Plan Estratégico Institucional · Plan estratégico institucional – San Gabán S.A. 1 Plan...

Plan estratégico institucional – San Gabán S.A. 1

Plan Estratégico Institucional

EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SAN GABÁN S.A.

2006 – 2010

INFORME FINAL

Adecuado la Directiva Nº 003-2005/18 de FONAFE

Puno, Febrero 2006


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 ....................................................................... 12 2.4 Análisis del Entorno Externo ...................................................................... 15

2.4.1 Factores Económicos ...................................................................... 15 2.4.2 Factores políticos, legales y gubernamentales................................... 20 2.4.3 Factores socio culturales y demográficos .......................................... 21 2.4.4 Factores tecnológicos .................................................................... 22 2.4.5 Factores ambientales ..................................................................... 22

2.5 Análisis del Microentorno ........................................................................... 23 2.5.1 Organización del mercado eléctrico ................................................. 23 2.5.2 Competencia ................................................................................. 25 2.5.3 Clientes ......................................................................................... 25

2.6 ANÁLISIS INTERNO. ................................................................................. 27 2.6.1 Planeamiento, gestión administrativa y gerencial. ............................. 27 2.6.2 Recursos humanos. ........................................................................ 28 2.6.3 Comunidad .................................................................................... 29 2.6.4 Recursos financieros ...................................................................... 30 2.6.5 Infraestructura y capacidad de operación ......................................... 30 2.6.6 Tecnología .................................................................................... 34

III ANÁLISIS ESTRATÉGICO ..................................................................................... 35 Análisis de la Situación Actual de la Empresa ......................................................... 35

3.1.1 Análisis de Estados Financieros ....................................................... 35 3.1.2 Análisis Económico ......................................................................... 46 3.1.3 Análisis de la Gestión Comercial ...................................................... 49 3.1.4 ANÁLISIS DE LA GESTIÓN DE LA PRODUCCIÓN ............................... 50 3.1.5 ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD OPERATIVA ........................................ 51

Cadena de valor .................................................................................................. 53

IV PLANEAMIENTO ESTRATÉGICO ............................................................................ 54 4.1 Visión ....................................................................................................... 54 4.2 Misión ....................................................................................................... 54 4.3 Valores ..................................................................................................... 54 4.4 Análisis de Factores Externos ..................................................................... 55

4.4.1 Matriz de Evaluación de los Factores Externos – EFE ......................... 55 4.5 Análisis de Factores Internos ..................................................................... 57

4.5.1 Matriz de Evaluación de los Factores Internos – EFI .......................... 58


4.6 Matriz PEYEA............................................................................................ 59 4.7 Definición de Escenarios del Sector ............................................................ 61 4.8 Formulación de Estrategias AODF ............................................................. 63 4.9 Objetivos Estratégicos ............................................................................... 70

4.9.1 Objetivos Estratégicos de San Gabán ............................................... 70 4.9.2 Objetivos estratégicos de FONAFE y el Sector ................................... 70 4.9.3 Alineamiento de los objetivos estratégicos de San Gabán S.A. con los de

FONAFE y el sector ........................................................................ 71 4.9.4 Evaluación del Plan Estratégico de la Empresa: 2004 - 2008 .............. 73 4.9.5 Formulación de Objetivos Corporativos ............................................ 77 4.9.6 Objetivos y Planes Funcionales ........................................................ 84

V ANÁLISIS DE VALOR ......................................................................................... 113 5.1 Metodología y Marco Teórico ................................................................... 113 5.2 Determinación del Free Cash Flow (FCF) Histórico ..................................... 114 5.3 Valor de la Empresa ................................................................................ 117

5.3.1 Determinación del Free Cash Flow (FCF) Proyectado ....................... 117 5.3.2 Determinación del Costo de Capital de la Empresa .......................... 119

REdegel = Rf + ( Rm - Rf ) ................................................................................. 120 5.3.3 Valor de la Empresa ..................................................................... 123

VI DESARROLLO DE UN SISTEMA DE MONITOREO Y CONTROL DE GESTION ESTRATÉGICO. DISEÑO DEL CUADRO DE MANDO INTEGRAL ............................... 124 6.1 Mapa estratégico .................................................................................... 124 6.2 Diseño del Cuadro de Mando ................................................................... 128 6.3 Seguimiento del Plan Estratégico ............................................................. 131

VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................ 134


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 57% en el año 1993 a 76,3% en el año 2004, 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.

En enero de 1995 se incorpora como nuevo accionista la Región Moquegua-Tacna-Puno, con un aporte de capital de S/. 14 079 998, importe necesario para realizar los estudios definitivos del proyecto de la Central Hidroeléctrica San Gabán II.

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.


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 2000 iniciaron sus operaciones comerciales de generación de energía eléctrica.

El financiamiento externo aproximado del proyecto fue de 155 millones de Dólares Americanos, otorgados por el Japan Bank International for Cooperation del Japón (130 millones de dólares) y la Corporación Andina de Fomento - CAF (25 millones de dólares), mientras que el aporte del Estado fue de US$ 45 900 000 y el de los Accionistas de US$ 6 700 000.

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 están realizando las actividades preliminares 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 18001:1999.

En julio del 2005 el Ministerio de Energía y Minas aprobó los estudios a nivel de perfil y prefactibilidad de la futura Central Hidroeléctrica San Gabán III, así como la Concesión Temporal para desarrollar Estudios relacionados con la actividad de generación de energía eléctrica de la futura Central Hidroeléctrica San Gabán III, por un plazo de dos años, que estará ubicada en el distrito de San Gabán, provincia de Carabaya, departamento de Puno.

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 Universidad del Pacífico y 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 la asesoría de los consultores.


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. – EGESG S.A.: 2004 – 2008, y Reformulación del Plan Estratégico de la Empresa para el período 2006 – 2010, 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) Definir de las condiciones estructurales y estratégicas de EGESG S.A.: visión, misión y objetivos estratégicos.

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

d) Determinación 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) Formulación de las estrategias, objetivos corporativos y funcionales.

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

g) Lineamientos para la formulación del plan operativo.

h) 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 en profundidad con personal de la empresa y expertos del sector.

2. Se realizaron seis talleres de trabajo con el fin de recoger información de los representantes de EGESG 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:

1. 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 2004 – 2008, 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, OSINERG).

Búsqueda de información de otras empresas de generación eléctrica nacionales o extranjeras, 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 EGESG S.A., funcionarios, directivos y profesionales.

Clientes de la organización.

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

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

2. Talleres de Trabajo

Se realizaron seis talleres de trabajo y las actividades de stage a fin de recoger la información a ser generada por los representantes de EGESG S.A.


Taller Preliminar: Taller de Base Conceptual y Metodológica de Planeamiento y Control de Gestión Estratégico

El primer taller contó con la participación de miembros del Directorio, gerentes y funcionarios. En este taller 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 EGESG 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 EGESG 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 2010. 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.

Cuarto Taller : 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.


Quinto Taller : Mapa Estratégico y Balanced Scorecard

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.

3. 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 EGESG 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.

A octubre del 2005, el capital social de la empresa ascendía a S/. 242 478 661, conformado por acciones Tipo A y Tipo B.

Objeto Social

La empresa tiene como objeto social dedicarse a las actividades propias de la generación eléctrica para su venta dentro del área de su concesión, de acuerdo con lo dispuesto en la legislación vigente, incluyendo la construcción, manejo y operación de centrales hidroeléctricas, térmicas u otras, así como la comercialización de energía eléctrica, pudiendo efectuar actos y operaciones civiles, industriales, comerciales y de cualquier índole que estén relacionados o sean conducentes a su objetivo social principal.

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.

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. A noviembre del año 2005, la generación hidroeléctrica mantiene una participación de 60,6% del total de energía producida, mientras que el 22,8% de la energía eléctrica se generó a base de gas natural, el 12,8% con diesel y residual y el 4,8% con carbón.

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 – a excepción de la potencia efectiva - muestran un incremento el año 2004 respecto al 2003.


Cuadro Nº 01

Fuente: Anuario 2004 - MEM

La potencia instalada a diciembre del 2004 alcanzó los 6 016 MW, de los cuales 51% fue de origen hidráulico y 49%, térmico. Del total de la potencia instalada 5 060 MW corresponden al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN y 956 MW a los sistemas aislados. A noviembre del año 2005, este indicador alcanzó los 6,020 MW.

Al final del año 2004, la potencia efectiva alcanzó los 5 418 MW, cifra menor en 0,07% a la registrada el año 2003. De este total, según el tipo de servicio, 4 656.61 MW corresponden al mercado eléctrico y 761 MW (14%) se generaron para uso propio.


El Cuadro Nº 02 presenta la potencia efectiva de las principales empresas de generación eléctrica del mercado eléctrico, para el año 2005.

Cuadro Nº 02

Fuente: GART – OSINERG – Operación del Sistema Eléctrico Diciembre 2005

Para el año 2005, la mayor participación de la potencia efectiva del mercado eléctrico, correspondió a Edegel con el 21.3% del total del mercado, mientras que la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán tuvo una participación de 2.8% del mercado eléctrico, y el 4.14% de participación en el mercado eléctrico de generación hidráulica.

Durante el año 2005 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 2005, alcanzó los 3 245 MW, mientras que en el año 2005 fue de 3 130,8 MW ( 6% más respecto al año 2003).

Así también, la producción mensual del mercado eléctrico alcanzó su máximo histórico

en diciembre del 2005 con 2 105 GW.h, y la venta de energía a cliente final alcanzó su

máximo histórico en el mismo mes con 1 798 GW.h.

Empresa Potencia Firme ( MW ) DICIEMBRE 2005

HIDRO TERMICA TOTAL Participación

Edegel 713.1 225.4 938.6 21.3%

Electroperú 865.8 42.2 908.1 20.7%

Egenor 353.6 146.5 500.1 11.4%

Enersur 133.5 362.3 495.8 11.3%

Egasa 169.0 146.5 315.5 7.2%

Etevensa 0.0 308.7 308.7 7.0%

Electroandes 172.1 0.0 172.1 3.9%

Termoselva 0.0 164.6 164.6 3.7%

Eepsa 0.0 140.8 140.8 3.2%

San Gabán 113.1 7.8 120.9 2.8%

Egemsa 85.8 11.8 97.6 2.2%

Cahua 74.1 15.9 90.0 2.0%

Shougesa 0.0 64.6 64.6 1.5%

Egesur 34.9 25.2 60.1 1.4%

S.M. Corona 19.6 0.0 19.6 0.4%

TOTAL SEIN 2734.7 1662.6 4397.3 4397.26


2.4 Análisis del Entorno Externo

2.4.1 Factores Económicos

Panorama Internacional

Durante todo el 2005 las economías estadounidense y china, que se creía iban a sufrir un ajuste, se han mantenido creciendo a tasas significativas y no hay razón para creer que no seguirá así en el 2006, a pesar de los riesgos que se ciernen sobre la economía global para los próximos años como el impacto del alto precio del petróleo, el ciclo alcista de tasas interés, el ajuste de los desequilibrios en Estados Unidos, entre otros.

El aporte al crecimiento mundial por parte de Estados Unidos disminuirá, entre otras cosas debido a la ganancia de participación de otros bloques económicos (Unión Europea, Asia en crecimiento, China e India).

El desenvolvimiento de la economía estadounidense en los próximos meses dependerá de las decisiones en temas como: desequilibrios en las cuentas públicas, privadas y externas, manejo del elevado déficit fiscal, producto de los mayores gastos militares y los recortes impositivos, entre otros. Asimismo, el gasto público se elevará por la reconstrucción de las zonas devastadas por el huracán Katrina.

Las mayores tasas de interés en Estados Unidos que en Europa o Japón, han contribuido a la recuperación del dólar en el 2005. Sin embargo, las monedas de alto rendimiento y el dólar podrían debilitarse en el 2006 ya que muchos bancos centrales, incluyendo la Reserva Federal de Estados Unidos, dejarían de subir las tasas de interés, lo que favorecería a países con tasas de interés más altas, que atraerían a los inversionistas e impulsarían sus monedas.

La zona Euro registraría en el 2006 una tasa de crecimiento (2%) ligeramente superior a la del 2005 (1.6%), producto de una recuperación en la demanda interna, y del mayor gasto público por la realización de elecciones en Italia, Francia y Holanda2.

Respecto al desempeño de los países emergentes, destacarían nuevamente el dinamismo de los países asiáticos, principalmente China y la India, con tasas de crecimiento de 9% y 6.5% respectivamente3.

Panorama Regional

La economía de América Latina y el Caribe creció durante el 2005 por tercer año consecutivo, lo que ayudó a que disminuyera el desempleo y mejoraran los indicadores de pobreza, según el informe Balance Preliminar de las Economías de América Latina y el Caribe de la Cepal.

El dinamismo de la demanda interna en los países de la región y el entorno favorable de la economía mundial, que creció 3,3% en el 2005, posibilitaron estos resultados.

2 Reporte Macroeconómico 2006 del Banco Wiese.

3 Ibid


Para el 2006 las estimaciones del crecimiento de las economía de América Latina y El Caribe están entre un 4 - 4,5%, mientras que las economías de los países andinos crecerían en promedio en 3,7% en el 20064, impulsadas por el crecimiento en sus exportaciones tradicionales y los precios favorables de los commodities.

La región latinoamericana se encuentra en mejor posición macroeconómica que en el pasado, con un crecimiento más sólido, bajas tasas de inflación, bajos déficit fiscal, superávit en balanza comercial y niveles de riesgos país en mínimos históricos.

Al igual que Perú, el resto de países andinos se está beneficiando del crecimiento en sus exportaciones de commodities. Esto ha reducido significativamente la percepción de riesgo de corto plazo de sus economías. Sin embargo, en los próximos años existe el riesgo de una desaceleración de la economía mundial, lo que podría afectar tanto el precio de los commodities como la demanda internacional por exportaciones andinas.

Al mismo tiempo, China ha anunciado grandes inversiones en la región tras la visita del presidente Hu Jintao.

Coyuntura Nacional

El BCR estimó que durante el 2005 la cifra del PBI en el Perú se incrementó en 6,3% respecto de similar período en el 2004. La tasa de crecimiento alcanzada sería la mayor desde 1997, y es el séptimo año consecutivo de crecimiento, y el cuarto a tasas mayores al 4%.

Este desenvolvimiento positivo se sustentó en el significativo avance de la mayoría de sectores que conforman la estructura productiva nacional, destacando la aceleración en el ritmo de crecimiento de las actividades de minería e hidrocarburos, construcción, y electricidad y agua.

Durante el 2005, el sector agropecuario creció 4,65%, en minería e hidrocarburos la producción aumentó 8,65%. El sector electricidad y agua registró un crecimiento acumulado de 5,32% debido a la evolución ascendente de los subsectores de electricidad que creció en 5,35% y agua que aumentó en 5,16%, ante la disponibilidad del recurso hídrico. El factor principal que explicó el resultado positivo del sector fueron las condiciones climatológicas favorables en los primeros meses del 2005, que permitieron la ocurrencia de lluvias en las zonas altoandinas, facilitando la recuperación en los volúmenes de almacenamiento de las lagunas.

Entre las empresas de mayor nivel productivo figuran Electro Perú ( 6851.8 GWh), Edegel ( 4523.0 GWh), Egenor ( 2082.4GWh), ETEVENSA ( 1875.3 GWh), y Enersur ( 1542 GWh).

4 Informe s@e de Apoyo

mailto:s@e


Cuadro Nº 03

Para el 2006, las proyecciones de la expansión de la actividad económica en el Perú se ubican entre el 5% y 6% como consecuencia de un mayor dinamismo de las exportaciones y de la demanda interna.

La inflación calculada sobre el Índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana para el 2005 fue de 1,49%, y en los últimos doce meses (diciembre 2004 - noviembre 2005) llegó a 1,06%. Las estimaciones de la tasa de inflación para el 2006 oscilan entre el 1.5% y el 2.7%.

Gráfico Nº 01


El tipo de cambio bancario inició el año 2005 con una cotización de 3.27 soles por dólar, y cierra el año con 3.44 soles por dólar.

El siguiente cuadro presenta la estimación de los principales indicadores macroeconómicos para el año 2006.

Cuadro Nº 04

El Perú termina el 2005 con un superávit comercial récord que alcanza los US$4,400 millones; un reducido déficit fiscal de uno por ciento del PBI (o menor) y una baja inflación. Los ingresos fiscales crecieron cerca de 13 por ciento en el 2005, debido en gran medida a los mayores pagos de impuesto a la renta de empresas mineras, beneficiadas por los elevados precios de los metales. Los mayores recursos han permitido que el gobierno incremente notablemente el gasto público, e impulse aún más la actividad económica, sin que ello afecte el equilibrio fiscal.

Reajuste de tarifas eléctricas

El servicio público de energía eléctrica está sujeto a la regulación tarifaria, es decir, se regulan los precios del distribuidor al usuario final del servicio, y las operaciones entre generador y distribuidor cuando el destino de la venta es el servicio público de electricidad.


La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria GART establece anualmente los precios en barra, sobre una proyección de oferta y demanda de los próximos dos años, de acuerdo a la última modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas (Diciembre de 2004). Los precios fijados por la GART no pueden diferir en más del 10 por ciento del promedio de las tarifas establecidas por contratación libre del sistema (precios libres), esto con la finalidad de que el mercado regulado simule o siga la tendencia del libre mercado.

Antes de las privatizaciones en el sector, las tarifas eléctricas eran subsidiadas por el Estado, y a partir de la reforma del año 1993, las tarifas residenciales comienzan a sincerarse y se reducen los subsidios. Es así que hasta el año 1997 se produce un alza sostenida de las tarifas eléctricas, que empiezan a disminuir los primeros meses de 1999 luego de lo cual se estabilizan manteniéndose un margen de variación mínimo. A partir del año 2004, las fuertes sequías, el aumento de la demanda, y los cambios en los criterios de fijación tarifaria, han generado que las tarifas vuelvan a elevarse.

Durante este periodo el incremento de las tarifas residenciales ha sido menor que la inflación acumulada, exceptuando el año 1999, lo que se explica por el impacto que sobre éstas tuvo la elevación de los precios internacionales de los combustibles.

A partir del año 2004, debido a la ausencia de lluvias, se puso a trabajar a las centrales térmicas, cuyos costos operativos son superiores a los de las centrales hidroeléctricas; y que, aunado al alza del combustible y el petróleo, obligó a las empresas generadoras, a través del COES, a solicitar un alza en las tarifas.

Las empresas generadoras solicitaron un alza de 15% a 25%, la decisión final del OSINERG fue un alza de 4.3% a los consumidores de 30 Kw., 5%, a quienes consumen menos de 65 Kw. y 5.3% para los usuarios cuyo consumo es superior a los 65 Kw.

A partir de mayo de 2005 y por un año rige la fijación de las tarifas en barra, OSINERG ha anunciado la definitiva rebaja de tarifas eléctricas aprobando una reducción de Tarifas en Barra para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional que varía entre -1,8% y -4,7% y una variación de las Tarifas en Barra para los sistemas aislados de entre 0,1% y 3,4%.

El siguiente gráfico muestra la evolución de las tarifas residenciales a Octubre del 2005:


Gráfico Nº 02

Fuente: GART – OSINERG. Tarifas y Mercado Eléctrico Octubre 2005

2.4.2 Factores políticos, legales y gubernamentales.

La región latinoamericana enfrentará en el 2006 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.

Pese a esta situación, en los últimos días del 2005 el comportamiento de las variables financieras peruanas estuvo entre las más volátiles de los últimos años. El factor desencadenante fueron los resultados de las encuestas sobre los candidatos presidenciales que situaron a Ollanta Humala, un militar retirado con discurso nacionalista, en primer o segundo puesto.


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 (2005), 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.

2.4.3 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.

2.4.4 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 e 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.

2.4.5 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.

2.5 Análisis del Microentorno

2.5.1 Organización del mercado eléctrico

Las actividades de la 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


2.5.1.1 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.

2.5.1.2 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.

2.5.2 Competencia

En el Cuadro Nº 02 se presentaron las principales empresas generadoras de electricidad. La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A., ocupa el puesto 10 en cuanto a potencia firme en el mercado eléctrico, para el año 2005. Ese año, el 93.5% de la energía generado por San Gabán S.A. provino de fuentes de energía hidráulica.

Tal como está estructurado el mercado energético en el país, los generadores no tienen decisión sobre si operan o no sus unidades de generación. El COES se encarga de programar la operación de las unidades de generación, por ello, los generadores están obligados a inyectar su producción al SEIN o Mercado Spot, a fin de garantizar la cobertura de la demanda de todo el Sistema.

Por lo tanto, la competencia se genera a nivel del mercado regulado y del mercado libre.

2.5.3 Clientes

San Gabán S.A. comercializa su producción de energía en todo el ámbito geográfico del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN. Las ventas a sus clientes se realizan en tres tipos de mercados: regulado, libre y spot (COES).

Clientes del mercado regulado

El mercado de servicio público se establece para aquellos casos en los que las condiciones no permiten la existencia de numerosos competidores.

Clientes del mercado libre

Son aquellos que cuentan con contrato privado con las empresas de generación eléctrica, en condiciones de competencia, en los cuales la fijación de precios no se encuentra regulada o reglamentada por la Ley.

Clientes del mercado spot

Las transacciones en el mercado spot se realizan entre clientes del COES.

Cuadro Nº 05 Ventas por Mercados

¡Error!


Más del 50% de las ventas de San Gabán S.A. se orientan al mercado libre. El volumen total de energía eléctrica vendida durante el año 2005 alcanzó los 753,7 GWh, 10,8% menor que el correspondiente al año 2004. Del volumen total, 136,0 GWh (18,0%) corresponden al mercado regulado, 63,3 GWh (8,4%) al mercado regulado derivado de la Ley N° 28447, 402,5 GWh (53,4%) al mercado libre y 151,9 GWh (20,2%) al mercado spot (COES). La reducción en las ventas del año 2005 se deben a la ruptura del contrato con la empresa Quimpac, lo que determinaría también la reducción en la participación de las ventas en el mercado libre para este año.

Para el año 2005 los clientes de San Gabán S.A. por tipo de mercado fueron:

Cuadro Nº 06 Clientes por Mercados

Empresa Ubicación Actividad Potencia

Contratada (MW)

Plazo

Clientes del Mercado Libre

MINSUR S.A.

Prov. de Melgar Dpto. de Puno

Extracción de Minerales

13.0 HP/ 13.0 HFP

4 años 9 meses a partir del 01.11.2002

BHP Billiton Tintaya S.A.

Prov. de Espinar Dpto. del Cusco

Extracción de Minerales

22.0 HP/ 22.0 HFP


Alicorp S.A. Prov. del Callao Dpto. de Lima

Prod. y dist. de alimentos

3.86 HP/ 13.35 HFP


CIA Univ. Textil S.A.

Prov. de Lima Dpto. de Lima

Manuf. hilados, tejidos, confec.

3.0 HP/ 3.35 HFP


Ind. Palma del Espino S.A.

Prov. de Tocache Dpto. de San Martín

Prod. y comerc. de aceites y grasas

1.25 HP/ 1.25 HFP

5 años 1 mes a partir del 01.03.2003

Ind. Textil Piura S.A.

Prov. de Piura Dpto. de Piura

Prod. hilados de algodón Pima

8.5 HP/ 8.5 HFP


TOTAL: Clientes del Mercado Libre 51.61 HP/ 61.35 HFP

Clientes del Mercado Regulado

Electro Puno S.A.A.

Dpto. de Puno Distribución de electricidad

30.4 HP/ 30.4 HFP

5 años a partir del 01.10.2003

Electronoroeste S.A.

Dpto. de Piura Distribución de electricidad

0.7 HP/ 0.7 HFP


Electrocentro S.A.

Dpto. de Junin Distribución de electricidad

2.1 HP/ 2.1 HFP


Hidrandina S.A.

Dpto. La Libertad Distribución de electricidad

2.2 HP/ 2.2 HFP


Edelnor S.A. Dpto. de Lima Distribución de electricidad

2.2 HP/ 2.2 HFP


Luz del Sur S.A.

Dpto. de Lima Distribución de electricidad

2.9 HP/ 2.9 HFP


Electro Sur Medio S.A.

Dpto. de Ica Distribución de electricidad

1.7 HP/ 1.7 HFP


TOTAL: Clientes del Mercado Regulado 42.2 HP/ 42.2 HFP

Fuente: San Gabán S.A.


2.6 ANÁLISIS INTERNO.

2.6.1 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 2006 – 2010, 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

2.6.2 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 en la gerencia 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 2005 es:

Cuadro Nº 07 Personal San Gabán S.A

Nº / Areas CAP % Planilla %

Producción 41 50% 40 51%

Planeamiento 8 10% 8 10%

Comercial 8 10% 7 9%

Administración 25 30% 24 30%

TOTAL 82 100% 79 100%

Fuente: San Gabán, Recursos Humanos

2.6.3 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 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 también adversa. 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.


2.6.4 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 .

2.6.5 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


Obras Civiles

Las obras civiles están conformadas por la construcción de 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

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


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 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.

El normal funcionamiento de San Gabán que asegure su potencia máxima de 110 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 33 millones de m3, que se utilizan gradualmente en el estiaje y se reponen en época de lluvias. Lo cual deja un déficit de 107.40 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 (SEIN).

Cuadro Nº 09 Características de las Líneas de Transmisión


AFIANZAMIENTO HIDRICO

Además del río San Gabán, la empresa cuenta con los recursos hídricos de cinco lagunas (Chungara, Parinajota, Chaumicocha, Isococha, Suytococha), en las que se represa agua en épocas de avenida para ser utilizada en la generación de energía en épocas de estiaje. La capacidad total de embalse es de 37,46 millones de metros cúbicos (MMC).

El llenado de las lagunas se realiza desde el mes de noviembre hasta mayo. En el 2004 se almacenaron en total 27,78 MMC.

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


La descarga de las lagunas se realiza entre los meses de junio y octubre (estiaje). Al 31 de octubre del año 2004, el volumen almacenado remanente fue de 0 MMC.

En el año 2004 se ha presentado el mayor estiaje desde la puesta en servicio de la Central (2000), 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.

Con la finalidad de mejorar la disponibilidad de recursos hídricos se ha realizado trabajos en pequeñas lagunas de la cuenca del Río Corani cuyo aporte es de 3,63 MMC.

Cuadro Nº 10

Volúmenes Máximos Almacenados en las Lagunas (MMC)

AÑO

VOLUMEN

ALMACENADO

EN MMC

FECHA VALOR MAXIMO

2000 20.74 01.Mayo.2000

2001 33.44 15.Mayo.2001

2002 33.62 18.Mayo.2002

2003 34.45 15.Mayo.2003

2004 27.78 15.Mayo.2004

2005 26.97 15.Mayo.2005 Fuente: San Gabán

Capacidad de Generación

La generación de energía en el año 2004 fue de 791.56 GWh, correspondiendo 789.30 GWh (99.71%) a la Central Hidroeléctrica de San Gabán II y 2.26 Gwh (0.29 %) a las Centrales Térmicas de Bellavista y Taparachi. Al mes de octubre del 2005 se ha producido 602.60 GWh, de las cuales 600.86 GWh (99.71%) corresponde a la Central Hidroeléctrica de San Gabán II.

Durante el año 2004 se produjo la mayor cantidad de energía eléctrica en la Central Hidroeléctrica San Gabán II, utilizando el 100% del recurso hídrico disponible.

Respecto al año 2005, la generación fue menor debido a que en los primeros meses del año se presentaron problemas en el regulador de velocidad, por lo que el mantenimiento correctivo fue mayor.


Cuadro Nº 11

FACTOR DE PLANTA DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN

Año CH San Gabán II CT Bellavista CT Taparachi Total

2000 55,94% 0,38% 0,63% 52,18%

2001 74,29% 0,41% 0,42% 69,28%

2002 78,15% 0,49% 1,44% 72,92%

2003 74,01% 0,3% 6,83% 69,27%

2004 79,51% 1,35% 1,13% 74.21%

2005 75,93% 3,00% 4,94% 71,06%


2.6.6 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

Análisis de la Situación Actual de la Empresa

3.1.1 Análisis de Estados Financieros

En este punto se efectuará el análisis de los estados financieros auditados de los periodos 2003 y 2004, y la información financiera alcanzada al mes de diciembre del 2005.

Estado de Ganancias y Pérdidas

Los Estados de Ganancias y Pérdidas de los años 2003, 2004 y 2005 se presentan en los Anexos Nº 01 y 02 .

Utilidad Bruta

La utilidad bruta ha tenido un incremento continuo durante el periodo 2003 – 2005: el año 2004 se incrementó en 61.5% respecto al 2003, mientras que para el 2005, la utilidad bruta se incrementó en 132.9%% respecto al 2004, llegando a representar el 38.3% de los ingresos por ventas.

Para determinar los factores que favorecieron la evolución del margen bruto analizaremos los ingresos por ventas y los costos de generación del servicio.

El Cuadro Nº 05 se presentaron las ventas por mercados expresadas en GWh5. De acuerdo a este cuadro, las ventas en los tres mercados aumentaron en 10.6% el 2004 respecto al 2003, y se redujeron en -10.8%, el año 2005 respecto al 2004.

Para el año 2005, las ventas del mercado libre constituyen el 53.4% del total de energía producida, mientras que las ventas al mercado regulado ascienden al 26.4 y al mercado spot, ascienden a 20.2%.

Aunque la energía producida fue menor, al 31 de diciembre del 2005 los ingresos brutos ascendieron a S/.107,616 miles de nuevos soles, es decir, los ingresos por ventas sólo se redujeron en 5.9% respecto a las ingresos brutos a diciembre del 2004.

Esto se debió a que con el fin de optimizar el empleo de los recursos disponibles provenientes de los ingresos por venta de energía, la empresa revisó sus contratos comerciales, mejorando sustancialmente sus indicadores financieros. Esta variación se explica por la menor venta de energía debido a la resolución del contrato con el cliente Química del Pacífico.

Respecto a los costos de generación, éstos pasaron de representar el 89.5% del ingreso por ventas en el año 2003 a ser el 61.7% en el año 2005, lo cual

5 En este tipo de empresa todo lo que se produce se vende, y el 100% de su producción se orienta al mercado

nacional.


explica el mayor margen bruto obtenido por la empresa en ese periodo. En estos tres años los costos de generación hidráulica y térmica, así como la compra de energía se redujeron continuamente. La ruptura del contrato con el cliente Quimpac tuvo un efecto positivo para la empresa al reducir los egresos en la compra de energía activa al mercado spot, mientras que la disminución de las tasas de depreciación respecto al año anterior contribuyó a aminorar los costos de generación. Los peajes del sistema principal de transmisión y la compensación de los sistemas secundarios de transmisión, forman parte también de los costos de generación del servicio.

Cuadro Nº 12

Utilidad Operativa

La utilidad operativa ha tenido una evolución favorable durante el periodo 2003 – 2005: el año 2003 fue de sólo 3.58% de las ventas, mientras que el año 2004 fue de 10% lo que representa un aumento del 205.1% respecto al año 2003. Para el año 2005, la utilidad operativa se incrementó en 194.7% respecto al 2004, llegando a representar el 31.78% de los ingresos por ventas.

Los gastos de comercialización y administrativos representaron el 6.88%, 5.47% y 6.43% de las ventas para los años 2003, 2004 y 2005, respectivamente.

El ligero incremento en los gastos administrativos el año 2005 respecto al 2004 se explica por las provisiones para cargas de personal (BUP), la implantación de los Sistemas de Información Integrado Gerencial (SIIG), los pagos efectuados en consultorías, asesorías externas, procesos judiciales y procesos arbitrales. En el caso de los gastos de ventas, se efectuaron provisiones de cobranza dudosa por clientes que adeudan a la empresa por venta de energía.


Cuadro Nº 13

Utilidad ( Pérdida) antes de Participaciones e Impuesto a la Renta

Desde el año 2001 hasta el 2003 este indicador presentó pérdidas, principalmente debido al pago de intereses de los préstamos de la CAF y EXIMBANK, y en el año 2003 el resultado por exposición a la inflación fue negativo.

A partir del año 2004 se obtuvieron utilidades a consecuencia de que los ingresos financieros y extraordinarios, así como el resultado por exposición a la inflación fueron mayores que los gastos financieros y extraordinarios.

El año 2004 este indicador fue positivo por un mejor R.E.I. explicado por la ganancia en diferencia en cambio, originada por la cotización del yen, además de la devaluación del dólar frente al nuevo sol. Por otro lado se obtuvieron S/. 4´648,948 como ingresos excepcionales por la resolución favorable del Laudo Arbitral N 359-2000-A.

Durante el año 2005, la variación cambiaria fue favorable, dado el endeudamiento a largo plazo de la empresa con el JBIC, se presentó una depreciación del yen respecto al dólar, lo cual redujo el monto del servicio de la deuda en el corto plazo, y los saldos de deuda en el largo plazo. La depreciación del dólar frente al sol en los últimos meses del año generó además un impacto cambiario positivo.


Cuadro Nº 14

La Pérdida Neta del año 2003 se debió a los elevados costos de generación del servicio eléctrico, así como al pago de la deuda e interés de los préstamos con el EXIMBANK y el CAF, así como el resultado cambiario desfavorable.

A partir de los años 2004 y 2005 la empresa empieza a presentar resultados favorables en su Utilidad Neta, gracias a la revisión de los contratos con sus clientes lo que permitió generar ahorros en las compras de energía, además de las fluctuaciones cambiarias positivas, principalmente del yen respecto al dólar lo que mejoró la situación de la deuda de la empresa.

Balance General

Activos

De acuerdo a la información presentada en el Anexo Nº 03, al 31 de diciembre del 2005 la empresa cuenta con activos por S/. 557,170 miles de nuevos soles, de los cuales S/. 70,535 miles de nuevos soles ( 12.7%) corresponde a los activos corrientes y S/. 486,635 miles de nuevos soles ( 87.3%) corresponde a activos fijos.


Cuadro Nº 15

Activo Corriente

El rubro Caja y Bancos representó el 5.4% de los activos de la empresa en el año 2003. Para los años 2004 y 2005 se redujo a 2.6% y 3.7% respectivamente, debido a la amortización de la deuda con el JBIC, y el pago de la penalidad al cliente Quimpac por la resolución del contrato de entrega de energía eléctrica. En el año 2005, se realizaron pagos anticipados de la deuda con la banca comercial, amortizaciones e intereses al JBIC, y además se tuvieron ingresos por la recuperación del anticipo adicional a la renta, la compensación de MINSUR, la cobranza a Electrosurmedio y el menor pago en compra de energía, gastos de capital y menor desembolso de servicio de la deuda.

Las cuentas por cobrar y cuentas por cobrar comerciales pasaron de ser del 4.6% del activo el año 2003 a 3.7% el 2004, gracias al pago que EGECEN tenía con la empresa, mientras que en el año 2005, se incrementó la provisión de las ventas de energía, con lo cual las cuentas por cobrar y cuentas por cobrar comerciales llegaron a ser 5.9%.

Activo No Corriente

El rubro inmuebles, maquinarias y equipos neto de depreciación es el rubro más importante del activo representando el 87.1% del activo en el año 2005.

Las principales inversiones en activos fijos durante los años 2003, 2004 y 2005 fueron: compra del sistema ICCP ( equipos y software), la cual se emplea para la comunicación de datos a tiempo real con el COES, equipos de sistemas de


seguridad, equipos de cómputo, nuevas unidades de transporte para las operaciones, la culminación del Canal de Supayhuyco entre otras.

Los activos intangibles de la empresa están conformados mayormente por softwares de computadoras.

Pasivos y Patrimonio

Al 31 de diciembre del 2005 la empresa cuenta con pasivos por S/. 266,840 miles de nuevos soles ( 47.9% del activo ) y un patrimonio de S/. 290,330 miles de nuevos soles.

Cuadro Nº 16

Pasivos

Del total de pasivos a esa fecha 7.6% corresponde a pasivos corrientes, y 40.3% a pasivos no corrientes.

Los pasivos corrientes están conformados por las cuentas por pagar comerciales y otras cuentas por pagar, así como por la parte corriente de las deudas a largo plazo.

Respecto al pasivo no corriente, corresponde a la deuda a largo plazo con el Japan Bank for International Cooperation. En el año 2003 se canceló la deuda con la Corporación Andina de Fomento – CAF.

La gestión financiera de la empresa se ha centrado en contar con los recursos suficientes para atender el pago de servicio de la deuda, logrando reducir progresivamente la deuda a largo plazo, pasando de representar el 60.3% de los activos el 2003, a ser el 40.3% a diciembre del 2005.

Con respecto al endeudamiento con el JBIC durante el 2005 se desarrollaron dos estrategias que continúan en proceso: la primera estrategia fue solicitar la renegociación del plazo de repago, a través de la comunicación con el


Ministerio de Economía y Finanzas - MEF, quienes informaron que la deuda contratada con posterioridad al 01 de enero de 1983, como es el caso de la deuda de San Gabán S. A., no es materia de refinanciación, y por tanto debe ser atendida en su respectiva fecha de vencimiento, por lo que se solicitará dicha refinanciación al MEF. Sin embargo la mejora de liquidez de la empresa es un impedimento para obtener el refinanciamiento en el corto plazo. La segunda estrategia fue solicitar financiamiento del Holding de empresas bajo el ámbito de FONAFE, con mejores condiciones crediticias que la banca comercial, aspecto que cuenta con el apoyo del FONAFE, pero que también por el exceso de liquidez del ejercicio 2005, no se concretará en el corto plazo.

Patrimonio

La reducción progresiva de la deuda en el largo plazo, así como la obtención de resultados acumulados positivos a partir del año 2005 - debido a la mayor utilidad neta – han permitido el incremento del patrimonio de la empresa, el cual pasó de ser el 30.1% de los activos el 2003, a ser el 52.1% a diciembre del 2005.

El año 2004 el patrimonio neto se incrementó en 43.5% respecto al 2003, esta variación está explicada por el aumento en el capital por la capitalización del ACM 2003, así como también por el incremento de los resultados acumulados por las regularizaciones de las tasas de depreciación.

A diciembre del 2005, la variación positiva del patrimonio total se debió a los mejores resultados acumulados, como consecuencia de los ajustes realizados a la depreciación del activo fijo, mientras que los resultados del ejercicio se vieron favorecidos por los mejores resultados económicos operativos y la variación cambiaria positiva.

Estado de Flujo de Efectivo

Del análisis el flujo de efectivo de los años 2003 y 2004 presentado en el Anexo Nº 04, se deduce que las actividades de operación no han generado ingresos suficientes para cubrir las actividades de inversión y financiamiento, esta situación se presenta desde el año 2001, y se sustenta en el pago de la deuda a largo plazo de la empresa, año en que se inició el pago del préstamo de la Corporación Andina de Fomento.


Cuadro Nº 17

El efectivo neto utilizado en actividades de operación fue negativo durante los años 2003 y 2004, y positivo en el año 2005. Los ingresos de operación están conformados por cobranzas a clientes y otros, ingresos por venta de energía, ingresos financieros, ingresos extraordinarios y otros ingresos.

En el año 2004, los ingresos por venta de energía fueron mayores que el 2003 debido a los mayores costos marginales que generan un mayor ingreso. A partir del año 2004 se generaron otros ingresos, como: la cobranza de la deuda de ejercicios anteriores de ENERSUR y el cobro de intereses a EGECEN por un préstamo, así como ingresos extraordinarios por la penalidad aplicada a la firma Alstom por incumplimiento de la transacción extra arbitral. En el rubro otros ingresos estuvo el alquiler de la señal a Minsur.

Los egresos operativos están conformados por la compra de bienes, insumos y suministros, así como las compras de energía al COES, gastos de personal, y servicios prestados por terceros, entre otros.

El efectivo neto utilizado en actividades de inversión fue negativo en el año 2003 mientras que en el año 2004, el resultado positivo se debió al ajuste de depreciación.

El efectivo neto utilizado en actividades de financiamiento fue negativo en los años 2003 y 2004 por las amortizaciones e intereses de las deudas a largo plazo, sin embargo, el año 2003 se canceló la deuda a la CAF por un monto de S/. 45.24 millones.

Durante el año 2005, los ingresos provenientes de las actividades de operación sí cubrieron los gastos operativos, gracias a las cobranzas a las empresas del sector y la cobranza de la deuda acumulada a Electrosurmedio, mientras que entre los egresos operativos se dieron mayores compras de combustible para operación de las plantas térmicas.


Respecto a las actividades de inversión, estuvieron limitadas por la demora en la aprobación de los proyectos de inversión que se encuentran en gestión ante el MEF y el MEM.

El efectivo empleado para financiamiento se orientó al pago anticipado de la deuda con la banca comercial y los pagos del servicio de la deuda con el JBIC.

Análisis de Ratios6

Para el año 2004, la empresa San Gabán se ubica en el puesto 12 en el ranking general de activos de empresas generadoras de electricidad, en el lugar 18 en relación al total de sus ingresos, y en el puesto 19 en cuanto a utilidad operativa. Respecto a sus utilidades antes de impuestos se ubica en el puesto 19. San Gabán ha mejorado significativamente su situación financiera respecto a otras empresas generadoras del país. En el año 2002, San Gabán se ubicaba en el puesto 13 en cuanto a sus ingresos y activos, y ocupaba el puesto 38 en lo referente a sus utilidades.

Respecto a la liquidez, es decir la capacidad de la empresa para hacer frente a sus pasivos corrientes, el año 2004 la empresa redujo sus niveles de liquidez respecto a los años anteriores, siendo su promedio menor al del sector. Para el año 2005, la razón corriente de la empresa fue de 1.68, lo que significa que la empresa puede cubrir satisfactoriamente el pago de sus pasivos con sus activos corrientes.

Con relación a las cuentas por cobrar, continúa siendo uno de los grandes problemas de la empresa, es así que la efectividad de la cobranza fue de 276 días el año 2003, y 310 días el año 2004, siendo el promedio dentro de las empresas generadoras de 47 días.

Debido al pago de las amortizaciones e intereses de la deuda a largo plazo, así como la cancelación de la deuda con el CAF, la relación deuda entre capital o endeudamiento patrimonial se redujo en los últimos años siendo de 0.92 al 31 de diciembre del 2005, lo que disminuyó la brecha respecto al promedio de las empresas generadoras. En lo que se refiere a la estructura de la gestión de la deuda, es decir, la relación pasivo corriente entre el total del pasivo es uno de los más bajos, siendo de 13.8% el año 2003, 17.53% en el año 2004, y 15.77% al 31 de diciembre del 2005. El promedio de las empresas generadoras fue de 19.8% el año 2003, y de 28.5% el año 2004.

Respecto a la rentabilidad, tanto la utilidad operativa como la utilidad neta han mejorado considerablemente en el periodo 2003-2005. La utilidad operativa de la empresa pasó de 3.6% el año 2003, a 31.32% el año 2005, mientras que la utilidad neta era negativa el año 2003, por lo cual el ratio utilidad neta / ventas netas fue de –33.6 el año 2003, y a partir del año 2004 pasó a ser positiva, siendo este ratio de 16.58% el año 2004, y de 49.42% el año 2005.

6 Ver Anexo Nº 05


Análisis de Costos

El análisis de costos se realizará a partir de la comparación de los costos de producción de San Gabán S.A. con el de las principales empresas generadoras de electricidad.

La columna de costos totales del Cuadro Nº 18 incluye los siguientes costos: costos de generación, distribución, transmisión y gastos de comercialización, gastos generales y administrativos. La columna de costo unitario del mismo cuadro es el resultado de la división de la columna costo total entre la columna producción GWh.

Cuadro Nº 18

Con la finalidad de determinar si San Gabán es líder en costos se ha creído conveniente comparar sus costos con los costos de las empresas de generación eléctrica que hayan generado una cantidad similar de energía. Así, en el año 2004 San Gabán generó el 3.49% de la energía del sistema, cifra similar a la de Electroandes (4.61%), Egasa (4.58%), Etevensa7 ( 4.27%) y Egemsa (3.19%).

La participación de San Gabán en la producción de energía para el sistema se ha reducido respecto a la del año 2002 (3.94%). En el año 2002, las cuatro empresas generadoras más grandes aportaban el 73.64% de la producción de energía, habiendo disminuido su participación el año 2004 a 65.09%.

De las cinco empresas referidas, la única de generación térmica es la Empresa de Generación Termoeléctrica de Ventanilla – Etevensa, por lo cual presenta costos unitarios más elevados y por lo tanto se excluirá de la comparación. La Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. - Egasa tiene el costo unitario más alto S/.168.48 de las cinco empresas seleccionadas, mientras que

7 La empresa ETEVENSA incrementó su producción a partir de junio del año 2004.


la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. - Egemsa, tiene el costo unitario más bajo de todas las empresas del sistema.

Por estos motivos, la comparación se realizará entre San Gabán y el promedio de las otras tres empresas seleccionadas.

Cuadro Nº 19

Si San Gabán desea ser líder en costos en el segmento de empresas que genera el 4% de la producción total del sistema tiene que igualar como mínimo el costo unitario del promedio de las tres empresas seleccionadas el cual asciende a S/. 115.05, mientras que los costos unitarios de San Gabán ascienden a S/. 130.27; por consiguiente tendría que reducir su costo unitario en S/. 15.22 y su costo de ventas unitario en S/. 21.18.

De las cuatro empresas, San Gabán presenta los gastos de comercialización y administrativos más bajos, por lo cual, la reducción de su costo unitario debe darse a través de la disminución de sus costos de generación del servicio.

Por otro lado, el ingreso por ventas unitario para estas tres empresas es de S/. 152.42, mientras que el de San Gabán es de S/. 130.27. Por estos motivos la utilidad operativa de San Gabán para el año 2004 llega sólo al 10% de sus ingresos por ventas, mientras que para las otras empresas asciende a 22.42%.

Cuadro Nº 20

Si San Gabán desea ser el líder en costos de las empresas generadoras de electricidad debe compararse con la empresa que tiene los costos más bajos. En el año 2004 fue Egemsa con un costo unitario de S/.86.00. Si San Gabán desea igualar este costo debería reducir su costo unitario en S/.44.27, lo que representaría reducir sus costos totales en S/.40,969 miles de nuevos soles; esta reducción debe concentrarse en los costos de producción. En cuanto a los


gastos de comercialización y administrativos, San Gabán cuenta con gastos más bajos que los de Egemsa.

Respecto al ingreso unitario, San Gabán supera a Egemsa: S/.130.27 es el ingreso unitario de San Gabán y S/.124.91 es el ingreso unitario de Egemsa.

Por lo tanto, es el costo de generación del servicio el que define la diferencia en la utilidad operativa, la cual asciende a 31.15% en el caso de Egemsa y a 10% en el caso de San Gabán.

3.1.2 Análisis Económico

Oferta y Demanda de Energía8

La oferta y demanda de energía se calcula anualmente en el denominado “balance de energía” o “energía firme”. El cálculo y balance de energía firme, para las unidades generadoras hidroeléctricas y termoeléctricas del SEIN, se realiza de acuerdo a lo establecido por el Procedimiento Técnico: PR-13 del Comité de Operación Económica del SINAC.

La energía firme es la máxima producción esperada de energía eléctrica en condiciones de hidrología seca para las unidades de generación hidroeléctrica y de indisponibilidad esperada para las unidades de generación térmica.

En el balance de energía eléctrica se muestra el flujo de este recurso energético, desde que se genera, transmite y se distribuye; incluyendo las pérdidas y el consumo propio.

A continuación se presenta la oferta de energía para el periodo 2001- 2005, de las unidades generadoras hidroeléctricas y termoeléctricas del SINAC.

Gráfico Nº 04

EVOLUCION DE PRODUCCION DE ENERGIA DEL

MERCADO ELECTRICO 2001-2005

0.0

5,000.0

10,000.0

15,000.0

20,000.0

25,000.0

2001 2002 2003 2004 2005

(GW

h)

HIDRAULICA TERMICA

Fuente: Datos GART - OSINERG Gráfico: Elaboración propia

8 Anexo: Nº 06 Balance de Energía


En el Gráfico Nº 04 se aprecia claramente el incremento del empleo de la generación térmica en desmedro de la generación hidráulica. Asimismo, presentamos la demanda de energía para el período anteriormente señalado.

Gráfico Nº 05

Demanda de Energía: 2001 - 2005

DEMANDA MERCADO

16,417.017,584.0 18,462.8

19,654.020,648.0

0.0

5,000.0

10,000.0

15,000.0

20,000.0

25,000.0

2001 2002 2003 2004 2005

GW

h

Fuente: GART - OSINERG

De los dos gráficos anteriores presentamos el cuadro resumen oferta hidráulica vs demanda de energía.

Cuadro Nº 21

Fuente: GART - OSINERG

Del cuadro “oferta hidráulica vs demanda de energía” se desprende que por sí solas las generadoras hidráulicas no pueden cubrir la demanda de energía. La tendencia es que esta brecha entre oferta y demanda se amplíe año a año, llegando a ser de – 3,547 GWh en el año 2005. Por consiguiente la oferta de energía generada por las centrales hidroeléctricas debería crecer para cubrir esta brecha, en detrimento de las generadoras térmicas.

Periodo 2001 2002 2003 2004 2005

Oferta Hidráulica 15,273.0 17,224.5 17,731.9 16,693.0 17,101.0

Demanda Mercado Libre16,417.0 17,584.0 18,462.8 19,654.0 20,648.0

Déficit -1,144.00 -359.53 -730.92 -2,961.00 -3,547.00

OFERTA HIDRAULICA VS DEMANDA DE ENERGIA

( En GWh)


Siguiendo este razonamiento, la cantidad vendida por las generadoras hidráulicas aumentaría pero el importe de las ventas decrecería al tener las generadoras hidráulicas un menor costo marginal.

El inicio de las operaciones del Gas de Camisea no influye en el nivel de producción de las generadoras hidráulicas, pero sí en el nivel de ingresos, debido a que abarataría el costo marginal de las generadoras térmicas y por ende de todo el sistema.

En el periodo enero – diciembre 2005, el consumo de gas natural para la generación de energía ascendió a 4 091 GW.h. Esta cifra representa un 83,4% de incremento respecto de la energía total generada con este recurso energético en el año 2004.

Precios de Venta de Energía

El marco regulatorio contenido en la Ley de Concesiones Eléctricas, establece la libre determinación de los precios de generación ( potencia y energía) para el suministro eléctrico a clientes libres, además de un sistema regulatorio basado en el costo eficiente de las actividades de generación, transmisión y distribución.

En la empresa San Gabán todo lo que se produce se vende. En el siguiente cuadro mostramos las ventas en miles de soles para los años 2003, 2004 y 2005.

Cuadro Nº 22

Fuente: EEFF San Gabán

Las transacciones comerciales en el mercado spot se efectúan a costos marginales del sistema; el costo marginal promedio del año 2005 fue 6.3 ctvUS$/KWh, 8,7% mas bajo que el registrado el año 2004 (año seco) y 133,3% mas alto que el año 2002 (año promedio).

PRECIOS

Los valores extremadamente altos registrados en el costo marginal durante el año 2004 fueron resultado de las operaciones ejecutadas para responder a la

Item Unidad

2002 2004 2005 Var % Var %

(1) (2) (3) (3/1-

100%) (3/2-

100%)

Costo marginal

ctv US$/KWh

2.7 6.9 6.3 133.3% -8.7%


fuerte sequía presentada durante dicho periodo, y por la consiguiente utilización de unidades termoeléctricas que consumen petróleo, cuyos precios internacionales alcanzaron niveles récord.

La comparación de los costos marginales y los precios medios de energía de los contratos de suministro, al mes de diciembre de 2005, se muestran a continuación:

Gráfico Nº 06

Precio Medio de Ventas por Contrato Vs. Cmg

-

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

11.0

12.0

May-9

9

Ago-9

9

Nov-9

9

Feb-0

0

May-0

0

Ago-0

0

Nov-0

0

Feb-0

1

May-0

1

Ago-0

1

Nov-0

1

Feb-0

2

May-0

2

Ago-0

2

Nov-0

2

Feb-0

3

May-0

3

Ago-0

3

Nov-0

3

Feb-0

4

May-0

4

Ago-0

4

Nov-0

4

Feb-0

5

May-0

5

Ago-0

5

Nov-0

5

ctv

US

$/k

Wh

CMg

Contratos

Fuente: San Gabán

3.1.3 Análisis de la Gestión Comercial

Las ventas de la Empresa de Generación San Gabán se realizan en tres tipos de mercados: regulado, libre y spot. En el mercado regulado, los precios son fijados por OSINERG, en el mercado libre los precios están establecidos por los contratos que se firman con los clientes, y en el mercado spot los precios se rigen a lo que determina el COES.

A partir del año 2004, la Empresa San Gabán tomó la decisión de realizar la resolución de los contratos de suministro con clientes que por el elevado costo marginal afectaban el margen comercial de la empresa, como fue el caso de la empresa Química del Pacífico S.A.

Se realizó un estudio para medir el grado de satisfacción del cliente, principalmente del mercado libre, donde la empresa coloca más del 60% de la energía producida, se obtuvieron resultados como que un 79%, considera como bueno el servicio de San Gabán, pero indica que se deben realizar mejoras en el posicionamiento de la empresa en su mercado objetivo.

Indicadores

El análisis de la gestión comercial se realiza a través de dos indicadores: el Índice de Margen Comercial y el Índice de Ventas por Contratos.


El índice de margen comercial se obtiene de la diferencia de los ingresos por ventas y los egresos por transacciones con otros agentes del mercado eléctrico multiplicado por 100 y dividido entre el ingreso por ventas, los ingresos y egresos del mes en que se genera el derecho mas no del mes en que ese factura.

El índice de ventas por contratos se obtiene de la sumatoria de potencias contratadas multiplicadas por 100 dividida entre la potencia firme total de todas las centrales de generación.

Del análisis de índices podemos observar que en los años 2004 y 2005 se aprecia que la empresa cumple con más 100% de la meta planteada a FONAFE, para lo cual se debe estimar adecuadamente las condiciones hidrológicas del año y el estado de disponibilidad de las instalaciones y equipos, así como de los proyectos a implementar para darle una mayor confiabilidad al sistema.

Cuadro Nº 23

INDICADORES DE LA GESTION COMERCIAL

Indicador

Meta Acumu

lado % de Meta

Meta Acum. lado

% de Meta

Margen Comercial 28% 36.29 129.60% 46% 62.12% 135%

Ventas por Contratos

64.83% 64.83 100% 60% 73.13% 121.80%

* Fuente: San Gabán

3.1.4 ANÁLISIS DE LA GESTIÓN DE LA PRODUCCIÓN

El Sistema Hidroenergético de San Gabán cubre la demanda de energía eléctrica de más del 3% de la demanda nacional, habiendo generado en el año 2004 su máxima producción de energía. En el año 2005 se produjo 4.3% menos que el año anterior, y por una cantidad inferior al promedio de los últimos cinco años, a pesar de lo cual se considera como un año con de producción normal, tal como se aprecia en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 24

ENERGÍA GENERADA POR AÑO (GWh)

2001 2002 2003 2004 2005 Promedio

735.85 774.42 735.71 791.56 757.30 758.97

* Fuente: San Gabán

Indicadores

Entre los indicadores de gestión de la producción de energía eléctrica se encuentran: el Índice de desconexión forzada de los Grupos e Índice de desconexiones en las Líneas de Transmisión.


El índice de desconexión forzada de los Grupos mide el promedio mensual de desconexiones de los grupos por fallas propias que se producen en las centrales de generación, es un indicador de desempeño relacionado a la cobertura del servicio, su calidad y su costo. Se calcula dividiendo el número de desconexiones registradas en el año entre el número de grupos de generación disponibles y el número de meses.

El índice de desconexiones en las 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 a la cobertura del servicio, su calidad y su costo. Se calcula dividiendo el número de desconexiones registradas en el año entre la longitud total de la línea divida entre 100.

Tal como se aprecia en cuadros adjuntos, tanto el índice de desconexión en los grupos como en las líneas de transmisión se redujeron progresivamente hasta el año 2004, habiéndose incrementado el año 2005, en un 34%, para el caso del índice de los grupos y en un 224% para el caso de las Líneas de Transmisión, debido a la presencia de 12 desconexiones forzadas en generación y 13 fallas en Líneas de Transmisión. Las fallas se presentan en generación principalmente en los primeros meses del año y en transmisión en el mes de setiembre.

Las fallas de generación se encuentran por debajo de lo programado en el año (Estimado: 0.156, Valor alcanzado: 0.125), en cambio las fallas de transmisión se encuentran por encima de lo estimado (Estimado: 3.66, Valor alcanzado: 3.96).

Cuadro Nº 25

INDICE DE DESCONEXION EN LOS GRUPOS

2001 2002 2003 2004 2005 Promedio

0.174 0.189 0.106 0.093 0.125 0.137

Fuente: San Gabán

Cuadro Nº 26

INDICE DE DESCONEXIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISION

2001 2002 2003 2004 2005 Promedio

4.06 4.27 2.74 1.22 3.96 3.25

Fuente: San Gabán

3.1.5 ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD OPERATIVA

La Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. cuenta con una potencia instalada de 121.5 MW de los cuales 110.00 MW pertenecen a la Central Hidroeléctrica San Gabán y 11.5 MW a las Centrales Térmicas de Taparachi y Bellavista, los cuales como se ha observado han operado a plena carga de acuerdo a las condiciones hidrológicas de la zona y el comportamiento del mercado para colocar energía principalmente en el mercado spot.


Indicadores

Los indicadores para medir la capacidad operativa son el Factor de Planta de las Centrales de Generación y al índice de disponibilidad.

El factor de planta establece la relación entre la energía media generada en un período y el tiempo de servicio, midiendo el grado de utilización de la capacidad efectiva de la Central.

El índice de disponibilidad mide el porcentaje de horas de disponibilidad de los grupos de generación y se calcula dividiendo el número de horas disponibles de los grupos entre el número de horas totales del periodo y el número de grupos. Es un indicador de desempeño relacionado a la cobertura del servicio y su costo.

Como se puede apreciar, el factor de planta de la Central Hidráulica de la Central de San Gabán es elevado debido a su alto nivel de utilización. En las Centrales Térmicas el factor de planta se ve afectado por el orden de prioridad en el despacho de energía, siendo la de Bellavista la de mayor factor de Planta. De la información proporcionada, se aprecia que la Central Hidráulica ha tenido un menor número de horas de disponibilidad que en años anteriores lo que afecta el valor obtenido en este indicador.

En el año 2005, el índice de disponibilidad indica que la disponibilidad de los grupos de generación ha sido mayor al 98%, que al igual que el año 2004 son los más altos desde la puesta en operación de la central, esto debido a los programas de mantenimiento que se vienen programando y ejecutando.

Cuadro Nº 27

INSTALACIÓN (%) 2001 2002 2003 2004 2005

C.H. SAN GABAN 74.24 78.09 73.96 75.93 67.00

C.T. BELLAVISTA 0.41 0.49 0.63 3.00 10.84

C.T. TAPARACHI 0.42 1.44 6.83 4.94 2.14

SISTEMA DE GENERACION

69.29 72.87 69.23 71.06 62.84

Fuente: San Gabán

Cuadro Nº 28

ÍNDICE DE DISPONIBIIDAD

2001 2002 2003 2004 2005 Promedio

95.70% 94.00% 87.05% 98.79% 98.23% 94.75%

Fuente: San Gabán


Cadena de valor

- Gestionar el Recurso Hídrico

- Almacenar combustibles y

lubricantes

- Administrar Contratos con Clientes

Libres

- Ejecutar Programas de

mantenimiento

- Ejecutar obras de Afianzamiento

Hídrico

- Coordinar la Operación del

Sistema con el COES

- Generar Energía Eléctrica

- Venta en Mercado Spot

- Evaluar generación de Energía

Eléctrica

- Definir Protección de Sistemas de

Generación y Transmisión

- Ejecutar mantenimiento de LL.TT.

y SS.EE.

- Evaluar programas de

mantenimiento

- Desarrollar Transacciones

Comerciales

- Definir el Planeamiento Comercial

- Planificar y Programar el

Mantenimiento

- Elaborar Proyectos

Logística de Entrada Operaciones Logística de Salida Marketing Post - Venta

- Comprar repuestos para instalaciones y equipos

- Comprar combustible y lubricantes

- Comprar bienes y contratar servicios

- Mejorar el despacho económico del Sistema. - Mejorar la Eficiencia Térmica

- Recuperar Rodetes

- Evaluar la Tarifa

- Desarrollar habilidades y capacidades en el Personal

- Administrar Relaciones Laborales

- Administrar Personal - Gestionar Cultura organizacional

- Racionalizar y optimizar recursos - Dar Seguridad a Instalaciones

- Ejecutar actividades Financieras - Realizar procesos de Auditoria

- Propiciar Seguridad Industrial - Dar asesoría Legal

Cadena de Valor de San Gabán II


IV PLANEAMIENTO ESTRATÉGICO

A continuación se presentan las declaratorias de la Visión y Misión para el Plan Estratégico de San Gabán 2006 – 2010.

4.1 Visión

VISION

4.2 Misión MISION

4.3 Valores

Empresa líder en el aprovechamiento del potencial energético de la

Región y en permanente crecimiento de su oferta de generación

eléctrica

Generar y comercializar energía eléctrica en forma competitiva, rentable y orientada al cliente, con responsabilidad social y buscando el crecimiento mediante la investigación y desarrollo permanente de proyectos energéticos que incrementen el valor de la empresa.


Honestidad Responsabilidad Trabajo en equipo Compromiso con el servicio

4.4 Análisis de Factores Externos

Oportunidades

1) Potencial Volumen de los recursos hídricos de la cuenca. 2) Inversión de otras empresas concesionarias en la cuenca de San Gabán. 3) Crecimiento de la Demanda. 4) Políticas de responsabilidad social de las empresas. 5) Nueva ley de concesiones eléctricas.

Amenazas

1) Volatilidad del tipo de cambio del yen/dólar y dólar/nuevo sol. 2) Volatilidad de los costos marginales. 3) Creciente participación de gas natural en la oferta de energía en el SEIN. 4) Asignación de costos de sistemas de transmisión secundario. 5) Impactos negativos de la política económica.

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

1 Respuesta mala

2 Respuesta media

3 Respuesta encima de la media

4 Respuesta superior


El resultado de 2.17 indica que la organización no está capitalizando adecuadamente 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 la Nueva Ley de Concesiones para las empresas del sector eléctrico, 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 dado su elevado nivel de apalancamiento en yenes, además de presentar gran susceptibilidad a las variaciones en los costos marginales, los cuales se pueden incrementar por la creciente participación del gas natural en la oferta de energía en el SEIN, especialmente si la disponibilidad de recursos hídricos no es la esperada.

4.5 Análisis de Factores Internos

Fortalezas

1) Aporte de valor al accionista. 2) Alto nivel de formación de base del personal. 3) Moderna planta de generación hidroeléctrica. 4) Soporte tecnológico para la toma de decisiones: SIIG. 5) Certificaciones internacionales de calidad.

Debilidades


1) Falta de capacidad para financiamiento de nuevas inversiones (y pago de deuda). 2) Clima laboral desfavorable. 3) Falta de interacción fluida con instituciones rectoras. 4) Falta de proyección a la sociedad. 5) Inadecuado sistema de capacitación y reconocimientos 6) Inadecuado sistema de seguimiento y Evaluación para el cumplimiento del PEE. 7) Herramientas de Gestión Organizacional desactualizadas (Estatutos, CAP, MOF, entre otras).

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


De acuerdo con la matriz EFI se ha obtenido un total ponderado de 2.56. Si bien este resultado indica que la empresa presenta una posición estratégica 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 disponer de una infraestructura moderna - las instalaciones de San Gabán II tienen pocos años de adquiridas -, haber desarrollado un sistema de soporte tecnológico para la toma de decisiones, y haber obtenido certificaciones de calidad, 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. Desde el punto de vista financiero, la deuda a largo plazo contraída con el Eximbank dificulta la obtención de créditos para nuevos proyectos de inversión.

Otras debilidades de la empresa se manifiestan en la falta de una interacción fluida con instituciones rectoras, y en que la empresa no ha logrado proyectarse a la sociedad, por lo cual no cuenta con el apoyo de las comunidades de su ámbito de acción.

4.6 Matriz PEYEA


La matriz PEYEA se emplea para determinar la posición estratégica que debe adoptar la empresa, a partir de una serie de variables que en dos dimensiones internas: fuerza financiera (FF) y la ventaja competitiva (VC), y dos dimensiones externas: la estabilidad del ambiente (EA) y la fuerza de la Industria (FI).

Las variables seleccionadas y las calificaciones obtenidas se presentan en el Anexo Nº 07.

A continuación se presenta el Gráfico de la Matriz PEYEA para la Empresa San Gabán S.A.

Gráfico Nº 06

Gráfico de la Matriz PEYEA para la Empresa San Gabán S.A.


Del análisis de la matriz PEYEA se determinó que la estrategia de la Empresa San Gabán S.A. se encuentra en el cuadrante inferior izquierdo que corresponde a una estrategia defensiva, debido a que tiene una posición competitiva débil en un sector estable. Por lo tanto, de acuerdo al análisis FODA efectuado a partir de los resultados de las matrices EFE y EFI, la empresa debe desarrollar estrategias AODF que defienda su posición estratégica, las cuales se presentan en el punto 4.8.

4.7 Definición de Escenarios del Sector

Análisis referenciado en el probable devenir del sector y el desarrollo de la gestión empresarial en San Gabán. Se presentan tres escenarios: Escenario 1: Análisis Marginal del Valor. Estrategia defensiva Supuestos:

Estabilidad de la política económica Tipo de cambio yen/dólar y sol/dólar tenga una fluctuación de + - 5% Menor injerencia política en los entes reguladores. Posibilidad de mayor autonomía de gestión Fomentar el apoyo financiero entre empresas del holding Optimizar el mix de ventas para reducir el impacto de la variación de CMV Hacer contratos en dólares para disminuir el riesgo de tipo de cambio sol / dólar (Clientes libres) La empresa se gestiona con transparencia. Relaciones armoniosas con las comunidades


El personal se identifica completamente con los intereses de la empresa Superar las expectativas de los clientes, con un servicio de excelencia (Fidelización de los clientes)

Escenario 2: Realizar nuevas inversiones. Desarrollo Hidroenergético Supuestos:

Estabilidad de política económica global Mejora del riesgo-país Continuar los estudios de San Gabán 3 y 4, fundamentando sus beneficios socio-económicos

Mejorar las relaciones con instituciones rectoras (lobbies) Se espera el impulso en nuevas inversiones alentando las alianzas estratégicas y la consolidación del holding de

generadoras estatales (Cambio de la política de inversión del estado) Oportunidades de desarrollo regional, incrementando el empleo directo e indirecto y la mayor participación en las

utilidades mediante el canon hidroenergetico

Mayor desarrollo profesional Trabajo con comunidades para impulsar las oportunidades de desarrollo en la cuenca de San Gabán Expectativa de los clientes por precios más competitivos

Escenario 3: Privatización de la empresa Supuestos:

Reestructuración de la organización Saneamiento legal Reestructuración financiera

Del análisis efectuado es el Escenario 1 el que corresponde al desarrollo más probable de las condiciones del entorno para la empresa. Se adopta en consecuencia dicho escenario para el planteamiento de una estrategia defensiva del valor de la


organización, que será el eje del presente Planeamiento Estratégico, suponiéndose además la realización muy priorizada de proyectos de Desarrollo Energético; esto es desarrollar acciones estratégicas del Escenario 2 para hacer posible la sostenibilidad de la empresa en el mediano - largo plazo.

4.8 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 afianzamientos hídricos

Relaciona las siguientes fortalezas y oportunidades.

Fortalezas Oportunidades

F1 Aporte de valor al accionista

F3 Moderna planta de generación

hidroeléctrica

O1 Potencial Volumen de los recursos hídricos de la cuenca

O2 Inversión de otras empresas concesionarias en la cuenca de San

Gabán

O3 Crecimiento de la demanda

Continuar el manejo responsable del medio ambiente en el entorno


F5 Certificaciones internacionales de

calidad

O4 Políticas de responsabilidad social de

las empresas

Optimizar la generación de energía entregada al sistema




F3 Moderna planta de generación

hidroeléctrica


O2 Inversión de otras empresas

concesionarias en la cuenca de San Gabán


Promover el aprovechamiento del potencial hidroeléctrico de la cuenca del río San Gabán ( SG 3 y 4)



F2 Alto nivel de formación de base del

personal


O2 Inversión de otras empresas concesionarias en la cuenca de San

Gabán


Mejorar el posicionamiento de la empresa en el mercado eléctrico




personal


O5 Nueva Ley de Concesiones Eléctricas


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



personal

A1 Volatilidad del tipo de cambio del yen/dólar y dólar/nuevo sol

A2 Volatilidad de los costos marginales

Evaluar otras fuentes alternativas de generación

Fortalezas Amenazas


F2 Alto nivel de formación de base del personal


A3 Creciente participación de gas natural en la oferta de energía en el

SEIN

A4 Asignación de costos de sistemas de

transmisión secundario

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

D1 Falta de capacidad para financiamiento de nuevas inversiones

y pago de deuda


O2 Inversión de otras empresas

concesionarias en la cuenca de San Gabán


Fortalecer relaciones con las instituciones rectoras


D3 Falta de interacción fluida con

instituciones rectoras

O4 Políticas de responsabilidad social

de las empresas

O5 Nueva Ley de Concesiones

Eléctricas

Establecer e implementar 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



D4 Falta de proyección a la sociedad

D6 Herramientas de Gestión

Organizacional desactualizadas

(Estatutos, CAP, MOF, etc.)


de las empresas

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


D2 Clima laboral desfavorable

D5 Inadecuado sistema de capacitación y reconocimientos


de las empresas

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

D1 Falta de capacidad para

financiamiento de nuevas inversiones y pago de deuda

A3 Creciente participación de gas

natural en la oferta de energía en el SEIN


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


D1 Falta de capacidad para financiamiento de nuevas inversiones y

pago de deuda

A1 Volatilidad del tipo de cambio del yen/dólar y dólar/nuevo sol



SEIN

A5 Impactos negativos de la política

económica

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


D1 Falta de capacidad para

financiamiento de nuevas inversiones y pago de deuda

D3 Falta de interacción fluida con instituciones rectoras

D6 Herramientas de Gestión

A1 Volatilidad del tipo de cambio del

yen/dólar y dólar/nuevo sol




Organizacional desactualizadas

(Estatutos, CAP, MOF, entre otras)

SEIN

A5 Impactos negativos de la política económica

Gestionar la reasignación de costos de los Sistemas de Transmisión Secundaria del Sur


D3 Falta de interacción fluida con

instituciones rectoras

A4 Asignación de costos de

sistemas de transmisión secundario

4.9 Objetivos Estratégicos

4.9.1 Objetivos Estratégicos de San Gabán

I. Lograr una rentabilidad mayor del costo de capital del accionista y asegurar el equilibrio financiero de la empresa II. Establecer e implementar políticas de Responsabilidad Social relacionadas a las necesidades de servicios básicos

insatisfechos de la zona de influencia III. Incrementar el Aprovechamiento Hídrico en la Cuenca del río San Gabán y explorar otras cuencas de la Región IV. Mejorar la gestión empresarial

4.9.2 Objetivos estratégicos de FONAFE y el Sector


Los objetivos estratégicos presentados en el Plan Estratégico 2005 – 2009 del FONAFE son los siguientes:

a) Generar valor en las empresas del holding y encargos. b) Establecer el marco de la actividad empresarial del estado. c) Fortalecer la imagen institucional e integración del holding. d) Optimizar la aplicación de recursos y procesos. e) Reforzar la cultura, la comunicación y el desarrollo del personal.

Los objetivos generales del subsector Energía son los siguientes :

1) Promover el desarrollo y uso de los recursos energéticos de manera racional, eficiente y competitiva, en un contexto de descentralización y desarrollo regional, priorizando la inversión privada, la satisfacción de la demanda, así como el empleo de energías renovales en la electrificación rural.

2) Promover el desarrollo del sub sector minero, impulsando la inversión privada y la estabilidad jurídica, fomentando la racional explotación y la introducción de tecnologías limpias en la pequeña minería y minería artesanal, en el marco del proceso de descentralización regional.

3) Promover la preservación del ambiente, por parte de las empresas energéticas y mineras, así como fomentar las relaciones armoniosas entre las empresas del sector, los consumidores y la sociedad civil.

4) Propiciar y desarrollar una cultura de planeamiento sectorial e institucional, así como administrar los recursos de manera eficiente y eficaz.

4.9.3 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 una rentabilidad mayor del costo de capital del accionista y asegurar el equilibrio financiero de la empresa

FONAFE Subsector Energía a) Generar valor en las 1) Promover el desarrollo y uso de los


empresas del holding y

encargos d) Optimizar la aplicación de

recursos y procesos.

recursos energéticos de manera

racional, eficiente y competitiva, en un contexto de descentralización y

desarrollo regional, priorizando la inversión privada, la satisfacción de la

demanda, así como el empleo de

energías renovales en la electrificación rural

4) Propiciar y desarrollar una cultura de planeamiento sectorial e institucional,

así como administrar los recursos de manera eficiente y eficaz.

II. Establecer e implementar políticas de Responsabilidad Social relacionadas a las necesidades de servicios básicos

insatisfechos de la zona de influencia

FONAFE Subsector Energía c) Fortalecer la imagen institucional e integración

del holding.

3) Promover la preservación del ambiente, por parte

de las empresas energéticas y mineras, así como fomentar las relaciones armoniosas entre las

empresas del sector, los consumidores y la sociedad civil


III. Incrementar el Aprovechamiento Hídrico en la Cuenca del río San Gabán y explorar otras cuencas de la Región

FONAFE Subsector Energía d) Optimizar la aplicación de

recursos y procesos.

1) Promover el desarrollo y uso de los

recursos energéticos de manera racional,

eficiente y competitiva, en un contexto de descentralización y desarrollo regional,

priorizando la inversión privada, la satisfacción de la demanda, así como el

empleo de energías renovales en la electrificación rural.

3) Promover la preservación del ambiente,

por parte de las empresas energéticas y mineras, así como fomentar las relaciones

armoniosas entre las empresas del sector, los consumidores y la sociedad civil.

IV. Mejorar la gestión empresarial

FONAFE Subsector Energía e) Reforzar la cultura, la

comunicación y el desarrollo

del personal.

4) Propiciar y desarrollar una cultura de planeamiento sectorial e institucional, así

como administrar los recursos de manera eficiente y eficaz.

4.9.4 Evaluación del Plan Estratégico de la Empresa: 2004 - 2008


Nivel de Avance de los Objetivos Estratégicos

A continuación se presentan los avances realizados durante los años 2004 y 2005, correspondiente a los cinco objetivos estratégicos definidos en el Plan Estratégico: 2004 – 2008, los cuales se detallan en los Anexos Nº 08, 09, 10, 11, y 12.

En general, la mayoría de los objetivos se han logrado en forma satisfactoria, sin embargo se han encontrado dificultades para el logro de las siguientes metas:

Hasta el 2005 se ha avanzado sólo un 30% en la optimización del mantenimiento del sistema de generación y transmisión, debido a que ha quedado pendiente la carga de datos, pruebas y puesta en marcha del programa para administración de las órdenes de trabajo.

Participación en el mercado 5%: es una meta difícil de alcanzar dado que San Gabán tiene una participación de mercado cercana al 4%, y las demás empresas, a su vez, defienden su participación.

Respecto a optimizar la gestión de costos en la empresa, la empresa tuvo un retroceso en el año 2005, debido a que sus gastos operativos se incrementaron respecto al 2004, debido a las provisiones para cargas de personal (BUP), la implantación de los Sistemas de Información Integrado Gerencial (SIIG), y pagos por servicios diversos. En el caso de los gastos de ventas, se efectuaron provisiones de cobranza dudosa por clientes que adeudan a la empresa por venta de energía.

De acuerdo al plan estratégico actual se mantendría el objetivo de reducir costos, siendo la meta de 1% anual en los gastos y costos operativos.

Saldo Neto de Caja Positivo: se presentaron dificultades durante el año 2004 para cumplir con esta meta, dado que los ingresos de operación para ese año no cubrían los gastos de operación. Para el año 2005, sí se obtuvo un saldo neto de caja positivo.

En el Plan Estratégico 2006 –2010 el objetivo es tener durante todos los años un saldo de libre disponibilidad de S/. 20’000,000.

No se logró ningún avance del estudio integral de los sistemas de transmisión durante el 2004 y el 2005.

Los resultados de la encuesta realizada sobre clima laboral no fueron del todo satisfactorios obteniéndose una calificación de aceptable, que es un puntaje inferior al esperado que era obtener una calificación de bueno.


Para el periodo: 2006 –2010 uno de los objetivos a obtenerse es: Lograr el desarrollo, integración y motivación del personal de la Empresa.

Objetivo Estratégico 1: Optimizar el aprovechamiento de los recursos hídricos.

Este objetivo estratégico cuenta con tres objetivos.

El primer objetivo es: Continuar la implementación de un plan de desarrollo de los recursos hídricos.

Mediante este objetivo se espera aumentar el caudal promedio en estiaje a 15 m3/seg para el año 2008. Al año 2005 el caudal promedio ascendió a 12,37 m3/seg, lo que significó un avance de 82.5% respecto a la meta esperada para el 2008.

La segunda meta es: Mejorar el factor de planta de la Central Hidroeléctrica a 80%, para lo cual se han desarrollado los proyectos de Pumamayo y Corani que presentan un avance del 15%.

El segundo objetivo es: Mejorar el sistema de gestión de embalses.

Se ha avanzado en 30% el mejoramiento del Sistema de control de embalses, a través de la ampliación y mejoramiento del sistema de comunicación por radio entre los Embalses, Subestación y Oficina Administrativa, así como el mejoramiento de la operación mediante la aplicación de procedimientos de maniobras de las compuertas. La descarga de agua se efectúa, previo análisis de la oferta y demanda en coordinación con la Gerencia Comercial.

El tercer objetivo es: Gestionar al más alto nivel la viabilización de inversiones.

Este objetivo se ha cumplido al 100% con la aprobación de los Proyectos Pumamayo y Corani por parte del Ministerio de Energía y Minas y el FONAFE.

Objetivo Estratégico 2: Mejorar la gestión de la producción

Se cuentan con dos objetivos:

El primer objetivo es: Optimización del Mantenimiento del Sistema de Generación y Transmisión.

Si bien se esperaba llegar al 50% de avance de la implementación del mejoramiento de la gestión mantenimiento para el año 2005, se ha obtenido sólo el 30% de avance.


El segundo objetivo es: Mejorar el Programa de Despacho de Energía de la Central en Estiaje.

Tiene como metas, maximizar el valor de la producción y obtener un margen comercial de 55%, habiéndose logrado obtener un margen superior a la meta e igual a 62%.

Objetivo Estratégico 3: Maximizar el Margen comercial

Este objetivo estratégico cuenta con dos objetivos:

El primer objetivo es: Optimización de la cartera de clientes.

Su meta es obtener un margen comercial de 55%, habiéndose obtenido un margen comercial de 62% en el año 2005.

El segundo objetivo es: Desarrollo de un sistema de Marketing.

Se busca obtener una participación del 5% del mercado, sin embargo, la empresa llegó a sólo el 3.3% en el 2005.

Objetivo Estratégico 4: Incrementar la utilidad operativa y asegurar el equilibrio financiero de la empresa.

Este objetivo estratégico cuenta con tres objetivos:

El primer objetivo es: Optimizar la gestión de costos en la empresa.

Respecto a la meta de reducción de costos, los gastos de operación se incrementaron ligeramente el año 2005 respecto al 2004, mientras que los gastos de depreciación se movieron de acuerdo a las variaciones en la tasa de depreciación efectuadas por la empresa.

El segundo objetivo es: Optimizar la gestión financiera y refinanciamiento de la deuda.

Se cumplió satisfactoriamente con las metas programadas para este objetivo respecto a las pérdidas por diferencia en cambio (18.9% positivo), utilidad operativa (34.3MM) Liquidez sin refinanciamiento (positivo) y refinanciamiento del 75% a partir del 2005 ( positivo).

Sin embargo, no se cumplió con la meta de obtener un saldo neto de caja positivo, habiendo dificultades en el efectivo para las actividades de operación, inversión y financiamiento para estos años.


El tercer objetivo es: Promover inversiones en el sistema de transmisión sur como sistema principal.

Todavía no se ha aprobado el estudio integral de los sistemas de transmisión que se encuentran en un 0% de avance.

Objetivo Estratégico 5: Mejora continua de la gestión empresarial

Cuenta con dos objetivos funcionales:

El primero es: Contar con personal competente y motivado, para lo cual se efectuó una encuesta sobre el clima laboral que obtuvo como resultado la calificación de aceptable, que es un puntaje inferior al esperado que era obtener una calificación de bueno.

El segundo objetivo es el rediseño de los procesos administrativos y operativos. Se ha avanzado considerablemente en este objetivo, habiéndose cumplido las metas: Incremento de la Productividad mediante la Utilidad Bruta/Trabajador que llegó a $151 mil dólares; Implementación del SIIG, cuyo nivel de cumplimiento es del 60%, y la implementación del mejoramiento del sistema de comunicación interna, que se ha cumplido en un 80%.

4.9.5 Formulación de Objetivos Corporativos

Para la formulación de los Objetivos Corporativos para el periodo 2006 –2010, 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 una rentabilidad mayor del costo de capital del accionista y asegurar el equilibrio financiero de la empresa

Metas al 2010

Meta 1 : Saldo neto de caja de S/.20 Millones al final de cada año

Meta 2: Margen comercial de S/.48 Millones al 2010


Estrategias

Estrategia Corporativa Responsable Meta

Estrategia corporativa 1: Asegurar la sostenibilidad financiera de la empresa

GAF Meta 1: Saldo neto de caja de 20 Millones de Nuevos Soles al 2010

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 comercial S/. 48 Millones al 2010

Meta 2: Calidad de Atención a clientes muy buena

Meta 3: Producir 779 GWh en el 2010 (Generación Hidráulica)


Estrategia corporativa 4 : Optimizar la gestión de costos

GAF y demás Gerencias

Meta 1: Llegar a reducir Gastos/ventas en 5% en el año 2010 con respecto al año 2005

Meta 2: Llegar a reducir Costos/ventas en 5% en el año 2010 con respecto al año 2005

Indicadores


Objetivo Estratégico 2: Afianzar la imagen de la empresa en un marco de gestión de responsabilidad social

Metas al 2010

Meta 1 : Realizar el diagnóstico de las necesidades básicas de las zonas aledañas

Meta 2: Formulación de un código de ética

Estrategias


Estrategia corporativa 1: Establecer e implementar Políticas de Responsabilidad Social orientadas a mejorar la calidad de vida de las comunidades del entorno

Comité de Responsabilidad

Social y GG

Meta 1: Realizar el diagnóstico de las necesidades básicas de las zonas aledañas

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

GG y Comité de Responsabilidad

Social

Meta 1: Formulación de un código de ética


Indicadores

Objetivo Estratégico 3: Incrementar el aprovechamiento hídrico en la cuenca del río San Gabán y explorar otras cuencas de la Región

Metas al 2010

Meta 1 : Incremento en el nivel de recurso hídrico embalsado

Meta 2: Estudio de Pre-Factibilidad CH San Gabán III

Estrategias



Estrategia corporativa 1: Optimizar el afianzamiento hídrico de la CH San Gabán II

GPL Meta 1: Incremento en el nivel de recurso hídrico embalsado

Estrategia corporativa 2 : Desarrollo de Proyectos Hídricos 2006-2010

GPL Meta 1: Estudio de Pre-Factibilidad CH San Gabán III

Estrategia corporativa 3 : Desarrollar el estudio de evaluación de potencial energético de la Región

GPL Meta 1: Elaborar el plan de desarrollo de potencial hidroeléctrico

Meta 2: Elaborar el plan de desarrollo de energía no convencional

Indicadores


Objetivo Estratégico 4: Mejorar la gestión empresarial

Metas al 2010

Meta 1 : Mejorar el clima organizacional

Meta 2: Lograr acuerdos sostenidos con instituciones rectoras

Estrategias


Estrategia corporativa 1: Lograr el desarrollo, integración y motivación del personal de la Empresa.

GAF 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 : Fortalecer las relaciones con las instituciones rectoras

GG - Directorio Meta 1: Lograr acuerdos sostenidos con instituciones rectoras


Estrategia corporativa 3: Asegurar la competitividad empresarial a través de la permanente innovación y modernización de las herramientas de gestión

GAF y otras Gerencias

Meta 1: Plan de desarrollo de herramientas de gestión por áreas

Meta 2: Programa preliminar

Indicadores

4.9.6 Objetivos y Planes Funcionales


OBJETIVO ESTRATEGICO 1: LOGRAR UNA RENTABILIDAD MAYOR DEL COSTO DE CAPITAL DEL ACCIONISTA Y ASEGURAR EL EQUILIBRIO FINANCIERO DE LA EMPRESA.

Objetivo Funcional 1: Asegurar la sostenibilidad financiera de la empresa

Meta al 2010: Saldo neto de caja S/. 20,000,000.00 al 2010


Factores clave de éxito

Para la maximización de margen operativo, las Gerencias deben comprometerse en la minimización de costos operativos y maximización de ingresos operativos.

Reuniones de coordinación con FONAFE y las empresas del Holding.

Reuniones con FONAFE y MEF para conseguir la aprobación de la preinversión.

Actividades Clave

Recursos

Asignación adecuada de recursos para desarrollar las actividades en forma integrada y participativa.

Objetivo Funcional 2: Reducir la exposición de la empresa a riesgos

Meta al 2010:

- Reducir el impacto de la volatilidad de precios hasta un máximo de 5% - Reducir el impacto del riesgo cambiario en no más de 5%


Factores Clave de Éxito

Asesoría COFIDE Lobby en el MEF, FONAFE y MEM

Evaluación Interna Participativa

Recursos


Asignación de recursos para la realización de las actividades participativas que permitan realizar la planificación, ejecución y evaluación en forma participativa.

Objetivo Funcional 3: Maximizar el margen comercial9

Metas al 2010:

Margen comercial S/. 48 Millones al 2010

Calidad de Atención a clientes muy buena

9 Porcentaje de avance del modelo de mix óptimo:

50%: Capacitación del personal, definición del consultor, contratación de la asesoría y desarrollo del modelo (ya presupuestado en el 2006).

50%: Implementación .



Comportamiento conveniente de los Costos Marginales de Energía. Buena Hidrología en la cuenca San Gabán Compromiso del personal Asignación de recursos Política orientada al cliente Política Comerciales

Actividades Clave


Recursos

Disponibilidad presupuestal Soporte informático Disponibilidad del recurso hídrico

Objetivo Funcional 2: Reducir la exposición de la empresa a Riesgos

Meta al 2010: Reducir el impacto de la volatilidad de los costos marginales


Aplicación de un Contrato Personalísimo para la selección del especialista asesor nacional o extranjero.


Objetivo Funcional 3: Contribuir a maximizar el margen comercial

Meta al 2010:

Generar 779 GWh de Energía de las unidades de generación hidráulica.

Disponibilidad de las unidades de generación del 97% Optimizar costos de mantenimiento



Cumplimiento del programa de mantenimientos (preventivos) para lograr una mayor disponibilidad de las unidades. Atención oportuna a requerimientos (incluyendo fines de semana sábado-domingo, apoyo administrativo). Cumplimiento del programa de operación y optimizar en tiempo real (en coordinación con el COES) el despacho de

energía.

Coordinar con GC el cálculo de los costos de energía y potencia dejados de generar (lucro cesante) por fallas en instalaciones de REP.

Cumplimiento de la programación de mantenimiento, por parte del COES, minimizando el porcentaje de desviaciones del programa de mantenimiento.

Seguimiento de la ejecución de los proyectos de afianzamiento hídrico 4 lagunas de Corani.


Recursos

Agua embalsada para época de estiaje Stock mínimo

El cumplimiento de la meta implica disponer finalmente con cuatro lagunas, que implican 32 Millones de metros cúbicos.

Producción a partir del 2001 hasta el 2005: 736, 774, 733, 789, 754 GWh. (promedio 757 GWh).

Generación de Energía (Disponibilidad de Unidades de Generación Hidráulica)

715 (2006) Considerando la inspección de túnel de aducción 12 días (8 + 4 por imprevisto) ese año. 730 (2007) Considerando la inspección de túnel de aducción 8 días. 763 (2008) Operación normalizada (recupera 20 GWh) e ingreso de laguna (13 GWh). 774 (2009) ingreso de laguna (11 GWh). 779 (2010) Ingreso de laguna (5 GWh), y descontando mantenimientos mayores (9 GWh) por 4 días adicionales por

maquinas (8 días).

Disponibilidad de Unidades de Generación Hidráulica

95% (2006 y 2007) Considerando la inspección de túnel de aducción 8 días cada año, afecta a la disponibilidad. 97% (2008 - 2009) Operación normal. 96,5% (2010) Incremento de actividades de mantenimiento.

Porcentaje de avance del Estudio e implementación de Optimización de Generación Hidráulica 5% Obtención del presupuesto para el estudio. 20% Estudio de Optimización. 25% Obtención del financiamiento para la implementación. 25% Primera mitad de Implementación del estudio. 25% Segunda mitad de Implementación del estudio.

Objetivo Funcional 4: Optimizar la gestión de costos


Meta al 2010:

Reducción de Gastos administrativos / Ventas: 5% (con respecto al año 2005). Reducción de Gastos comerciales / Ventas : 5% (con respecto al año 2005). Reducción de Gastos de Planeamiento / Ventas : 5% (con respecto al año 2005). Reducción de Costos de Producción / Ventas : 5% (con respecto al año 2005).


Información oportuna de los centros de costo. Realizar análisis costo / beneficio para las actividades a desarrollar.

- Plan de Mejora de Procesos para Trámite Documentario. - Plan de Mejora de Procesos de Logística. - Plan de Mejora de Procesos de Contabilidad. - Plan de Mejora de Procesos de Tesorería. - Plan de Mejora de Procesos de Finanzas y Presupuesto.


- Plan de Mejora de Procesos de Recursos Humanos. - Sistemas de Gestión de la Calidad.

Recursos

Asignación Presupuestal para realizar los talleres participativos de formulación de programas y evaluación y retroalimentación de resultados.

OBJETIVO ESTRATEGICO 2: AFIANZAR LA IMAGEN DE LA EMPRESA EN UN MARCO DE GESTIÓN DE RESPONSABILIDAD SOCIAL

Objetivo Funcional 1: Establecer e implementar políticas de Responsabilidad Social relacionadas a las necesidades de servicios básicos insatisfechos de la zona de influencia

Meta al 2010: Ejecutar al 100% los programas de responsabilidad social



Gestión para aprobación por FONAFE para programas de responsabilidad social. Consultoría especializada para el diagnóstico, plan y programas Internalización de la cultura de responsabilidad social en los trabajadores.

Recursos

Presupuesto aprobado por FONAFE para programas de responsabilidad social.


Objetivo Funcional 2: Internalizar los valores de la empresa y la cultura de responsabilidad social.

Factores de Éxito

Compromiso del personal en temas de responsabilidad social.

Cultura Organizacional.


OBJETIVO ESTRATEGICO 3: INCREMENTAR EL APROVECHAMIENTO HÍDRICO EN LA CUENCA DEL RÍO SAN GABÁN Y EXPLORAR OTRAS CUENCAS DE LA REGIÓN.

En el Anexo Nº 13 se presentan las fichas de los proyectos.

Objetivo Funcional 1: Optimizar al afianzamiento hídrico de la CH San Gabán II.

Meta al 2010: Incremento en el nivel de agua embalsada en 32,5 Millones de metros cúbicos (MMC).



Conseguir acuerdos con comunidades de Corani. Conseguir acuerdos con propietarios de terrenos en la zona de Pumamayo.

Contar con presupuesto aprobado por FONAFE para el desarrollo de los estudios y proyectos. Contar con las aprobaciones de la OPI del MEM y de la ODI del MEF para los estudios. Contar con Recursos Económicos propios o financiamientos externos para desarrollar Estudios y Proyectos. Obtener viabilidad UNOPS para desarrollar procesos de selección de Consultores y Contratistas.


Recursos

Recursos Económicos propios o financiamientos externos para desarrollar Estudios y Proyectos.


Proyectos


Objetivo Funcional 2: Desarrollo de Proyectos Hídricos 2006-2010.

Meta al 2010: Estudio de Pre-Factibilidad CH San Gabán III.


Contar con presupuesto aprobado por FONAFE para el desarrollo de los estudios. Contar con las aprobaciones de la OPI del MEM y de la ODI del MEF para los estudios. Obtener viabilidad UNOPS para desarrollar procesos de selección de Consultores y Contratistas.

Desarrollo del proyecto con apoyo de un consultor. Supervisión y control permanente.


Recursos

Recursos internos de la empresa para la elaboración de los estudios Recursos externos para financiamiento de las obras

Objetivo Funcional 3: Desarrollar el estudio de Evaluación de Potencial Energético de la Región

Meta al 2010:

Elaborar el Plan de Desarrollo de potencial hidroenergético Elaborar el Plan de Desarrollo de energía con fuentes no hidráulicas.



Contar con presupuesto aprobado por FONAFE para el desarrollo de los estudios y proyectos. Contar con Recursos Económicos propios o financiamientos externos para desarrollar Estudios y Proyectos. Desarrollo del proyecto con apoyo de un consultor. Supervisión y control permanente.


Recursos

Recursos internos de la Empresa

Presupuesto

OBJETIVO ESTRATEGICO 4: MEJORAR LA GESTIÓN EMPRESARIAL

Objetivo Funcional 1: Lograr el desarrollo, integración y motivación del personal de la Empresa.

Meta al 2010:

Mejorar el clima organizacional Programas y acciones de capacitación Formulación e implementación de un plan de reconocimientos10

10

El reconocimiento se puede dar en diferentes formas: Pasajes, Viajes, visitas a la Villa con familiares, Cursos, Medallas, Diplomas, Resoluciones, Reconocimientos por el

Directorio, otros.



Para mejorar la calidad en el trabajo se ha considerado los siguientes factores críticos de éxito:

Liderazgo y trabajo en equipo Cumplimiento de los Valores Corporativos (Cultura Organizacional) Procesos ágiles, eficientes, simples, con base en las áreas e ínter funcionales. Empresa que fomente la innovación, el cambio, con aprendizaje continuo y que sean abiertas a la sociedad.


Recursos

Asignación presupuestal para Capacitación. Infraestructura Asignación presupuestal para realización de eventos

Objetivo Funcional 3: Asegurar la competitividad empresarial a través de la permanente innovación y modernización de las herramientas de gestión.

Meta al 2010: Plan de desarrollo de herramientas de gestión por áreas



Aprobación de las herramientas administrativas (MOF, ROF, etc.) por parte de FONAFE.

Actividades Clave

Desarrollo e Implementación del Plan de Tecnología de Información

Objetivo Funcional 3: Asegurar la competitividad empresarial a través de la permanente innovación y modernización de las herramientas de gestión.

Meta al 2010: Monitorear costos de mantenimiento


Reestructuración del mapeo de procesos vinculando a todas áreas involucradas. Involucramiento de todas las áreas en la gestión de mantenimiento.

Mejorar clima laboral.


Recursos

Presupuesto Personal Capacitado

Sistema de comunicación (enlace fibra óptica - servidor BD)

Objetivo Funcional 2: Fortalecer las relaciones con las instituciones rectoras.

Meta al 2010: Lograr acuerdos sostenidos con instituciones rectoras



Establecer buenas relaciones con las autoridades de las instituciones rectoras Identificación de la plana gerencial con los valores de la empresa


V ANÁLISIS DE VALOR

El objetivo financiero de San Gabán S.A. es: Lograr una rentabilidad mayor del costo de capital del accionista y asegurar el equilibrio financiero de la empresa.

De este objetivo se deduce que San Gabán S.A. creará valor cuando logre obtener un flujo de caja que reditúe más que el costo de capital del accionista.

La metodología a emplearse es la del Free Cash Flow for the firm ( FCF) o flujo de caja libre para la empresa, con el fin de dar un alcance preliminar a lo que constituye la valorización de la empresa.

5.1 Metodología y Marco Teórico

La creación de valor se basa en el conocimiento pleno del efectivo disponible en la empresa, para lo cual se requiere de una reclasificación de la información contable a fin de identificar aquellas cuentas que implican un ingreso o desembolso de efectivo atribuible al accionista o acreedor.

Para este efecto, los asientos de contabilidad que no tienen efectos sobre el efectivo, no tienen efectos sobre el valor.

i. El Free Cash Flow for the firm ( FCF ) o flujo de caja libre para la empresa es una medida de rentabilidad de una empresa después de todos los gastos y reinversiones, que expresa el monto de efectivo que se deja para los accionistas.

Cuadro Nº 29 Flujo de Caja Libre


Para la determinación del flujo de caja libre la metodología es la siguiente:

Se determina la utilidad operativa ( EBITDA), es decir la diferencia entre la utilidad bruta y los gastos de operación. A la utilidad operativa se le resta las inversiones efectuadas, el capital de trabajo y el pago de impuestos al contado. La cantidad de efectivo que se deja después del pago a las inversiones y a los impuestos se conoce como flujo de caja libre.

El flujo de caja libre es el flujo de efectivo libre y disponible para generar un rendimiento sobre el capital invertido, y por lo tanto, es el que interesa a los accionistas. Es el efectivo que se deja después del pago de todos los costos de efectivo e inversión de operación requeridos para la empresa.

5.2 Determinación del Free Cash Flow (FCF) Histórico

I. Determinación del Net Operating Profits Less After Tax– NOPAT

El NOPAT representa los beneficios derivados de la empresa después de impuestos pero antes de los costos de financiación. Representa también el conjunto total de beneficios disponibles para proporcionar un rendimiento en efectivo para todos los proveedores de financiamiento de la empresa.


Cuadro Nº 30 NOPAT Histórico

El NOPAT de San Gabán fue positivo para el año 2005, mientras que en los años 2003 y 2004 fue negativo, por lo tanto la empresa antes del 2005 no cubría sus costos de ventas y sus gastos de operación, así como otros gastos que implican desembolso de efectivo como son: gastos extraordinarios, impuesto a la renta y participaciones. Este resultado incluye además la cobertura de los gastos de depreciación y amortización.


II. Determinación del Free Cash Flow Histórico – FCF

El Free Cash Flow – FCF es el efectivo procedente de las operaciones que está disponible para los accionistas, y que está libre para ser distribuido después que se hayan financiado todas las inversiones.

Es el flujo de fondos generado por las operaciones, sin tener en cuenta la deuda financiera, después de impuestos. Es el dinero disponible en la empresa después de haber cubierto las necesidades de reinversión y las necesidades operativas de fondos, suponiendo que no existe deuda y que, por lo tanto, no hay cargas financieras.

Cuadro Nº 31 FCF Histórico


Del cuadro anterior se deduce que el efectivo libre para el accionista ha sido positivo durante el año 2003, y negativo para los años 2004 y 2005. Por lo tanto a partir del 2004, la empresa no ha creado valor pero sí ha destruido valor. Estos resultados están supeditados al manejo financiero del capital de trabajo e inversiones netas.

Para el año 2005, San Gabán generó S/. 8,596 miles de nuevos soles producto de sus operaciones, que incluyen S/. 1,257 miles de nuevos soles por ingresos extraordinarios y varios netos de gastos. Esta cantidad se redujo por la inversión incremental en capital de trabajo - el capital de trabajo el año 2004 fue negativo e igual a S/. –6,170 miles de nuevos soles, por lo que la empresa ese año no pudo cubrir sus pasivos de corto plazo con sus activos de corto plazo – y por S/. 11,249 miles de nuevos soles invertidos adicionalmente en activos fijos.

5.3 Valor de la Empresa

5.3.1 Determinación del Free Cash Flow (FCF) Proyectado

En los Anexos Nº 14, 15, 16 y 17 se presentan los estados financieros proyectados por San Gabán S.A. para el año 2006, con los cuales se estimó el Free Cash Flow (FCF) proyectado de la empresa, el cual se presenta en el cuadro a continuación.

Cuadro Nº 32


Flujo de Caja Libre Proyectado – Año 2006

EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA SAN GABAN S.A.

Determinación del FCF Proyectado - Año 2006

En miles de nuevos soles

2006

Estado de Ganancias y Pérdidas

Ventas 99,943

Costo del servicio -75,250

Utilidad bruta 24,693

Gastos de comercialización -7,307

Gastos de administración -2,618

EBITDA 14,768

Gastos de depreciación -15,401

Gastos de amortización -90

Ingresos y gastos extraordinarios ( neto) -21,595

Utilidad operativa antes de impuesto (EBIT) -22,319

Impuesto a la renta -12,000

NOPAT -34,319

Depreciación y amortización 15,491

Variación del activo corriente 22,264

Variación del activo fijo 37,500

Variación del pasivo corriente -4,202

= Flujo de Caja Libre 36,734

Fuente: Estados Financieros San Gabán S.A.


¡Error!

Para el año 2006, San Gabán S.A. estima una reducción en sus ventas, pero mayores costos de venta lo que reduce su utilidad bruta en 40.10% respecto al año 2005, a su vez proyecta gastos de comercialización más elevados que en años anteriores, por lo cual su utilidad operativa caería de S/. 33,707 miles de nuevos soles el año 2005 a S/. 14,768 miles de nuevos soles el año 2006. Del mismo modo, los ingresos y gastos netos extraordinarios serían negativos por un valor de S/. –21,595 miles de nuevos soles. Adicionalmente, a partir del 2006 la empresa empezaría a hacer efectivo el pago del impuesto a la renta. Por estos motivos el NOPAT de San Gabán S.A. para el año 2006 es negativo e igual a S/. –34,319 miles de nuevos soles, lo que significa que los ingresos por ventas de servicio eléctrico de San Gabán S.A. durante el 2006 no cubrirían sus costos de ventas y sus gastos de operación, así como otros gastos que implican desembolso de efectivo como son: gastos extraordinarios, impuesto a la renta y participaciones.

El año 2006, San Gabán S.A. estima reducciones en el capital de trabajo y menores inversiones que en el año 2005, lo cual le

permitiría disponer de un mayor flujo de caja libre antes de deuda para la empresa, el cual para el 2006 asciende a S/. 36,734

miles de nuevos soles. En consecuencia, en años anteriores, las operaciones e inversiones de San Gabán disminuyeron el valor

de la empresa, sin embargo, a partir del año 2006 se crearía valor para la empresa.

5.3.2 Determinación del Costo de Capital de la Empresa

El costo de capital es la tasa de descuento empleada para descontar los flujos futuros de la empresa, y refleja los requerimientos

de rendimiento del capital de los accionistas de la empresa.

Para calcular el Costo de Capital de la Empresa - COK de San Gabán, se tomará como referencia el costo de capital de la

Empresa Edegel S.A.A. dedicada a la generación de energía eléctrica, que es la empresa de la que se dispone data en la Bolsa

de Valores de Lima para el periodo 2001-2005.

El primer paso es determinar el costo del patrimonio de Edegel para lo cual se empleará el método CAPM ( Capital Assets Pricing Model ), cuya fórmula es la siguiente:


Donde:

REdegel : costo del patrimonio Edegel

Rf : tasa de interés libre de riesgo: tasa de rendimiento de 7.16% de los bonos soberanos en soles con vencimiento a diez

años11.

: beta : riesgo sistemático de la empresa Edegel.

( Rm - Rf ): prima por riesgo del mercado: Índice Selectivo de la Bolsa de Valores de Lima12 menos la tasa libre de riesgo.

Para hallar el Beta y la tasa de retorno de Edegel REdegel se construyó la siguiente tabla con datos anuales de los años 2001 a

2005:

TABLA Nº 01

11

Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas. 12

El Indice Selectivo de la Bolsa de Valores de Lima (ISBVL), es el indicador que mide las variaciones de las cotizaciones de las 15 Acciones más representativas de la Bolsa de Valores de

Lima.

REdegel = Rf + ( Rm - Rf )

http://www.bvl.com.pe/


Para hallar el beta se divide la suma de la columna: Desviación de Edegel multiplicada por la desviación de Rm entre la suma de la columna: Desviación al cuadrado de la cartera de mercado.

Una vez obtenido el beta se estima el costo de patrimonio de la empresa Edegel REdegel :

REdegel = 7.16% + 0.416 x ( 33.78% - 7.16%)

RE = 18.23%

El resultado obtenido es el costo de patrimonio de Edegel REdegel y es igual a 18.23%, consideraremos que Edegel es más

riesgosa que San Gabán debido a que es una empresa que cuenta sólo con capitales privados mientras que San Gabán es una empresa de la actividad privada del Estado.

Para determinar el costo de capital de Edegel se empleará el método del Weighted Average Cost of Capital ( WACC), o el costo de capital de la empresa Edegel apalancada, su fórmula es la siguiente:


Donde13:

WACC: costo ponderado del capital T : impuesto a la renta: 30%. D : deuda E : patrimonio

REdegel : costo del patrimonio

W : D + E W = ( 1 – 0.3) x 590,014 x 25.26% + 2’376,148 x 18.23% 2’966,162 2’966,162 W = 3.52% + 14.6% = 18.12%

El WACC de 18.12% corresponde al costo de capital de la empresa Edegel S.A.

La Tasa de Actualización a utilizarse en la Ley de Concesiones Eléctricas es de 12% real anual. La tasa de retorno de San Gabán se encuentra entre ambas tasas y se hallará como un promedio simple de ambas tasas.

RSG = 12% +18.12% = 15.06%

2

13

La información que se presenta para estimar el WACC fue obtenida a partir de los Estados Financieros 2004 de la empresa Edegel.

WACC = ( 1 – T) x D x Rd + E x REdegel

W W


5.3.3 Valor de la Empresa

Para determinar el valor de la empresa se considerará el FCF proyectado sin deuda al 2006 como una perpetuidad según la siguiente fórmula.

V = 36,734 = 243,917 0.1506

El valor de la empresa San Gabán es de S/. 243’917,000 nuevos soles, sin considerar la deuda.

V = FCF 2006

RSG


VI 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.

6.1 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.


A diferencia del Planeamiento Estratégico anterior de la empresa (2004-2008), el énfasis se ha centrado en la determinación de un planteamiento estratégico 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 a diferencia del Planeamiento Estratégico anterior 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 Gestion

Empresarial

Mejorar relaciones con

Instituciones RectorasLograr Desarrollo,

Integración y

Internalizar valores de laempresa

Innovación y

Modernización de Herr. deGestión

Aprendizaje /

Crecimiento

Procesos

Incrementar el

Aprovechamiento Hídrico

Optimizar el

Afianzamiento Hídrico

Optimización dela Gestion de Costos

Comunidad /

UsuariosEstablecer e implementar

Políticas de

Responsabilidad Social

Fidelizacion de Clientes

Afianzar la imagen de la

empresa

Financiera

Maximizar Margen

Comercial

Asegurar SostenibilidadFinanciera

Reducción del Riesgo

Perspectiva Objetivos Estratégicos

MAPA ESTRATEGICO


6.2 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.

A continuación se presentan los indicadores del año 2006, por perspectiva y objetivo estratégico, en forma anual en el Cuadro Nº 33 y en forma trimestral en los Anexos Nº 18, 19, 20 y 21.


Cuadro Nº 33

FORMULACION DE INDICADORES AÑO 2006

PERSPECTIVA OBJETIVO

ESTRATEGICO EMPRESA

ESTRATEGIAS EMPRESA

METAS INDICADORES RESPONSA

BLE

META ANUAL

2006

FIN

AN

CIE

RO

OE1 EC3 Margen comercial S/. 48 Millones al 2010

Margen Comercial (Millones de Nuevos Soles)

GC 40.5

OE1 EC1 Saldo neto de caja de S/.20 Millones al final de cada año

Saldo Acumulado de caja al 31 de diciembre (Millones de Nuevos soles)

GAF 20

OE1 EC2 Reducir el impacto del riesgo

cambiario

% de perdida por diferencia

de cambio GAF 5%

CL

IEN

TE

S -

US

UA

RIO

S -

CO

MU

NID

AD

OE1 EC3 Calidad de Atención a clientes muy buena

Grado Satisfacción Cliente % GC 90%

OE2 EC1 Realizar el diagnóstico de las necesidades básicas de las zonas aledañas

% Avance diagnóstico, plan y programas de Responsabilidad Social

GG 100%

PR

OC

ES

OS

IN

TE

RN

OS

OE1 EC3 Producir 779 GWh en el 2010 (Generación Hidráulica)

Volumen de Producción (GWh)

GP 715

OE1 EC4

Llegar a reducir Gastos/ventas en 5% en el año 2010 con respecto al año 2005

Reducción de los Gastos/Ventas con respecto al 2005 (%)

GAF 1%


OE1 EC4

Llegar a reducir Costos/ventas en 5% en el año 2010 con respecto al año 2005

Reducción de los Costos/Ventas con respecto al 2005 (%)

GP 1%

OE3 EC1 Incremento en el nivel de recurso hídrico embalsado

Avance desarrollo Proyecto Corani (Estudios)

GPL 100%

CR

EC

IMIE

NT

O A

PR

EN

DIZ

AJE

OE4 EC1 Programas y acciones de capacitación

% de avance en elaboración de plan de reconocimientos

GAF 100%

OE4 EC1 Mejorar el clima organizacional

Grado de Satisfacción (Encuesta de clima organizacional)

GAF 3.5

OE4 EC3 Plan de desarrollo de herramientas de gestión por áreas

% de avance de la actualización de las herramientas de gestión administrativas

GAF 0%

OE2 EC2 Formulación de un código de ética

% de avance del código de ética

GG 100%


Cuadro Nº 34 Indicadores XYZ San Gabán

6.3 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 EGESG 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 internalizaciòn 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.


VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

1) El énfasis en la reformulación 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.

2) La estrategia genérica de 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 2010), y considerando las perspectivas del Balanced Score Card, se han formulado los siguientes objetivos estratégicos corporativos:

a. Lograr una rentabilidad mayor del costo de capital del accionista y

asegurar el equilibrio financiero de la empresa b. Establecer e implementar políticas de Responsabilidad Social

relacionadas a las necesidades de servicios básicos insatisfechos de la zona de influencia

c. Incrementar el Aprovechamiento Hídrico en la Cuenca del río San Gabán y explorar otras cuencas de la Región

d. Mejorar la gestión empresarial

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 2005; 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 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.

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