual.

Ejecutar la revisión de 200 suministros en lasUNs. Piura, Sullana y Alto Piura en el primersemestre del año 2015.

Continuar con los operativos anticlandestinaje ycon la labor de venta de energía en lamodalidad de provisional colectivo en las zonascon alto índice de hurto de energía.

Continuar la revisión de los sistemas demedición de AP y su correcto registro en elbalance de energía.

Pérdidas Totales


MWh Comprados 392,64 375,96 354,23 369,99 1 492,83MWh (P.Dist + P.Trans) 42,85 41,06 38,74 40,51 163,17MWh Comprados en el Período 350,93 694,78 1 022,20 1 360,65 1 360,65MWh (P.Dist + P.Trans) en el Período 38,13 75,36 110,81 147,44 147,44


Meta Indice de (P.Dist + P.Trans) (Trimestral) 10,91 10,92 10,94 10,95Meta Indice de (P.Dist + P.Trans) (Acumulado) 10,87 10,85 10,84 10,84



PÉRDIDAS DE ENERGÍA TOTALES (P.Dist + P.Trans) * % 10,29 10,10 9,91 9,74 9,58-0,19 -0,18 -0,17 -0,16



ACUM

GWh

% 10,84

Gráfico evolución de pérdidas de distribución

Fuente: Balance de energía de ENOSA

El indicador de Pérdidas de Energíapara el periodo comercial deDiciembre 2014 es de 8,90%,registrándose un decremento de0,40 puntos porcentuales encomparación con el periodocomercial de Diciembre 2013(9,30%).

Recupero de energía

Inversión:2013 = s/. 5,450,0862014 = s/. 4,970,690

Saidi


Ampliación de Generación Hidráulica/Respaldo de sistema distribución anexo.

Ampliación de sistema de transmisión. Mejorar la confiabilidad de instalaciones y

del servicio. Mejorar selectividad, sectorización de

fallas y reducción de clientes afectados. Planificación óptima de intervenciones con

interrupción del servicio. Gestión eficaz de solicitudes de fuerza

mayor. Optimización de recursos y programación

de mantenimiento. Contar con los profesionales mínimos

necesarios para la gestión.

Acciones Programadas:

Seguimiento del plan de acción


SAIDI Horas 5,65 3,35 5,59 5,21 19,8


SAIDI (del Mes) Horas 5,65 3,35 5,59 5,21SAIDI (Acumulado) Horas 5,65 9,00 14,60 19,80



SAIDI Horas 18,50 17,20 16,34 15,52 14,75-1,30 -0,86 -0,82 -0,78VARIACIÓN ANUAL (Horas)

19,80

Saifi


SAIFI Veces 3,0 1,7 2,0 2,9 9,6


Meta SAIFI (del Mes) Veces 3,0 1,7 2,0 2,9Meta SAIFI (Acumulado) Veces 3,0 4,8 6,7 9,6


SAIFI Veces 9,0 8,5 8,2 7,8 7,4-0,5 -0,3 -0,4 -0,4

9,6

VARIACIÓN ANUAL (Veces)


Venta eficiente analizando el factor de calificación horario del cliente:

La propuesta es ordenar el uso de potencia en la hora punta, manteniendo la

calificación del cliente.

Ingreso de los clientes mayores y monitoreo de la potencia que demanda el primer

mes.

Continuar el plan de Ventas de puestas a tierra y diferenciales, hemos instalado 2 802

puestas a tierra, el año 2014 y para el año 2015 se han proyectado 5 432.

Atender la demanda potencial.

Programas de Desarrollo de Nuevos Suministros en la Frontera Energética.

Programas y Mejora de Uso Energético Rural.

Incremento de consumo per cápita, gestión para la atención de la carga de Bayovar y

seguimiento de la modernización de la refinería de Talara.

Planes y programa de Ventas

Demanda Potencial

Actualizar CAP

PLAN DE GESTIÓNPOR COMPETENCIAS

Garantizar que loscolaboradores seencuentren alineados allogro de los objetivosestratégicos de laempresa.

PLAN DECAPACITACIÓNEnseñanza-Aprendizaje-Aplicación, quecoadyuven a motivar,actualizar, perfeccionar,especializar eldesempeño presente yfuturo de loscolaboradores.

Demanda Potencial1

Actualizar CAP

PLAN DECAPACITACIÓNEnseñanza-Aprendizaje-Aplicación, quecoadyuven a motivar,actualizar, perfeccionar,especializar eldesempeño presente yfuturo de loscolaboradores.

Demanda Potencial2

Actualizar CAP



Demanda Potencial3

Actualizar CAP



Se identifican 04 ejes de desarrollo regional:

1. Tumbes

2. Sullana-Paita-Talara

3. Piura – Sechura - Costa de Morropón

4. Ayabaca – Sierra de Morropón

Eje Integración Perú – Ecuador - Brasil

Cifras de la Región

El gobierno mediante la R.M. N°203-2013-MEM/DM aprobó elPlan de Acceso Universal a la Energía 2013 – 2022(28/05/2013).

• Este busca sistematizar los programas de acceso a laenergía para la población de menores recursos.

• En este plan se establecen:• Lineamientos de política.• Recursos para la implementación.• Mecanismos a utilizarse.• Proyectos específicos.

Entorno regulatorio

El 2015 y 2016 son “años de medición” para la fijación del VNR 2016 y elVAD 2017.Estrategias:

- Actualizar activos e inventarios; liquidaciones y activación de obras.- Mejorar condiciones temporales de contrato para labores demantenimiento y comerciales.

Adicionalmente se encuentran ejecución los procesos regulatorios:• Determinación de los porcentajes de Costos de Operación y

mantenimiento de transmisión (COyM) de aplicación en mayo 2015 a abril2021.

• “Fijación de los Costos de Conexión Eléctrica e importes de Corte yReconexión” para su aplicación del 2015 al 2019.

Entorno regulatorio

Nuevo Rol

Nuevas TecnologíasEficiencia de Gestión

Nuevo Sistema GIS

Responsabilidad Social

Nuevo Sistema Scada

Ejes de Desarrollo

DESARROLLO HUMANO

Proyectos de InversiónUsos Productivos

Desarrollo Humano

Desarrollo Humano0

Desarrollo Humano1

SITUACIÓN DEL PERSONAL EN CAP

CONDICIÓN CAPAPROBADO

CAP PLANILLAACTUAL

CAPPROPUESTO

Planilla 234 221 272

Vacantes 0 13 0

Ingresos Judiciales 0 23 0

Total 234 257 272

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Enosa 1,338 1,432 1,563 1,699 1,821 1,894 1,715Emp Dist Cañete 1163 1070 1108 1076 1,241Luz del Sur 1181 1195 1238 1238 1,172Edelnor 1782 2017 2080 1982 2017

BENCHMARKING DE NUMERO DE CLIENTES POR TRABAJADOR

Cliente / Trabajador

ÁREA 00 días 01 a 30 días 31 a 60 días 61 a más Total1.- G. Regional 3 16 4 3 24 1.1.-Control Interno 1 12.- G. Adm. Y Finanzas 2 21 7 1 323.- G. Comercial 6 23 5 2 364.- G. Técnica 20 25 455.- Tumbes 3 12 7 2 236.- Talara 1 13 1 157.- Sullana 10 16 278.- Paita 19 199.- Alto Piura 6 8 1 1510.- Bajo Piura 5 1 7

Total 51 159 26 8 244

Porcentaje 20,90% 65,16% 10,66% 3,28% 100,00%

VACACIONES PENDIENTES AL 27/01/2015

RANGO DE VACACIONES PENDIENTES

Cargo Ubicación Fecha vacancia Estado delproceso

Asistente Legal Comercial PIURA 30/07/2013 Por definir

Técnico Elect. Ctrol de Pérdidas PIURA 31/08/2013 Por definir

Técnico Elect. De Mediciones PIURA 28/05/2014 Por definir

Supervisor de Clientes Mayores PIURA 30/05/2014 Concluido

Jefe Tarifas y Contratos PIURA 01/01/2015 Pendiente

Jefe Unidad Transmisón PIURA 01/01/2015 Pendiente

Supervor de Sistemas T.I. PIURA 16/12/2014 Pendiente

Supervisor de Calidad de Producto PIURA 16/12/2014 Pendiente

Supervisor de Clientes Mayores SULLANA 19/05/2014 Concluido

Supervisor Mant. UU.NN. SULLANA 25/02/2014 Concluido

Supervisor Control de Pérdidas TUMBES 02/05/2014 Concluido

Supervisor Mantenimiento Alumbrado Público TUMBES 02/08/2014 En curso

Supervisor Mantenimiento de Unidad de Negocio TUMBES 27/08/2014 En curso

PLAZAS VACANTES

Eficiencia de Gestión

ENOSA y el equipo impulsor de laDirección Regional de Educación,elaboraron una Guía Matriz comomanual para las sesiones didácticasy de aprendizaje.

Programa inédito y primero en elpaís que apunta en el horizonteeducativo a largo plazo.

ENOSA y el equipo impulsor de laDirección Regional de Educación,elaboraron una Guía Matriz comomanual para las sesiones didácticasy de aprendizaje.

Programa inédito y primero en elpaís que apunta en el horizonteeducativo a largo plazo.

Lograr en la población estudiantil (primaria y

secundaria) de Tumbes, actitudes y

comportamientos sostenidos en el tiempo; que

reflejen una cultura de seguridad y uso eficiente de

la energía eléctrica tanto en la vía pública como al

interior de las viviendas; en forma individual y

colectiva; con impacto positivo en incidentes,

cuidado del medio ambiente, mediante la inserción

de curso formal en el currículo regional de

enseñanza básica regular.

Lograr en la población estudiantil (primaria y

secundaria) de Tumbes, actitudes y

comportamientos sostenidos en el tiempo; que

reflejen una cultura de seguridad y uso eficiente de

la energía eléctrica tanto en la vía pública como al

interior de las viviendas; en forma individual y

colectiva; con impacto positivo en incidentes,

cuidado del medio ambiente, mediante la inserción

de curso formal en el currículo regional de

enseñanza básica regular.

Eficiencia de Gestion2

Desarrollar capacidades y competencias para una cultura de prevenciónen el buen uso de la energía eléctrica.En el 2014 se logró capacitar a 621 profesores y 10 850 alumnos de 11instituciones educativas de Tumbes.Para el 2015 se proyecta alcanzar 392 centros educativos, 3 549docentes y 52 305 alumnos para Tumbes. Así mismo en Piura se prevécapacitar a 10 000 alumnos y 685 profesores, correspondiente a 80colegios.

Desarrollar capacidades y competencias para una cultura de prevenciónen el buen uso de la energía eléctrica.En el 2014 se logró capacitar a 621 profesores y 10 850 alumnos de 11instituciones educativas de Tumbes.Para el 2015 se proyecta alcanzar 392 centros educativos, 3 549docentes y 52 305 alumnos para Tumbes. Así mismo en Piura se prevécapacitar a 10 000 alumnos y 685 profesores, correspondiente a 80colegios.

Región Alumnos ProfesoresTumbes 52 305 3 549Piura 10 000 685Total 62 305 4 234

GIS

• Diciembre 2014 Contrato adquisición de licenciasdel Software Smallword (US$ 355 613,44 Distriluz,incluye el licenciamiento).

• El 26.12.2014 se instaló la licencia del ElectricOffice Base, en los servidores de IBM (housing deDistriluz), en etapa de prueba, hasta el 19.03.2015;permitirá centralizar información.

• Se tiene previsto culminar marzo 2015; el procesode consistencias de base de datos Maximus II(GIS).

• TIC corporativa culminará implementación del GIScon plataforma Smallworld, integrado con lossistemas SAP y NGC, en el plazo previsto junio del2016.

SCADA

Monto considerado para ENOSA S/.3 130,00Miles

Contact Center

Situación Actual:Se cumple con indicadoresOSINERGMIN ATNA y DTA

Pero falta Calidad de Atención

Debe mejorar lacoordinación con las áreas

técnicas

Falta implementarIndicadores de Gestión

Contact Center1

Objeto:

Mejorar la calidad y disponibilidad de los canales deatención para nuestros clientes.

Poner en valor la infraestructura y los Recursos Humanosdisponibles.

Reducir los costos de tercerización.

Cumplir con las Normas de Fiscalización de Osinergmin.

Oportunidad de Mejora:

Dentro de los atributos de la Encuesta CIER 2014, quemayor impactan en la satisfacción de nuestros clientes,tenemos al área de Atención al Consumidor.

Cronograma de Implementación:

El 15/02/2015, se tiene previsto que Enosa se integre alContact Center de Distriluz.

Telemetria

Telemetria1

Administración de la demanda y seguimiento del comportamiento de 250 clientesmayores y 120 puntos de medición de frontera (Puntos de compra, SET´s, CH, CT,

alimentadores)

Telemetria2

Detalle de Como se Trabaja la Telemedición

Telemetria3

Venta Eficiente

AP Led

Beneficios: Mayor vida útil, ahorro de Energía,reducción de costos de OyM, control de encendido yapagado, reducción de intensidad colectivo o individual.

Alcances del proyecto piloto:- Instalación de 10 puntos de iluminación LED de 30 W

en un circuito en zona residencial y con iluminaciónconvencional aledaña que permita la comparación detecnologías.

- La Urb. El Trébol forma parte de la obra“Remodelación de redes de distribución primaria ysecundaria en Piura”, a la fecha en etapa de replanteo.Se prevé la instalación de artefactos LED en elsegundo semestre del 2015.

Empresa a cargo : Microplus Germany Of Perú S.A.C.,por acuerdo con Distriluz y Enosa.

Descripción Valor Calculado Valor de NormaLuminancia media 0.4 cd/m2 No requerido para alumb. tipo IVIluminancia media 5.99 lux 2 a 5 lux

Automatización de la red

(*) Norma Técnica de Calidad de losServicios Eléctricos (11-10-1997)

Problemática en la Distribución• Energía dejada de vender por demora en la identificación, aislamiento

de las fallas y la restauración del suministro eléctrico.• Las pérdidas de energía eléctrica en las redes de distribución no son

óptimas.

Beneficios• Reducción de las penalidades causados por las interrupciones,• Aumenta los ingresos de la empresa de distribución,• Reduce los costo de operación y mantenimiento,

Enfoque de la Solución• Comunicación inalámbrica de alta velocidad, hace posible la

comunicación remota con los equipos de medición, control yprotección instalados en las redes de distribución.

Plan Propuesto• Identificar un circuito de distribución de alto impacto en los ingresos

de la empresa con las anomalías descritas.• Realizar un análisis profundo en el circuito de distribución por

nuestros técnicos expertos que proporcionarán una visión completade sus beneficios y resultados.

Cifras de la región

DESCRIPCION PERU PIURA TUMBES TOTAL

Supeficie (Km2) 1 285 216 35 893 4 669 40 562

Población estimada 31 151 643 1 844 129 237 685 2 081 814

PEA (miles personas) 16 142 898 (48,6%) 129 (54,3%) 514

Ingreso promedio mes (soles) 1 176 881 1 106 994

Población urbana 74,2% 93,2% 83,7%

Población rural 25,8% 6,8% 16,3%

Cobertura de salud (%) 65,5% 61,7% 68,7% 65,2%

Hogares con internet 22,1% 15,3% 18,7% 17,0%

Hogares con teléfono movil 82,0% 78,0% 89,3% 83,7%

Hogares con agua potable 82,5% 80,7% 80,2% 80,5%

Hogares con electricidad 92,1% 93,4% 98,1% 95,7%Fuente: www.inei.gob.pe/estadisticas

ENOSA

Cifras de la región

SISTEMAS DEMANDA MW(2015)

CRECIMIENTO(%)

Piura 82 6,7

Tumbes 41 5,4

Paita 41 5,3

Sullana 38 5,3

Alto Piura 21 4,2

Talara 12 3,0

Bajo Piura 12 6,7% Crecimiento con respecto al año anterior

LeyendaLínea 60kV existenteSET existenteAMT 22,9KV existente

Sector langostineroDM actual : 12 MW

LeyendaLínea 60kV existenteSET existenteAMT 22,9kV existenteLínea 60KV nuevaAMT 60kV nueva

MarinazulActual: 5 MWFuturo: 25 MW

Inversión estimada en 2 746 m US$; línea 60kV y SET

Sector langostineroDM actual : 12 MWAmp. Pozas: 85.7 km2DM : 120 MWProducción Intensiva;Quintuplica demanda

Hector BarrantesActual: 2,8 MWFuturo: 6,0 MW

Virazón 1,44 MWMarinazul 1,0 MW

Pacífico Azul 0,68 MWMacori 0,68 MW

Atisa 1,0 MWMarinazul 2,12 MW

Macori 1,0 MWMarinazul 2,5 MW

Inv. Silma 1,44 MW

Marinazul 2,3 MWSta. Isabel 0,5 MW

2015 2016 2017 2018 2019SET ZARUMILLA

1 Ampl. De SU de Inv. Silma - El Bendito 23 1,02 Ampl. De SU de Sta Isabel - Campo Géminis 23 0,53 Ampl. De SU de Marinazul - Campo Botón de Oro 23 0,3 0,5 0,5 0,5 0,5

0,3 2,0 0,5 0,5 0,5SET PUERTO PIZARRO

4 Ampl de SU de Virazón I y II 23 0,6 0,85 Ampl. De SU de Marinazul - Campo Paracas (2011) 23 0,5 0,56 Ampl. De SU de Marinazul - Campo Elanza 23 0,77 Ampl. De SU de Macori - Campo la Turula 23 0,58 Ampl. De SU de Atisa 23 1,09 Ampl. De SU de Marinazul - 4 campos ex-Inysa 23 0,6 1,510 Nvo. SU para Macori - Campo Los Manglares 23 1,011 Nvo. SU para Marinazul - Campo Buva Camaron 23 0,512 Nvo. SU para Marinazul - Pta. De congelados 23 2,013 Ampl. De SU de La Fragata - Planta de Hielo 23 1,0

1,7 9,6 - - -SET Tumbes1

14 Ampl. de SU de Pacífico Azul - Campo Pacífico 23 0,815 Nvo. SU para Marinazul - Campo Domingo Rodas I y II 23 5,0 2,0 2,0 8,0 8,0

5,0 2,8 2,0 8,0 8,0SET Zorritos

16 Ampl. De SU De Hector García B. Campo I y III 23 2,9 2,8 0,317 Ampl. De SU de Inv. Bahía Azul - Campo La Florida 23 0,4

3,3 2,8 0,3 - -Total 10,3 17,1 2,8 8,5 8,5Acumulado 10,3 27,4 30,2 38,7 47,2

DEMANDA (MW)ITEM DESCRIPCIÓN TENSION

kW

ADINELSA, dentro de su Plan de Inversiones entransmisión 2013 – 2017, ha manifestado:

Ampliación de 10 MVA SET Zarumilla, la incluirán en lareformulación presupuestal 2015, sin embargo de requerir laampliación de urgencia, disponen de un transformador depotencia de 25 MVA, 220/60/22,9 kV; actualmente en reserva.

Segunda Terna 60 kV Zorritos-Tumbes, proponen conectarTumbes, Zarumilla y Pto. Pizarro en 220kV, por la cercanía con lalínea de transmisión que va a Ecuador, instalando subestación de220/60 kV en el centro de carga y conectar en 60 kV, en sistemaanillo.

Sector EjidosPotencia actual : 12 MWProducción : Uvas y langostinos

Rapel

Ecoacuicola

LeyendaLínea de transmisión 60 kV existenteSubestación de potencia existenteAlimentador 22,9 Kv El

Pedregal

Sector EjidosDM : 12 MWAmp. Agrícola : 124,7 km2DM Proy. : 28 MWUvas y langostinos

LeyendaLínea 60kV existenteSET potencia existenteAMT 22,9kV existenteAMT 22,9KV nuevoLínea 60kV SET nuevos

Inversión estimada en 3 332 M US$;Línea 60kV (12,5km) y SET

Ecoacuicola 11,5 MW

CondominioRio Sol

0,25 MW

Rapel0,8 MW Agroindustrial Santa Angela 4,3 MW

Fundo Progreso 6 MW

Fundo El Algarrobo 2,12 MW

El Pedregal0,5 MW

INDICADORES Unidad Medida 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Clientes Número 313,091 335,031 365,834 397,662 426,011 443,232 466,365

Trabajadores Número 234 234 234 234 234 234 272

Energia Vendida MWh 803,017 849,568 990,513 1,089,985 1,116,396 1,261,978 1,329,566

Venta de Energia S/. Millones 227 236 289 331 364 470 487

Ingresos Totales S/. Millones 235 245 302 348 387 494 509

Costo de Servicios S/. Millones 70 78 97 99 114 136 131

Utilidad Operativa S/. Millones 27 24 24 38 38 70 79

Servicios Prestados Terceros S/. Millones 28 32 41 43 52 60 55

Ventas de Energia / Energía Vendida (precio medio) S/. / MWh 282.12 278.25 292.14 304.10 326.37 372.76 366.16

Ingresos Totales / Energía Vendida S/. / MWh 293.09 288.34 304.59 319.29 346.99 391.45 382.99

Costo de Servicios / Ingresos Totales % 29.8% 31.7% 32.2% 28.5% 29.4% 27.5% 25.6%

Costo de Servicios / Energia Vendida S/. / MWh 87.45 91.44 98.21 91.02 101.99 107.57 98.15

Serv. Prestados por Terceros / Energía Vendida S/. / MWh 34.82 37.93 41.43 39.35 46.22 47.28 41.20

Serv. Prestados por Terceros / N° Clientes S/. / Clientes 89.30 96.17 112.19 107.86 121.13 134.61 117.45

Utilidad Operativa / Energía Vendida S/. / MWh 33.50 27.79 24.27 34.77 33.82 55.37 59.24

Utilidad Operativa / Clientes S/. / Clientes 85.93 70.47 65.72 95.30 88.62 157.64 168.88

Clientes / Trabajador Clientes / Trabajador 1,338 1,432 1,563 1,699 1,821 1,894 1,715

INDICADORES

DATA EMPRESARIAL

ACCIONES PARA EL CONTROL DE GASTOS

Optimización en contrataciones referidas a asesoría legal. GC debe implementar plan de control de gastos de

actividades comerciales. Eficiencia en el gasto. Capacitación orientada a mejorar el rendimiento

especialmente en reincorporados. Seguimiento y exigencia para provisiones. Control de Órdenes de Trabajo Reforzar supervisión en campo: actividades comerciales y de

distribución. GC y GT deben llevar un control minucioso deliquidaciones.

Control estricto de gastos de caja chica, viáticos y fondos detrabajos.

El programa de inversiones 2015 comprende:

Proyectos de inversión

Proyectos de generación

Monto Porcentaje

(Miles S/.) (%)

Nuevos 2015 33 26,899 45%

Carry Over 2014-2010 39 33,202 55%

Total 72 60,100 100%

CantidadProyectos

Actividad Inversión2014

Porcentajepor Actividad

Administración 326 0.54%Distribución 46,588 77.52%Generación 6,176 10.28%Transmisión 7,010 11.66%

TOTAL 60,100 100.00%

Situación Actual:- Estado crítico por antigüedad.- Calidad de producto y hurto de energía en sectores

marginales.- Acelerado deterioro de redes de BT.Propósito:- Remodelación redes MT; BT y 29 SED’s precarias.- Mejorar la calidad del servicio.- Evitar el hurto de energía.

Resultados Esperados:- Remodelación de 63,53 km de RS y 6,0 km de RP.- Mejora de calidad de servicio y seguridad para 7,996

clientes.- Disminución de las penalizaciones y compensaciones por

interrupciones en el servicio.

Presupuesto estimado: MS/. 7 200,00

Situación del Proyecto: En firma de contrato estudiosde pre inversión.

INDICADORES ECONOMICOS

DESCRIPCIÓN Tasa deDescuento (%)

VAN(mil S/.)

TIR (%) Pay Back(años)

B/C

VALOR 12% 1,772.50 15.18% 13.2 1.76

SUSTENTO DE LA RENTABILIDAD

Número de clientes: 7,996.Monto de inversión: 7,200 Miles de S/. Consumo unitario mensual: 90.00 kwh-mes (Registro históricos del Consumo Unitario de últimos cinco

años de clientes en zonas similares) Tasa de crecimiento de consumo Unitario mensual: 2.00% (Registro históricos del Consumo Unitario de

últimos cinco años de clientes en zonas similares) Factor de carga: 0.49 (Directiva regional para proyectos MT y BT de ENOSA) Costo de operación y mantenimiento (% de la Inversión): Sin proyecto: 14.00% (Costos de operación y mantenimiento actuales) Con proyecto: 3.00% (Procedimiento Evaluación Económica Proyectos de DISTRILUZ).

Perdidas de Energía (% de Energía): Sin proyecto: 12.40% (Registro de pérdidas de energía alcanzada por Gerencia Técnica). Con proyecto: 7.70% (Resolución OSINERGMIN No.203-2013-OS-CD).

Tarifa de compra de energía: 0.1828 S/./kwh (Pliego tarifario de compra de energía de OSINERGMINmes Diciembre 2014) Tarifa de venta de energía: 0.4817 S/./kwh (Pliego tarifario de venta de energía de OSINERGMIN mes

Diciembre 2014)


Monto de inversión: 7,000 Miles de S/. Capacidad de Alimentadores: Sin proyecto: 66,550 kW (Capacidad de alimentadores asumida). Con proyecto: 133,100 kW (Capacidad proyectada de los doce alimentadores).

Demanda: 31,500 kW (Demanda proyectada de los doce alimentadores). Tasa de crecimiento demanda: 6.00% (Memoria Anual 2013) Costo de operación y mantenimiento (% de la Inversión): Sin proyecto: 6.00% (Costos de operación y mantenimiento actuales) Con proyecto: 3.00% (Procedimiento Evaluación Económica Proyectos de DISTRILUZ).


Tarifa de compra de energía: 0.1828 S/./kwh (Pliego tarifario de compra de energía de OSINERGMINmes Diciembre 2014) Tarifa de venta de energía: 0.3263 S/./kwh (Precio medio de venta de energía 2013-ENOSA)

Situación Actual:- La venta de energía en bloque, se realiza utilizando redes

secundarias y acometidas instaladas provisionalmente porlos usuarios.

- Con el tiempo esas instalaciones BT son altamenteinseguras.

- Dado al carácter provisional carecen de alumbrado público.Propósito:- Incorporar venta individual en estas instalaciones

provisionales.- Cumplir con las normas vigentes en distribución.Resultados Esperados:- 3842 nuevos clientes (271 en Piura, 673 en Sullana, 264

en Paita y 194 en Tumbes).- Redes definitivas y seguras.- Garantizar la calidad de servicio.Presupuesto estimado: MS/. 5 944,00

Situación del Proyecto: En elaboración de Perfil de PreInversión.


Número de clientes: 3,842.Monto de inversión: 5,944 Miles de S/. Consumo unitario mensual: 63.00 kwh-mes (Registro históricos del Consumo Unitario de últimos cinco

años de clientes en zonas similares) Tasa de crecimiento de consumo Unitario mensual: 3.00% (Registro históricos del Consumo Unitario de

últimos cinco años de clientes en zonas similares) Factor de carga: 0.42 (Directiva regional para proyectos MT y BT de ENOSA) Costo de operación y mantenimiento (% de la Inversión): 2.50% (Procedimiento Evaluación Económica

Proyectos de DISTRILUZ). Perdidas de Energía (% de Energía): 6.50% (Resolución OSINERGMIN No.203-2013-OS-CD). Tarifa de compra de energía: 0.1719 S/./kwh (Pliego tarifario de compra de energía de OSINERGMIN

mes Enero 2014) Tarifa de venta de energía: 0.4491 S/./kwh (Pliego tarifario de venta de energía de OSINERGMIN mes

Enero 2014)

Situación Actual:- Interrupciones del servicio eléctrico- Mala calidad; entre otros AMT de 47km con 35mm2.- Quejas de las autoridades y entidades afectadas.

Propósito:- Mejorar calidad, continuidad y confiabilidad del servicio en

sistema Cancas - Punta Sal.- Incrementar capacidad de oferta para la atención de nuevos

clientes.Resultados Esperados:

Reducción de compensaciones

Mejora de calidad, continuidad y confiabilidad del servicio

Incremento de la demanda como efecto colateral

Presupuesto estimado: MS/. 4 600,00Situación del Proyecto: En concurso para estudio definitivo.

INDICADORES ECONOMICOS

DESCRIPCIÓN Tasa deDescuento (%)

VAN(mil S/.)

TIR (%) Pay Back(años)

B/C

VALOR 12% 4,605 23.26% 7.22 1.29


Monto de inversión: 4,600 Miles de S/. Capacidad de Alimentadores: Sin proyecto: 6,000 kW (Capacidad actual del alimentador 55). Con proyecto: 12,800 kW (Capacidad proyectada del alimentador 55).

Demanda: Sin proyecto: 1,270 kW (Demanda actual de Alimentador 55). Con proyecto: 2,470 kW (Demanda proyectada del Alimentador 55, incluyendo la carga de 1,200 kW

del Hotel Decameron). Tasa de crecimiento demanda: 6.00% (Registro histórico de los últimos siete años de la demanda del

Alimentador 55) Costo de operación y mantenimiento (% de la Inversión): Sin proyecto: 5.00% (Costos de operación y mantenimiento actuales) Con proyecto: 3.00% (Procedimiento Evaluación Económica Proyectos de DISTRILUZ).


Tarifa de compra de energía: 0.1828 S/./kwh (Pliego tarifario de compra de energía de OSINERGMINmes Diciembre 2014) Tarifa de venta de energía: 0.3095 S/./kwh (Precio medio de venta de energía 2013-UN Tumbes)

Situación Actual:- Zona rural de Sullana, Piura y Ayabaca, cargas

dispersas superposición de AMT de SET Chulucanasy Quiroz.

- Mala calidad debido a gran longitud de AMT (> a1,500 km), interrupciones frecuentes y de altaduración, por dificultad en ubicar el origen de lasfallas, aislarlo y corregirlos.

Propósito:- Mejorar la calidad de servicio eléctrico de la zona

rural de Sullana, Piura y Ayabaca.- Interconectar la generación de la C.H. Quiroz y las

furas CC.HH. Culqui y Vilcazan.

Resultados Esperados:- Mejora calidad del servicio para 32,451 usuarios

domésticos y 149 usuarios agroindustriales.

- Atención de 12,219 nuevos clientes (61,097 habitantes)en los próximos 10 años, según PNER 2013-2022.

Presupuesto estimado: MS/. 32 670,00

Situación del Proyecto: En elaboración de estudios depre inversión.

Muchas Gracias

LiquidezAcida

Explicación:. Indicador muestra una mejora en el año 2015, debido a que se han considerado préstamos a largo plazo, lo cual haceque el pasivo corriente disminuye mejorando el indicador.LA=(Total Activo Corriente-Inventarios)/Total Pasivo Corriente


(Total Activo Corriente - Inventarios) 95,8 97,6 101,2 89,2 89,2Total Pasivo Corriente 177,4 191,0 163,9 160,1 160,1




LIQUIDEZ ÁCIDA % 0,6 0,6 0,6 0,6 0,60,0 0,0 0,0 0,0

Milllones

Liquidez Ácida % 0,5


0,5 0,6 0,6 0,6

ObrasMEM

FECHA VT (S/)1 SER Huancabamba - Huarmaca III Etapa 017-2014-MEM/DGER 20/01/2014 9 325 126,232 SER Chulucanas VI Etapa 390-2013-MEM/DGER 11/10/2013 8 232 329,323 SER Ayabaca VI Etapa 019-2014-MEM/DGER 20/01/2014 5 236 795,834 SER Santa Domingo - Chalaco IV Etapa 393-2013-MEM/DGER 11/10/2013 11 803 964,215 SER Santa Domingo - Chalaco III Etapa 407-2013-MEM/DGER 24/10/2013 3 905 776,826 SER Chulucanas V Etapa 391-2013-MEM/DGER 11/10/2013 9 782 623,087 SER Ayabaca IV Etapa 003-2014-MEM/DGER 06/01/2014 5 330 210,228 SER Huancamba - Huarmaca II Etapa 005-2014-MEM/DGER 06/01/2014 15 647 506,859 SER Sullana IV Etapa 013-2014-MEM/DGER 13/01/2014 5 680 555,6210 SER Ayabaca V Etapa 024-2014-MEM/DGER 21/01/2014 7 313 732,52

82 258 620,69TOTAL VALOR TASADO - S/.

N° NOMBRE DEL PROYECTO VALOR TASADORESOLUCIÓN DIRECTORAL QUE

APRUEBA LA LIQUIDACIÓNFINAL DE PROYECTO Nº

SustIndicador Inventarios

• En el año 2013 el indicador muestra un incremento del 30.04% debido a los mayores stocks conrespecto al año 2012, por la adquisición de conductor concéntrico para atender las nuevas conexionesdomiciliarias y el programa de normalizado, asimismo la utilización de conductor autoportante paraatender los mantenimientos de redes de media y baja tensión. Es importante indicar que en el año 2013se efectuaron compras corporativas las cuales cubren requerimientos para dos a tres años.

• En el año 2014 los stocks de suministros se reducen en 0.32%, debido al control de los stock necesariospara la operatividad principalmente del área técnica.

• En el año 2015 debido a la proyección de las mayores ventas y de mayores ingresos por los servicioscomplementarios se ha programado tener stocks necesarios, mostrando un incremento de solo 3.05%con respecto al año anterior.

• Del 2016 al 2020, como consecuencia del crecimiento constante de los clientes, se proyectanincrementos mínimos en los stocks para atender las mayores ventas e ingresos complementarios.

Formula 2012 2013 2014 2015(Inventario del ejercicio/Inventario del mismoperiodo del año anterior-1)x100 8,663,095 11,265,779 11,229,728 11,572,235Indicador 30.04% -0.32% 3.05%

matriz estratégica

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