PLAN OPERATIVO - peru.gob.pe · Estructura Organizacional de la Empresa ... Mejoramiento de la vía...

2013

GERENCIA DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO EMPRESARIAL

DIVISIÓN SGI Y RSE

ACUERDO DE DIRECTORIO Nº 001-2012/026 FONAFE

RESOLUCIÓN DE DIRECCIÓN EJECUTIVA

N° 066-2012/DE-FONAFE

Cusco Enero 2013

PLAN OPERATIVO

PLAN OPERATIVO EGEMSA 2013 Página N° 2

PLAN OPERATIVO - EGEMSA EJERCICIO 2013

I. ASPECTOS GENERALES 1.1. Naturaleza Jurídica EGEMSA, es una empresa del Estado de derecho privado.

1.2. Objeto Social El objetivo de la empresa es generar y suministrar energía eléctrica a sus clientes de los mercados regulados, libres y al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN, median-te líneas de transmisión propias y de terceros. 1.3. Accionariado De conformidad a lo establecido en el Estatuto Social de la Empresa, el Capital Social de EGEMSA, pertenece el 100% al Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empre-sarial del Estado – FONAFE, el mismo que está compuesto por cuatro tipos de clases, de-bidamente inscritos en los Registro Públicos de la ciudad del Cusco, con un total 555’662,478 acciones, equivalente a 555’662,478 nuevos soles.

1.4. Misión

Misión Corporativa de EGEMSA

Generar y comercializar energía eléctrica de manera eficiente logrando la satisfacción de nuestros clientes, brindando un entorno laboral adecuado e incrementando el valor de la

empresa bajo una política de responsabilidad con la sociedad y el medio ambiente.

1.5. Visión

Visión Corporativa de EGEMSA al 2013

Ser reconocida como modelo de la empresa eficiente y responsable.


1.6. Marco Regulatorio Ley N° 27170 - Ley del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial

del Estado - FONAFE, su Reglamento, y modificatorias. Decreto Legislativo N° 1031 - Decreto Legislativo que Promueve la Eficiencia de la Acti-

vidad Empresarial del Estado y su Reglamento. Decreto Supremo N° 176-2010/EF, Reglamento del Decreto Legislativo N° 1031 que

promueve la eficiencia de la actividad empresarial del Estado. Ley N° 27245 - Ley de Responsabilidad y Transparencia Fiscal, su reglamento y normas

modificatorias y complementarias. Ley N° 28411 - Ley General del Sistema Nacional de Presupuesto. Ley N° 28832 – Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica. Ley N° 27293 - Ley del Sistema Nacional de Inversión Pública, su Reglamento y normas

modificatorias y complementarias. Decreto Legislativo N° 1017 - Ley de Contrataciones del Estado, su Reglamento y nor-

mas modificatorias y complementarias Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y sus modificatorias. Decreto Supremo Nº 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y sus

modificatorias. Decreto de Urgencia 049-2008, que asegura continuidad en la prestación del servicio

eléctrico. Código del Buen Gobierno Corporativo, aprobado por Acuerdo de Directorio N° 001-

2006/004-FONAFE, y modificatorias. Código Marco de Control Interno de las Empresas del Estado, aprobado por Acuerdo

de Directorio N° 001-2006/028-FONAFE y modificatorias.

1.7. Estructura Organizacional de la Empresa Con la finalidad de optimizar los recursos de la Empresa, para el desarrollo del Proyecto de la Rehabilitación Segunda Fase de la Central Hidroeléctrica Machupicchu, se modificó di-cha estructura con la incorporación de la Jefatura del Proyecto con un nuevo Cuadro de Asignación de Personal, el mismo que fue aprobado el 30 de junio 2009 en Sesión de Di-rectorio N° 381, según el siguiente detalle.


1.8. Factores críticos de éxito

a) Ejecución de la Obra rehabilitación de la segunda fase de la central hidroeléctrica Machupicchu.

b) Obtención de contratos de venta de energía. c) Afianzamiento hídrico de la cuenca del Vilcanota. d) Monitoreo permanente de la quebrada Ahobamba. e) Repuestos oportunos para la C. H. Machupicchu. f) Mejorar la confiabilidad de nuestras instalaciones. g) Mejoramiento de la vía alterna de acceso para la Central Hidroeléctrica Machupic-

chu. h) Fortalecer los valores empresariales y ambiente laboral.

1.9. Área de Influencia El área de influencia de EGEMSA está ubicada en el sur este del país, así como a nivel Na-cional.

1.10. Soporte operativo

- Central Hidroeléctrica Machupicchu - Central Térmica Dolorespata - Subestación Machupicchu - Subestación Cachimayo


- Subestación Dolorespata - Represa Sibinaccocha - Línea de transmisión Machupicchu – Cachimayo (L-1001) - Línea de transmisión Machupicchu – Quencoro (L-1002) - Línea de transmisión Cachimayo – Dolorespata (L-1003) - Taller Central de Mantenimiento

1.11. Logros

a. Principales logros obtenidos durante el año 2011 Gestión Obra Central Hidroeléctrica Machupicchu. Avance físico de obras civiles: 19.01%.( acumulado 30.46%) Avance físico de obras Electromecánicas: Diseño 95 %, Fabricación 70%,

Montaje 0%.

Gestión Administración Implementación de un sistema de gestión y evaluación del desempeño basa-

do en competencias del capital humano – 90 grados. Implementación del plan de capacitación acorde con las necesidades de cada

una de las áreas. Medición del Clima Laboral

Gestión Operaciones La producción de energía eléctrica alcanzada durante el presente ejercicio

fue de 743,091.76 MWh superior en 2.90% con respecto a la generación del ejercicio 2010 y 1.50% superior al promedio de generación del años 2002 al 2010, sin embargo, ha sido inferior en 0.20% con respecto a la energía pro-yectada bajo un escenario medio, esto por las reducciones de generación so-licitadas por el COES en un promedio de 7 MW diarios por Regulación Prima-ria de Frecuencia (RPF).

El tiempo de mantenimiento anual programado para la ejecución de inspecciones y actividades preventivas a los grupos de generación fue de 360 horas, habiéndose cumplido el objetivo programado en 299 horas; es decir se logró una reducción del 17 % en los tiempos de ejecución.

El tiempo medio de mantenimiento de los grupos de la planta fue programa, para el 2011, en 6.46 horas. Se consiguió optimizar este tiempo hasta 4.43 horas por grupo.

Recepción de los nuevos armarios para el sistema de regulación de velocidad para la Central Hidroeléctrica Machupicchu, con la finalidad de modernizar este sistema y como principal característica la introducción del sistema de redundancia, cuya puesta en servicio se desarrollará en Junio del 2013.

Diagnóstico especializado (a cargo del fabricante), del estado de los alternadores y cojinetes de los Grupos de la Planta.


Evaluación y mantenimiento de los interruptores de potencia en 138 kV de todas las Subestaciones.

Habilitación de seis torres de transmisión para la atención de eventuales contingencias en las Líneas 138 kV.

Adquisición de nuevos interruptores de potencia, seccionadores y pararrayos 138 kV para la modernización de la bahía de la línea Machupicchu – Cachimayo (L-1001) en la Subestación Cachimayo. La puesta en servicio se ejecutara el 2012.

Expediente técnico para la obra de captación de agua del rio Ahobamba para mejorar el sistema de refrigeración de los Grupos de la Central.

Reparación parcial e integral de ocho rodetes Pelton. Reparación de un rodete Pelton de EGASA mediante Convenio de

Cooperación Técnica Interinstitucional. Modernización del sistema de onda portadora de la línea de transmisión

Cachimayo – Dolorespata (L-1003) con la instalación y puesta en servicio de nuevos equipos de onda portadora digital, para garantizar los servicios de comunicación y tele protección de este importante enlace.

Gestión Planificación Suscripción Contratos del Convenio de Cooperación Empresarial y Adquisi-

ción de Activos con la empresa Luz del Sur S.A.A, para el desarrollo de la Cen-tral Hidroeléctrica Santa Teresa, con una participación para EGEMSA del 15 % de la potencia firme y energía generada, equivalente a un ingreso neto apro-ximado de 4 millones de dólares anuales.

Aprobación del estudio de perfil de represamiento laguna Langui-Layo-Kunturkanky, con fines de Afianzamiento Hídrico, e inicio del estudio de Fac-tibilidad.

Obtención de la Concesión definitiva Central Hidroeléctrica Santa Teresa Reconocimiento servidumbre convencional de acueducto obras hidroeléctri-

ca de EGEMSA a favor de Luz del Sur S.A.A. Ejecución obra de ampliación del Taller Central.

Gestión Comercial Durante el año 2011, se suscribieron contratos de suministro eléctrico y

adendas beneficiosas para EGEMSA, que aseguran los ingresos por venta de energía de la empresa para los próximos años; en particular, se contrató la mayor parte de la potencia y energía firme de EGEMSA para los años 2012 y 2013. Se suscribieron los siguientes contratos y adendas:


Asimismo, durante los meses de Enero a Octubre, se compró energía al Mer-cado Spot para cubrir los excesos de consumo de nuestro cliente Electro Sur Este S.A.A., en circunstancias que el costo marginal del SEIN era mucho me-nor al precio regulado por OSINERGMIN; esto ha significado un ingreso apro-ximado de 4.5 millones de Nuevos Soles.

b. Principales logros esperados a obtener el 2012

Gestión Obra Central Hidroeléctrica Machupicchu. Avance físico de obras civiles: 31.53% (acumulado 63.00 %) Avance físico de obras Electromecánicas: Diseño 78 %, Fabricación 89%, Montaje 5%.

EMPRESA POTENCIA CONTRATADA PERIODO PRECIO US$/MWh OBSERVACIONES

Electro Sur Este S.A.A. 25/40/10 MW 2008 - 2013 42.5Precio en función a la Tarifa de

Barra

INCASA 9.5/25 MW 2011 - 2017 41.68/42.22/43.21 En horas punta y fuera de punta

COELVISAC 17.3/23.6 - 29.3/35.1 MW 2010 - 2014 39.67Precio en función a la Tarifa de

Barra

XSTRATA TINTAYA 15 MW 2002 - 2012 37.39Tercera adenda de Contrato

ampliación de plazo hasta Oct. 2012

CONENHUA 12.5 / 15 MW 2002 - 2012 40.00Setima adenda de Contrato

ampliación de plazo, dic 2012

Gy M S.A 0.5 y 1.5 MW 2009 - 2013 49.11 En horas punta y fuera de punta

Hidrandina

Electro Nor Oeste

Electro Norte

Electro Centro

Coelvisac

20 MW 2013 - 2022 48.37

Licitación de Suministro Eléctrico

de Largo Plazo organizado por

DISTRILUZ.

ELECTRODUNAS 29.89 MW 2014 - 2018 42.74

Licitación de Suministro de Energía

Eléctrica de Largo Plazo organizada

por Electro Dunas

DUKE ENERGY

EGENOR20 MW 2013 41.81

Suministro destinado al mercado

regulado de Duke Energy

-

30.00

60.00

90.00

120.00

150.00

180.00

210.00

240.00

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

75,000

80,000

en

e-0

8

en

e-0

9

en

e-1

0

en

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1

en

e-1

2

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e-1

3

Co

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Mar

gin

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Tari

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arra

(US$

/MW

h)

Ene

rgía

(MW

h)

ADMINISTRACIÓN DE LA ENERGÍA (MWh) - COSTO MARGINAL (US$/MWh)

CMg

(US$/MWh)

Tarifa en Barra

(US$/MWh)

Producción

EGEMSA

TOTAL ENERGÍA DISPONIBLE Venta a Clientes CMg

Medio Anual…

88.21

32.1921.46

24.07


Gestión Administración Desarrollo del sistema de gestión y evaluación del desempeño basado en

competencias del capital humano – 180 grados. Migración de los sistemas de operativos a plataformas modernas y perma-

nente mantenimiento de los sistemas de contabilidad, almacenes, etc. Paz laboral por buenas relaciones con trabajadores, se traduce en trato di-

recto en negociación colectiva, atención medico preventiva. Counseling Laboral.

Gestión Operaciones A diciembre 2012 de producción de energía eléctrica alcanzó los 736,201.71

MWh, lo que representa un 0.93% inferior a la ejecución del Ejercicio 2011; debido a las siguientes razones i). reducciones de generación solicitadas por el COES para los fines de Regulación Primaria de Frecuencia, que al mes de diciembre se tuvo de 45,644.5 MWh que representa el 6.2% de la energía generada, ii). dos paradas de central (28 y 29 de abril) originalmente no previstas en el plan de mantenimiento 2012, para efectos de inspección escaneo del túnel de aducción para verificación de la capacidad de ingreso de agua ha dicho túnel.

Reparación del transformador siniestrado 33.5 MVA; 13.8/138 kV de la Subestación Machupicchu con un costo de US$ 736,320 y tiene como fecha de culminación en noviembre 2012.

Evaluación y pruebas del estado del aislamiento de los alternadores de la central después de 11 años de operación, cuyo estado del aislamiento es aún satisfactorio, sin embargo, el informe indica que los alternadores habrían consumido más del 50% de su vida útil recomendándose la pronta ejecución de un mantenimiento integral (overhaul) a los alternadores el cual está sien-do programado para el 2013.

Reemplazo del segundo banco de baterías en 110 Vcc de la Casa de Máquinas de la Planta para garantizar la confiabilidad del sistema de baterías que emplean los sistemas de control, mando y protección de los grupos.

En Julio se efectuó el mantenimiento de las celdas 138/10.5 kV correspondientes a los tres transformadores de potencia de la Subestación Dolorespata. Al respecto, se viene coordinando con la División de Estudios de la Gerencia de Planificación los aspectos técnicos conducentes a la adquisición y puesta en servicio de un nuevo transformador de 25/30 MVA en reemplazo de uno existente de 12.2 MVA el mismo que forma parte del Plan de Inversiones establecido por OSINERGMIN para el periodo 2013 – 2017.

Mediante Convenio de Cooperación Interinstitucional se concluyó con la reparación parcial de un Rodete Pelton de la Central Hidroeléctrica Charcani V – EGASA. El costo de reparación establecido en el Convenio ascendió a US$ 26,350.56.


De igual manera por Convenio de Cooperación Interinstitucional, se viene ejecutando la reparación integral de un Rodete Pelton de la Central Hidroeléctrica de San Gabán por un monto de S/. 365,905.51; y la reparación de dos rodetes de la Central Hidroeléctrica Aricota (EGESUR) por S/.148,792.23; estos trabajos deben ser concluidos antes de la finalización del presente ejercicio.

Puesta en servicio de nuevos interruptores, seccionadores y pararrayos 138 kV de la celda L-1001 en la Subestación Cachimayo.

Gestión Planificación Elaboración del estudio de regulación horaria a nivel de perfil. Estudio de afianzamiento hídrico cuenca Vilcanota. Conclusión obra de Ampliación del Taller Central de mantenimiento. Aprobación del Expediente Técnico de Contratación para la ejecución de la

Construcción de la Defensa Ribereña en el campamento km 107 Sector Ope-raciones - Represa – CHM.

Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo (CBGC). Desarrollo e Implementación del Sistema de Control interno (COSO). Elaboración del Plan Estratégico Responsabilidad Social Empresarial 2013-

2017. Aprobación del Proyecto de evaluación arqueológica con excavaciones con

fines de delimitación y señalización de sitios arqueológicos en área de la C.H Santa Teresa.

Recertificación del Sistema de Gestión Integrado (ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001).

Auditoria internas de seguimiento al Sistema de Gestión Integrado. Obtención de la 1° Adenda de Modificación de la Concesión de Generación

de la Central Hidroeléctrica Machupicchu en su I y II Fases. Medición y mejoramiento del Clima Laboral.

Gestión Comercial Se logró contratar toda la energía firme de la C.H. Machupicchu. Se suscribieron las siguientes adendas: Sexto Addendum con COELVISAC: se amplía potencias contratadas del sumi-

nistro en Arequipa (hasta 7 MW en horas de punta y 18.5 MW en horas fuera de punta).

Octavo Addendum con CONENHUA: se define exclusividad de suministro y actualización de precios.

Primer Addendum con GyM S.A.: se amplía plazo de contratación hasta la fi-nalización de la construcción de la Segunda Fase de la CH Machupicchu.


De enero a Agosto 2012 se ha logrado un margen de comercialización de 7.65 mi-llones de soles, por la existencia de contratos a firme, respecto de haber vendido la energía a costo marginal

a. Principales logros esperados a obtener el 2013

Gestión Obra Central Hidroeléctrica Machupicchu. Avance físico de obras civiles: 37.00 % (acumulado 100.00 %) Avance físico de obras Electromecánicas: Diseño 100 %, Fabricación 100 %,

Montaje 100 %.

Gestión Administración Desarrollo del sistema de gestión y evaluación del desempeño basado en

competencias del capital humano – 360 grados. Implementación de un Sistema Integrado de Información Gerencial (SIG) - I

Etapa. Implementación sistematizada de contabilidad. Implementación del Sistema de Incentivos basado en Resultados. Culminación de migración en contabilidad a la utilización de las NIC (normas

internacionales de contabilidad).

Gestión Operaciones Se tiene previsto alcanzar la producción de 747 902.52 MWh bajo un escena-

rio medio. Implementar un sistema hidráulico de respaldo para el control de la válvula

mariposa y evitar paralizaciones forzadas de la central Machupicchu. Debido al reordenamiento urbano de la localidad de Aguas Calientes y ante

las fallas suscitadas, se ha programado la reubicación y montaje de cable de fibra óptica del tramo Aguas Calientes – Represa.

Adquirir una ambulancia para la eventual evacuación del personal de la Plan-ta ante emergencias.

En coordinación con la Gerencia de Planificación y Desarrollo Empresarial se efectuarán las adquisiciones previstas en el Plan de Inversiones OSINERGMIN 2013 – 2017 y que contemplan, en la Subestación Dolorespata, el reemplazo de un transformador de potencia de 12.2 MVA por uno de 30 MVA así como la implementación de un nuevo banco de capacitores de 10 MVar.

En la Subestación Dolorespata se tiene previsto el cambio de pararrayos de 138 kV por unidades de óxido de zinc.

Después de más de 15 años de funcionamiento y ante fallas continuas pre-sentadas en sus componentes se ha programado para la Subestación Dolo-respata el cambio de los bancos de baterías de 48 y 110 Vcc; similarmente, en la Subestación Cachimayo se prevé el cambio del banco de 110 Vcc.

En la Subestación Cachimayo se ha programado el mantenimiento integral del transformador de potencia de 138/60/22.9 kV en el cambiador de tomas o taps y la estanqueidad del mismo.


En la Subestación Cachimayo se ha considerado efectuar el cambio de los transformadores de corriente pertenecientes a la Línea L-1001 los mismos que fueron adquiridos y entregados el año 2012.

Mediante la modalidad de Convenios se prevé la reparación integral de un rodete Pelton y anillos de estanqueidad de la Central Hidroeléctrica San Ga-bán; así mismo, se tiene prevista la reparación de un rodete de la Central Hi-droeléctrica Yuncán.

Preparación de las instalaciones del Taller Central de Mantenimiento para la ejecución de trabajos en los nuevos rodetes Francis y que comprende la ad-quisición y puesta en servicio de un nuevo puente grúa de 25 Ton, la fabrica-ción de nuevos hornos de precalentamiento y tratamiento térmico, la adqui-sición de una máquina de soldar multiproceso y la implementación de un sis-tema de control numérico para el torno vertical.

Actividades de monitoreo geológico incorporadas permanentemente en EGEMSA a través de un Ing. Geólogo dedicado a tal fin, permitirán la eficaz ejecución y control de los fenómenos geológicos que se presentan en la cuenca del Ahobamba – Salkantay, la presa de Sibinaccocha y las líneas de transmisión.

Gestión Planificación Construcción de la Defensa Ribereña en el campamento km 107 Sector Ope-

raciones - Represa – CHM. Afianzamiento Hídrico Cuenca del Vilcanota. Ampliación Capacidad de Transformación SEDO. Mejoramiento de Instalaciones en los Campamentos km 107 y km 122 de la

C.H. Machupicchu. Cerco perimétrico Cachimayo. Captación de Agua del Río Ahobamba para Optimizar los Sistemas de Refri-

geración de la C.H. Machupicchu. Celda de transformador SET MAT/AT DOLORESPATA. (Disposición

OSINERGMIN). Celda compensador SET MAT/AT DOLORESPATA. (Disposición OSINERGMIN). Desarrollo e Implementación del Plan Estratégico de Responsabilidad Social

Empresarial. Auditoria externas de seguimiento al Sistema de Gestión Integrado. Auditoria internas de seguimiento al Sistema de Gestión Integrado. Desarrollo e Implementación del Sistema de Control Interno – COSO. Implementación del Sistema Código marco del Buen Gobierno Corporativo –

CBGC de empresas del estado. Aprobación del Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos – CIRA en

el área de influencia de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa para su trans-ferencia a la empresa Luz del Sur.

Medición del Clima Laboral y Couseling Laboral.


Gestión Comercial Para el año 2013 se busca contratar la totalidad de la potencia y energía fir-

me de la Primera Fase de la CH Machupicchu; asimismo, se debe iniciar la contratación de la potencia y energía firme de la Segunda Fase de la Central Hidroeléctrica Machupicchu.

La venta de energía prevista alcanzar para este ejercicio es de 723 154.83 Mwh bajo un escenario medio.

Implementación del Software del Sistema Comercial en su integridad para mejorar los procesos de gestión en las Divisiones Centro de Control, Contra-tos y Transferencias, mejorando la gestión de indicadores de gestión comer-cial y la alimentación del motor de base de datos.

Capacitación del nuevo personal del Centro de Control con pasantías en el COES y otras entidades del sector, con la finalidad de mejorar el desempeño del personal encargado de la operación de las instalaciones de la empresa en tiempo real.

Capacitar al Personal de la Gerencia Comercial en la gestión y operación con la implementación de la II Fase de la CH Machupicchu, la reconfiguración to-pológica del sistema eléctrico con las líneas de transmisión que se construi-rán en el área de influencia de la CH Machupicchu.

II. Líneas de negocio de la Empresa

2.1. Descripción de las Líneas de negocio de la empresa EGEMSA, por ser una empresa de generación, tiene como única línea de negocio el sumi-nistro de energía eléctrica en bloque a las empresas distribuidoras, clientes libres y al mercado Spot. 2.2. Información cuantitativa de líneas de negocio de los años: Real al 2011, estimado

año 2012 y previsto 2013 EGEMSA, cuenta con una potencia instalada de 106.07 MW, compuesta por las siguientes centrales:

Central Hidroeléctrica Machupicchu : 90.45 MW Central Térmica Dolorespata (retirado del COES) : 15.62 MW

a. Producción El total de la producción total de energía eléctrica es el 99% hidráulica y proveniente de la Central Hidroeléctrica Machupicchu. En la actualidad la Central Térmica Dolorespata, se encuentra retirada de la operación comercial del COES. Para la entrega de la energía eléctrica a sus clientes EGEMSA utiliza instalaciones de transmisión propia (Machupicchu – Cusco) y de la empresa de transmisión Red de Energía del Perú - REP.


A diciembre 2012 de producción de energía eléctrica alcanzó los 736,201.71 MWh, lo que representa un 0.93% inferior a la ejecución del Ejercicio 2011; debido a las siguientes razones i) reducciones de generación solicitadas por el COES para los fines de Regulación Primaria de Frecuencia, que al mes de diciembre se tuvo de 45,644.5 MWh que representa el 6.2% de la energía generada, ii) dos paradas de central (28 y 29 de abril) originalmente no previstas en el plan de mantenimiento 2012, para efectos de inspección escaneo del túnel de aducción para verificación de la capacidad de ingreso de agua ha dicho túnel. La programación de la producción de generación hidráulica bruta para el año 2013, bajo un escenario medio se tiene previsto alcanzar los 747,902.52 MWh. A continuación se muestra la evolución de la producción de generación hidráulica de la Central Hidroeléctrica Machupicchu del 2002 al 2013.

(*) PLAN OPERATIVO 2013 / BALANCE DE PRODUCCIÓN Y VENTA 2001-2013.XLSX

b. Compra de energía eléctrica del sistema Debido a la postergación de la parada de la Central Hidroeléctrica Machupicchu por las obras de rehabilitación de la segunda fase, no se ha previsto la compra de energía eléctri-ca durante el ejercicio 2013. c. Ventas Las ventas de EGEMSA están orientadas principalmente a dos tipos de mercado: Regulado y Libre. En el primero se encuentran las empresas distribuidoras Electro Sur Este S.A.A. y Consorcio Eléctrico Villacuri - Coelvisac y en el segundo, los usuarios libres Consorcio Eléc-trico Villacuri-Coelvisac (Lima, Yura) , Incasac, Distriluz – Coelvisac y G&M S.A.


Adicionalmente se comercializa energía en el mercado spot a través de las transferencias de energía a otros generadores integrantes del COES, energía que es valorizada a los cos-tos marginales que se presentan en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN. El volumen máximo comercializado a diciembre 2012 por EGEMSA, con contratos suscritos con sus clientes, alcanzó la cifra de 742 399.93 MWh obteniéndose una disminución del 13.88% con respecto al año 2011, por la mayor compra de energía eléctrica al mercado de transferencias del SEIN con un volumen de 34,661.84 MWh, para atender el exceso de la demanda de nuestro cliente Electro Sur Este S.A.A. La programación de las ventas para el ejercicio 2013 bajo el escenario medio, que se espe-ra alcanzar es de 723,154.83 MWh como se puede apreciar a continuación:

(*) PLAN OPERATIVO 2013 / BALANCE DE PRODUCCIÓN Y VENTA 2001-2013.xlsx

d. Ingresos por venta de energía eléctrica Los ingresos por venta de energía eléctrica al mes de diciembre 2012 según el repor-te de Estado de Resultados Integrales de los estados financieros es del orden de S/. 112’479,332.00 significando una disminución del 3.69% con respecto al ejercicio 2011 por la mayor compra de energía eléctrica para atención del cliente electro Sur Este S.A.A. Mientras que la programación de los ingresos por venta de energía eléctrica para el ejercicio 2013 bajo el escenario medio está en el orden de S/. 115’483,697.00.


e. Balance de producción y venta de energía Considerando la producción, compra de energía, consumo propio, las pérdidas de energía, y las ventas de energía en el mercado regulado, libre y spot se obtiene el siguiente balan-ce:

(*) PLAN OPERATIVO 2013 / PRODUCCIÓN Y VENTA DE ENERGÍA 2013 Graf.XLSX

f. Clientes EGEMSA cuenta con los siguientes clientes: CLIENTES 2012 Nuestros clientes para el ejercicio 2012 son los siguientes:

CLIENTES MERCADO POTENCIA CONTRATADA FECHA FINALIZACIÓN

Libre

HP: 9.5 MW HFP: 25 MW

31/12/2017

Libre 12.5 MW (1 Enero – 14 Setiembre)

15 MW (15 Septiembre – 31 Diciembre) 31/12/2012

Regulado 25 MW (Enero – Octubre)

40 MW (Noviembre - Diciembre) 31/12/2013

Regulado y Libre

HP: 17.30 - 23.60 MW HFP: 29.3 – 35.10 MW

31/12/2014

Libre 15 MW 31/10/2012

Libre HP: 1 MW

HFP 1.5 MW 27/04/2012

HP: Horas Punta HFP: Horas Fuera de Punta Fuente: Elaboración Propia

REQUERIDA PARA LA PRODUCCION

7,572.33

PRODUCCION BRUTA 747,902.52

PRODUCCION NETA

740,033.19

MERCADO LIBRE

544,419.82

COMPRA ENERGIA SISTEMA 0.00

Perdidas en lineas propias y terceros

17,175.36

Venta a Clientes 723,154.83

COES

23,563.69MERCADO REGULADO

155,171.33

ELSE 54,452.91

COELVISAC

100,718.42INCASAC

178,780.05DISTRILUZ

109,181.20 DUKE ENERGY

108,905.82COELVISAC

144,137.85G Y M S.A.

3,414.90


CLIENTES 2013 Nuestros clientes para el ejercicio 2013 son los siguientes:

CLIENTES MERCADO POTENCIA CONTRATADA FECHA FINALIZACIÓN

Libre

HP: 9.5 MW HFP: 25 MW

31/12/2017

Regulado 10 MW 31/12/2013

Regulado y Libre

HP: 19 - 23.30 MW HFP: 34.8 – 39.10 MW

31/12/2014

Libre HP: 0.5 MW HFP 1.5 MW

Finalización Cons-trucción 2da Fase CH

Machupicchu

Libre 20 MW 31/12/2013

Regulado (Adjudicado en

Licitación de Largo Plazo)

20 MW 31/12/2022

HP: Horas Punta HFP: Horas Fuera de Punta Fuente: Elaboración Propia

III. Plan Operativo

El Plan Operativo para el ejercicio 2013 de EGEMSA, es el resultado del planeamiento a corto plazo, de las actividades y metas trazadas por cada una de las áreas que conforman la empresa y contienen las consideraciones adoptadas y sustentadas, constituyendo así la base para la formulación del Presupuesto, Plan Anual de Contrataciones y el Plan Anual de Capacitación. La elaboración de este instrumento de gestión, se ha realizado con la participación directa de las Gerencias de Área y Jefaturas, puntualizando con detalle, para los fines internos de gestión, las estrategias y metas empresariales a nivel de cada área funcional. 3.1. Principales objetivos y metas del Plan Estratégico – Mapa Estratégico de la Empre-

sa.

a. Objetivos estratégicos

Nº Objetivos Estratégicos

O1 Objetivo Estratégico 1.0 Maximizar la rentabilidad de la empresa

O2 Objetivo Estratégico 2.0 Fortalecer las relaciones con grupos de interés

O3 Objetivo Estratégico 3.0 Promover la transparencia de la empresa

O4 Objetivo Estratégico 4.0 Optimizar la gestión de la empresa

O5 Objetivo Estratégico 5.0 Fortalecer la cultura organizacional, la integración y desa-

rrollo del personal


b. Metas del Plan Estratégico

Las metas del Plan Estratégico se encuentran en la Matriz Estratégica en el Anexo N° 01.

c. Mapa Estratégico de la Empresa

A continuación se presenta el Mapa Estratégico empresarial bajo las cuatro perspecti-vas de: Aprendizaje, Procesos, Clientes y Finanzas


3.2. Relación entre los objetivos del Plan Operativo de la Empresa y los Objetivos del

Plan Estratégico de la Empresa, de FONAFE y del Sector

OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE LA EMPRESA ALINEADOS A LOS OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE FONAFE Y EL SECTOR

OBJETIVOS DESCRIPCIÓN

OBJETIVOS ESTRATÉGICOS

DE LA EMPRESA FONAFE (1) SECTOR (2)

Objetivo Estratégico 1 Maximizar la rentabilidad de la empresa A I

Objetivos Operativos 1 Asegurar la sostenibilidad de la Empresa A I Objetivos Operativos 2 Optimizar los costos A I Objetivo Estratégico 2 Fortalecer la relaciones con los grupos de interés B II

Objetivos Operativos 1 Desarrollar e implementar un plan de responsabilidad social sostenido

B II

Objetivo Estratégico 3 Promover la transparencia de la empresa E III, IV

Objetivos Operativos 1 Cumplir con la normativa de la transparencia E III, IV Objetivo Estratégico 4 Optimizar la gestión de la empresa C I, III

Objetivos Operativos 1 Eficiencia de las inversiones C I, III Objetivos Operativos 2 Fortalecer la gestión empresarial y administración del riesgo C I, III

Objetivo Estratégico 5 Fortalecer la cultura organizacional, la integración y el desarrollo del personal D IV

Objetivos Operativos 1 Desarrollar las competencias del personal D IV

Objetivos Operativos 2 Afianzar los valores y el ambiente laboral D IV CUADRO Nº 1 OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE FONAFE

LITERAL OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE FONAFE

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

B Fortalecer la Actividad Empresarial del Estado.

C Fortalecer la Imagen de la Corporación FONAFE.

D Reforzar los Valores, la Comunicación el Desarrollo del Personal

E Promover la Transparencia en la Gestión de las Empresas del Holding y Encargos.

CUADRO Nº 2

OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL SECTOR (Ministerio de Energía y Minas)

LITERAL OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL SECTOR

I

Promover el desarrollo sostenible y competitivo del sector energético, priorizando la inversión privada y la diversificación de la matriz energética; a fin de asegurar el abastecimiento de los requerimientos de energía en forma eficiente y eficaz para posibilitar el desarrollo de las actividades productivas y la mejora de las condiciones de vida de la población.

II Promover con eficiencia y eficacia la actividad minera a fin de contribuir al desarrollo del país. Promover el desarrollo sostenible, racional y competitivo del sector minero, priorizando la inversión privada.

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

IV

Contar con una organización transparente, eficiente, eficaz y descentralizada, que permita el cumpli-miento de su misión a través de procesos sistematizados e informatizados, con personal motivado y altamente calificado y con una cultura de planeamiento y orientación a un servicio de calidad al usua-rio.


3.3. Plan Operativo: Avance de Indicadores al III trimestre y estimación al cierre 2012 Para mayor se detalle se adjunta en el Anexo 1.

(*) PLAN OPERATIVO 2013 / MATRIZ ESTRATÉGICA DE EGEMSA ESTIMA CIERRE 2012-2013.xlsx

3.4. Objetivos del Plan Operativo 2013 Los objetivos del Plan Operativo para el ejercicio 2013, cuentan con los indicadores de desempeño más representativos. Estos indicadores permitirán realizar una evaluación del desempeño empresarial durante el ejercicio en mención, los mismos que, en resumen se detallan a continuación:

OBJETIVO ESTRATÉGICO

OBJETIVO

OPERATIVO

INDICADORES

METAS 2013

I TRIMESTRE

II TRIMESTRE

III TRIMESTRE

IV TRIMESTRE

P.

FIN

AN

CIE

RA

MAXIMIZAR LA RENTABILIDAD DE LA EMPRESA

ASEGURAR LA SOSTENIBILIDAD DE LA EMPRESA

Rentabilidad patrimonial – ROE

0.87%

1.66%

2.50%

3.51%

Rentabilidad sobre la Inver-sión - ROI

0.78%

1.46%

2.10%

2.83%

Solvencia

13.82%

17.00%

19.70%

22.30%

Liquidez – prueba Acida

3.47

2.35

2.34

2.74

III TRIMESTRE EST. CIERRE

Rentabilidad patrimonial ROE Porcentaje 4.09% 1.74% 2.69% 3.15% 4.21% 3.51% (Utilidad o Pérdida Neta / Total Patrimonio al cierre del año anterior) x 100

Rentabilidad sobre la Inversión - ROI Porcentaje 3.76% 1.68% 2.54% 2.87% 3.68% 2.83%

(Utilidad del Ejercicio + i - t x i) / (Activo Neto Promedio)) x 100i = Interes por endudamientot= tasa de impuesto a la rentat x i = escudo tributario de la deudaActivo Neto: Activo Total - Pasivos EspontáneosPasivos Espontáneos: IGV + IR + Cuentas por Pagar Corto PlazoActivo Neto Promedio: (Activo Neto Inicial + Activo Neto Final)/2

Solvencia Porcentaje 2.56% 2.56% 1.72% 1.40% 6.88% 22.30%((Pasivos Totales - Pasivos Espontáneos)/ Patrimonio) x 100

Pasivos Espontáneos: IGV + IR + Cunetas por Pagar a Corto Plazo

Liquidez - Prueba Ácida Unidad Monetaria 6.00 4.66 3.42 1.04 1.45 2.74 ((Caja + Cuentas por Cobrar a Corto Plazo) / Pasivo Corriente) x 100

Variación del Margen Bruto Porcentaje 1.13% -0.03% -0.25% 26.33% 19.99% -3.99% (Var. % Anual Ventas Netas - Var. % Anual Costo de Ventas)

Ratio Gasto Administrativo - Producción

S/. / MWh 8.10 8.23 8.48 7.74 8.49 10.76 (Gastos Administrativos / Energía Producida)

Fortalecer la actividad empresarial del Estado

Fortalecer las relaciones con grupos de interés

Desarrollar e implementar un plan de responsabilidad social sostenido

Cumplimiento del Programa de Resposabilidad Social Empresarial

Porcentaje 34.73% 90.00% 17.60% 0.00% 5.00% 100.00% (Actividades Ejecutadas / Actividades Programadas) x 100

Promover la transparencia en la gestión de las Empresas del Holding y Encargos

Promover la transparencia de la empresa

Cumplir con la Normativa de Transparencia

Grado de Cumplimiento de la directiva de transpatencia

Porcentaje 96.52% 100.00% 100.00% 99.51% 100.00% 100.00%Puntaje promedio del RankingCorporativo de Transparencia de FONAFE vigente

Cumplimiento con el Programa de Proyectos de Inversión

Porcentaje 89.38% 45.00% 38.61% 38.33% 87.42% 100.00%(Gasto en Proyectos de Inversión Ejecutado / Gasto en Proyectos de Inversión Programado) x 100

Cumplimiento con el Programa de Gastos No Ligados a Proyectos

Porcentaje 59.68 30.00 33.72% 12.01% 75.06% 100.00%(Gasto No Ligados a Proyectos Ejecutado / Gasto No Ligado a Proyectos Programado) x 100

Implementación del Sistema de Control Interno - COSO

Porcentaje - 0.00 8.24% 20.00% 35.00% 100.00% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100

Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo - CBGC

Porcentaje - 0.00 25.00% 50.00% 54.17% 100.00% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100

Desarrollar las competencias del personal

Cumplimiento del Programa de Capacitación.

Porcentaje 95.00% 95.10% 103.13% 62.26% 96.23% 100.00% (N° de Capacitaciones Ejecutadas / N° de Capacitaciones Programadas) * 100

Clima Laboral Porcentaje - 60.00% 54.47% N/A 55.03% 60.00% Promedio de Resultados de la Evaluación de Clima Laboral

Actividades para reforzar los valores de la empresa

Porcentaje 100.00% 100.00% 100.00% 87.50% 100.00% 100.00% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100

Maximizar la rentabilidad de la empresa

Perspectiva

Optimizar costos

META

Asegurar la sostenibilidad de la empresa

Financiera

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

20112010

Afianzar los valores y el ambiente laboral

Cliente

Fortalecer la gestión empresarial y administración del riesgo

Optimizar la gestión de la empresa

Eficiencia de las Inversiones

Fortalecer la Imagen de la Corporación FONAFE

Proceso Interno

Aprendizaje y crecimiento

Reforzar los valores, la comunicación y el Desarrollo del Personal

Fortalecer la cultura organizacional, la integración y el desarrollo del personal

MATRIZ ESTRATÉGICA DE EGEMSA

Visión corporativa: "Ser Reconocida como modelo de la empresa eficiente y responsable".

Misión corporativa: "Generar y comercializar energía eléctrica de manera eficiente, logrando la satisfacción de nuestros clientes, brindando un entorno laboral adecuado e incrementando el valor de la empresa bajo una política de responsabilidadcon la sociedad y el medio ambiente".

Unidad de MedidaIndicador Fórma de cálculoObjetivo Estratégico

FONAFEObjetivo Estratégico

EmpresaObjetivo Específico

Empresa 2009 20132012


OBJETIVO ESTRATÉGICO

OBJETIVO

OPERATIVO

INDICADORES

METAS 2013

I TRIMESTRE

II TRIMESTRE

III TRIMESTRE

IV TRIMESTRE

OPTIMIZAR LOS COSTOS

Variación del Margen Bruto

3.80%

- 2.57%

- 5.85%

- 3.99%

Ratio gasto Administrativo

11.31

S/. /MWh

10.97

S/. /MWh

10.98

S/. /MWh

10.76

S/. /MWh

P.

CLI

ENTE

FORTALECER LA RELACIONES CON GRUPOS DE INTERÉS

DESARROLLAR E IMPLEMENTAR UN PLAN DE RESPONSABILIDAD SOCIAL SOSTENIDO

Cumplimiento del Programa de Responsabi-lidad Social Empresarial

20.00%

40.00%

60.00%

100.00%

PROMOVER LA TRANSPARENCIA DE LA EMPRESA

CUMPLIR CON LA NORMATIVA DE TRANSPARENCIA

Grado de cumplimiento de la directiva de transparen-cia

100.00%

100.00%

100.00%

100.00%

P.

PR

OC

ESO

S

OPTIMIZAR LA

GESTIÓN DE LA EMPRESA

EFICIENCIA DE LAS INVERSIONES

Cumplimiento con el programa de proyectos de Inversiones

44.42%

64.29%

84.92%

100.00%

Cumplimiento con el programa de gastos no ligados a pro-yectos

0.22%

37.14%

77.66%

100.00%

FORTALECER LA GESTIÓN EMPRESARIAL Y ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO

Implementar del Sistema de Control Interno COSO

10.00%

30.00%

60.00%

100.00%

Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo

16.67%

33.33%

66.67%

100.00%

P.

AP

REN

DIZ

AJE

FORTALECER LA CULTURA ORGANIZACIONAL, LA INTEGRACIÓN Y EL DESARROLLO DEL PERSONAL

DESARROLLAR LAS COMPETENCIA DEL PERSONAL

Cumplimiento del programa de capacitación

13.00%

36.00%

66.00%

100.00%

AFIANZAR LOS VALORES Y EL AMBIENTE LABORAL

Clima laboral

N/A

N/A

N/A

60.00 %


N/A

66.67%

77.78%

100.00%

3.5. Indicadores y metas del Plan Operativo 2013

3.5.1. OBJETIVO ESTRATÉGICO 1: MAXIMIZAR LA RENTABILIDAD DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 45%

Objetivo Específico 1: Asegurar la sostenibilidad de la empresa - Ponderación 30 %


INDICADOR 1

Nombre Indicador Rentabilidad patrimonial (ROE)

Ponderación del Indicador 10 %

Tipo de indicador Continuo de Incremento (CI)

Valor de referencia No aplicable

Unidad de Medida Porcentaje

Datos históricos 2008: 7.24 % 2009: 4.09 % 2010: 1.74 % 2011: 2.69 %

Valor Estimado 2012 4.21%

Meta para el 2013

Al primer trimestre : 0.87% Al segundo trimestre : 1.66% Al tercer trimestre : 2.50% Al cuarto trimestre : 3.51%

Forma de cálculo:

INDICADOR 2

Nombre Indicador Rentabilidad sobre la Inversión (ROI)







Meta para el 2013


Forma de cálculo:

Nota: i: interés por endeudamiento t*i: escudo tributario En el presente ejercicio 2013 se efectuará el desembolso de los intereses de la deuda financiada por FONAFE para las Obras de la Rehabilitación de la Segunda Fase de la Central Hidroeléctrica Machupicchu.

%100*anterior año del cierre al patrimonio Total

neta Pérdida o Utilidad=ROE

%100*Promedio Neto Activo

i* ti ejercicio del Utilidad +=ROI


INDICADOR 3

Nombre Indicador Solvencia (S)







Meta para el 2012


Forma de cálculo:

Nota: Pasivos espontáneos: IGV + IR+ Cuentas por pagar a corto plazo

INDICADOR 4

Nombre Indicador Liquidez – Prueba Ácida (L)




Unidad de Medida Unidad monetaria

Datos históricos 2008: 2.46 2009: 3.90 2010: 4.66 2011: 3.42

Valor Estimado 2012 1.45

Meta para el 2013

Al primer trimestre : 3.47 Al segundo trimestre : 2.35 Al tercer trimestre : 2.34 Al cuarto trimestre : 2.74

Forma de cálculo:

Objetivo Específico 2: Optimizar los Costos Ponderación – 15 %

INDICADOR 1

Nombre Indicador Variación del Margen Bruto (VMB)


Tipo de indicador Continuo de Reducción (CR)

Valor de Referencia No aplicable

%100*Patrimonio

sEspontáneo Pasivos Totales Pasivos=S

Corriente Pasivo

plazo corto acobrar por cuentas Caja +=L


Unidad de medida Porcentaje

Datos históricos 2008: 5.65 % 2009: 3.78 % 2010: -0.03 % 2011: -0.25 %


Meta para el 2013 Al primer trimestre : 3.80% Al segundo trimestre : - 2.57% Al tercer trimestre : - 5.85% Al cuarto trimestre : - 3.99%

Forma de Cálculo: INDICADOR 2

Nombre Indicador Ratio de Gasto Administrativo – Producción - EGA




Unidad de medida S/. / MWh

Datos históricos 2008: 7.29 S/. / MWh 2009: 8.10 S/. / MWh 2010: 8.23 S/. / MWh 2011: 8.48 S/. / MWh

Valor Estimado 2012 8.49 S/. / MWh

Meta para el 2012 Al primer trimestre : 11.31 S/. /MWh Al segundo trimestre : 10.97 S/. /MWh Al tercer trimestre : 10.98 S/. /MWh Al cuarto trimestre : 10.76 S/. /MWh

Forma de cálculo:

3.5.2. OBJETIVO ESTRATÉGICO 2: FORTALECER LAS RELACIONES CON GRUPOS DE INTERÉS – PONDERACIÓN 5 %

Objetivo Específico 1: Desarrollar e implementar un Plan de Responsabilidad Social soste-nido. INDICADOR 1

Nombre Indicador Cumplimiento del programa de responsabilidad Social – RSE





%100*Producida Energía

tivosAdministra Gastos=EGA

( )Ventas Costos %Anual Var. Netas Ventas anual Var.%=VMB


Datos históricos 2011: 17.60 %(Ejecución de gasto con cargo la cta. de RSE).

Valor Estimado 2012 5.0 % (Plan de RSE).

Meta para el 2013 Al primer trimestre : 20.00% Al segundo trimestre : 40.00% Al tercer trimestre : 60.00% Al cuarto trimestre :100.00%

Forma de cálculo:

Nota: El cumplimiento de este indicador estará sujeto al resultado de la Consultoría que se viene realizando por la empresa GERENS.

3.5.3. OBJETIVO ESTRATÉGICO 3: PROMOVER LA TRANSPARENCIA DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 10 % Objetivo Específico 1: Cumplir con la Norma de Transparencia.

INDICADOR 1

Nombre Indicador Grado de cumplimiento de la directiva de transparencia - DT





Datos históricos 2008: 93 % 2009: 97 % 2010: 100 % 2011: 100 %


Meta para el 2013 Al primer trimestre : 100 % Al segundo trimestre : 100 % Al tercer trimestre : 100 % Al cuarto trimestre : 100 %

Forma de Cálculo:

3.5.4. OBJETIVO ESTRATÉGICO 4: OPTIMIZAR LA GESTIÓN DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 20 %

Objetivo Específico 1: Eficiencia de las inversiones INDICADOR 1

Nombre Indicador Cumplimiento con el Programa de Proyectos de Inversiones – PI

Ponderación del Indicador 5%


%100*sProgramada sActividade

Ejecutadas sActividade=RSE

( )FONAFE de ncia transparede Corp. ranking del promedio Puntaje=DT






Meta para el 2012 Al primer trimestre : 44.42% Al segundo trimestre : 64.29% Al tercer trimestre : 84.92% Al cuarto trimestre : 100.00%

Forma de Cálculo

INDICADOR 2

Nombre Indicador Cumplimiento con el Programa de Gastos No Ligados a Proyectos – GNLP








Forma de Cálculo

Objetivo Específico 2: Fortalecer la gestión empresarial y administración del riesgo

INDICADOR 1

Nombre Indicador Implementación del Sistema de Control Interno – COSO





Datos históricos 2011: 8.24 %


%100*ProgramadoInversión de proyectosen Gasto

EjecutadoInversión de proyectosen Gasto=PI

%100*Programado Proyectos a ligados no Gasto

Ejecutado Proyectos a ligados no Gasto=GNLP



Forma de Cálculo

INDICADOR 2

Nombre Indicador Implementación Principios de Código de Buen Gobierno Corporativo – CBGC




Unidad de medida Número de Principios Implementados




Forma de cálculo

Nota: Al 2012 se tendrá el 70% implementado, quedando el 30 % para su implementación para el ejercicio 2013.

3.5.5. OBJETIVO ESTRATÉGICO 5: FORTALECER LA CULTURA ORGANIZACIONAL, LA INTEGRACIÓN Y EL DESARROLLO DEL PERSONAL – PONDERACIÓN 15 %.

Objetivo Específico 1: Desarrollar las competencias del personal - Ponderación %

INDICADOR 1

Nombre Indicador Cumplimiento del programa de capacitación – PC

Ponderación del indicador 5 %

Tipo de indicador Continuo de incremento (CI)

Valor de referencia No cuenta



Valor Estimado para el 2012 96.23%

%100*sProgramada sActividade N

Ejecutadas sActividade N

°

°=COSO



°

°=CBCG


Meta para el 2013 Al primer trimestre : 13.0 % Al segundo trimestre : 36.0 % Al tercer trimestre : 66.0 % Al cuarto trimestre :100.0 %

Nota: La capacitación incluye la interna y externa

Forma de cálculo

Objetivo Específico 2: Afianzar los valores y el ambiente laboral - Ponderación % INDICADOR 1

Nombre Indicador Clima laboral – CL



Valor de referencia No se cuenta




Meta para el 2013 Al primer trimestre : N/A Al segundo trimestre : N/A Al tercer trimestre : N/A Al cuarto trimestre : 60.0 %

Forma de cálculo:

INDICADOR 2

Nombre Indicador Actividades para reforzar los valores de la empresa – VE



Valor de referencia No se cuenta


Datos históricos 2011: 100 %

Valor Estimado 2012 100.00 %

Meta para el 2013 Al primer trimestre : N/A Al segundo trimestre : 66.67 % Al tercer trimestre : 77.78 % Al cuarto trimestre :100.0 %

Forma de cálculo:

Cusco, 2013 enero 30. Gerencia de Planificación y Desarrollo Empresarial

División SGI y RSE.

%100*sProgramada onesCapacitaci N

Ejecutadas onesCapacitaci N

°

°=PC

( )Laboral Clima del evaluación la de resultados de Promedio=CL



°

°=VE

DENOMINACION SOCIAL DE LA ENTIDAD EGEMSA

FONDO NACIONAL DE FINANCIAMIENTO DE LAACTIVIDAD EMPRESARIAL DEL ESTADO FONAFE

Fecha Cierre:

Hora Cierre:

Página :

Fecha Impr :

Hora Impr :

1

25/01/2013

17.03.33

EGEMSA

ANEXO N. 1

FICHA RESUMENPLAN OPERATIVO 2013

(C12561601-201325)

25/01/2013

16.56.12

FOIGR016

CULMINADOEN PROCESO DE ELABORACION

EN PROCESO DE MODIFICACION

NO CUENTA CON PLAN ESTRATEGICO

MISION DE LA ENTIDAD

XDE:

A:

2009

2013

SER RECONOCIDA COMO MODELO DE LA EMPRESA EFICIENTE Y RESPONSABLE

GENERAR Y COMERCIALIZAR ENERGÍA ELÉCTRICA DE MANERA EFICIENTE LOGRANDO LA SATISFACCIÓN DE NUESTROS CLIENTES,BRINDANDO UN ENTORNO LABORAL ADECUADO E INCREMENTANDO EL VALOR DE LA EMPRESA BAJO UNA POLITICA DERESPONSABILIDAD CON LA SOCIEDAD Y EL MEDIO AMBIENTE

OBJETIVOS

SITUACION DEL PLAN ESTRATEGICO HORIZONTE DEL PLAN ESTRATEGICO VISION DE LA ENTIDAD

1 MAXIMIZAR LA RENTABILIDAD DE LA EMPRESAOBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO

1 ASEGURAR LA SOSTENIBILIDAD DE LAEMPRESA

PONDERACIONUNID. MED.

AL I TRIM. AL II TRIM. AL III TRIM. AL IV TRIM.

VALORES AÑO 2013

1RENTABILIDAD PATRIMONIAL - ROE

PORCENTAJE

10 4.21 0.87 3.512.501.66

2RENTABILIDAD SOBRE LA INVERSION -ROI

PORCENTAJE

10 3.68 0.78 2.832.101.46

3SOLVENCIA - S

PORCENTAJE

5 6.88 13.82 22.3019.7017.00

4LIQUIDEZ - PRUEBA ACIDA - LPA

U N I D A DMONETARIA

5 1.45 3.47 2.742.342.35

INDICADORVALORESAÑO 2012

OBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO

2 OPTIMIZAR LOS COSTOS



VALORES AÑO 2013

1VARIACION DEL MARGEM BRUTO porcentaje

5 19.99 3.80 -3.99-5.85-2.57

2RATIO DEL GASTO ADMINISTRATIVO s/. mwH

10 8.49 11.31 10.7610.9810.97


2 FORTALECER LAS REALCIONES CON LOS GRUPOSDE INTERES OBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO

1 DESARROLLAR E IMPLEMENTAR UNPLAN DE RESPONSABILIDAD SOCIALSOSTENIDO



VALORES AÑO 2013

1 CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DERESPONSABILIDAD SOCIAL EMPRESARIAL

porcentaje5 5.00 20.00 100.0060.0040.00


3 PROMOVER LA TRANSPARENCIA DE LA EMPRESAOBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO

1 CUMPLIR CON LA NORMATIVA DETRANSPARENCIA



VALORES AÑO 2013

1 GRADO DE CUMPLIMIENTO DE LADIRECTIVA DE TRANSPARENCIA

porcentaje10 100.00 100.00 100.00100.00100.00


4 OPTIMIZAR LA GESTION DE LA EMPRESAOBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO

1 EFICIENCIA DE LAS INVERSIONES



VALORES AÑO 2013

1 CUMPLIMIENTO CON EL PROGRAMA DEPROYECTOS DE INVERSION

porcentaje5 87.42 44.42 100.0084.9264.29

2 CUMPLIMIENTO CON EL PROGRAMA DEGASTOS NO LIGADOS A PROYECTOS

porcentaje5 75.06 0.22 100.0077.6637.14



2 F O R T A L E C E R L A G E S T I O NEMPRESARIAL Y ADMINISTRACION DELRIESGO



VALORES AÑO 2013

1 IMPLEMENTACION DEL SISTEMA DECONTROL INTERNO

porcentaje5 35.00 10.00 100.0060.0030.00

2 IMPLEMENTACION DEL CODIGO DE BUENGOBIERNO CORPORATIVO

porcentaje5 54.17 16.67 100.0066.6733.33


5 FORTALECER LA CULTURA ORGANIZACIONAL, LAINTEGRACION Y DESARROLLO DEL PERSONAL OBJETIVO ESPECIFICO DEL PLAN OPERATIVO

1 DESARROLLAR LAS COMPETENCIAS DELPERSONAL



VALORES AÑO 2013

1 CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DECAPACITACION

porcentaje5 96.23 13.00 100.0066.0036.00



2 AFIANZAR LOS VALORES Y EL AMBIENTELABOTRAL



VALORES AÑO 2013

1CLIMA LABORAL porcentaje

5 55.03 0.00 60.000.000.00

2 ACTIVIDADES PARA REFORZAR LOSVALORES DE LA EMPRESA

porcentaje10 100.00 0.00 100.0077.7866.67


PROGRAMA DE PRODUCCIÓN: EN NUEVOS SOLESEN VOLUMEN Y/O UNIDADES FÍSICAS

BIENES Y/O SERVICIOSUNIDAD DE

MEDIDAPROGRAMACION 2013

I TRIMII TRIM

PROGRAMACION 2013

I TRIM III TRIM IV TRIM ANUAL

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA1 GWH 743.09 742.6 183.41 183.8 190.25 190.44 747.9 17072007 17757245 17926354 15596329 68351935

VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA2 GWH 862 738.45 178.31 177.97 183.29 183.59 723.16 28818939 28666039 29367251 28631469 115483698

II TRIM III TRIM IV TRIM ANUAL2011 REAL

2012ESTIMADO

PROGRAMA DE VENTAS: EN VOLUMEN Y/O UNIDADES FÍSICAS EN NUEVOS SOLES


MEDIDA II TRIM

PROGRAMACION 2013

I TRIM IV TRIM ANUALII TRIM

PROGRAMACION 2013

I TRIM III TRIM IV TRIM ANUALREAL2011 REAL

III TRIM2012ESTIMA

DO

DENOMINACION SOCIAL DE LA ENTIDAD EGEMSA

FONDO NACIONAL DE FINANCIAMIENTO DE LAACTIVIDAD EMPRESARIAL DEL ESTADO FONAFE

Fecha Cierre:

Hora Cierre:

Página :

Fecha Impr :

Hora Impr :

2

25/01/2013

17.03.33

EGEMSA

ANEXO N. 1

FICHA RESUMENPLAN OPERATIVO 2013

(C12561601-201325)

25/01/2013

16.56.12

FOIGR016

PROGRAMA DE COMPRA DE INSUMOS: EN VOLUMEN Y/O UNIDADES FÍSICAS EN NUEVOS SOLES


MEDIDA II TRIM

PROGRAMACION 2013

I TRIM III TRIM IV TRIM ANUALII TRIM

PROGRAMACION 2013

I TRIM III TRIM IV TRIM ANUALREAL2011 REAL

2012ESTIMADO

2013

GERENCIA GENERAL DIVISIÓN SGI Y RSE

ACUERDO DE DIRECTORIO

Nº 001-2012/026-FONAFE

RESOLUCIÓN DE DIRECCIÓN EJECUTIVA N°066-2012/DE-FONAFE

Cusco Agosto 2013

Primera Modificación Plan

Operativo

PRIMERA MODIFICACIÓN PLAN OPERATIVO 2013 Página N° 2

PRIMERA MODIFICACIÓN METAS PLAN OPERATIVO

EGEMSA EJERCICIO 2013

I. ASPECTOS GENERALES

El Plan Operativo Inicial – POI para el ejercicio 2013 ha sido aprobado mediante Acuerdo de

Directorio Nº 001-2012/026-FONAFE (comunicado el 17 diciembre 2012 con Oficio SIED Nro.

933-2012/DE/FONAFE), ratificado por la Junta General de Accionistas, y aprobado por el Di-

rectorio de EGEMSA en Sesión Nº 468 del 28 diciembre 2012.

De conformidad con lo dispuesto en el inciso 2.3.2 Modificación del Plan Operativo y Presu-

puesto de la Directiva de Gestión FONAFE, se establece que: “a.3) Las modificaciones del pre-

supuesto implican modificaciones al Plan Operativo”.

II. MODIFICACIÓN DEL PRESUPUESTO

La presente modificación responde a la variación presupuestal presentada en las actividades

del Plan Operativo 2013, debido a la parada total programa de la central por ejecución de las

obras de conexión de las obras (con la central) en construcción de Rehabilitación de la Segun-

da Fase Central Hidroeléctrica Machupicchu y otros aspectos propios del presupuesto como:

1. Compra de energía y potencia,

2. Compensación por transmisión,

3. Gastos de personal

4. Gastos de Capital.

Cuyo detalle se describe a continuación:

- La partida de ingresos -venta de bienes- se ha visto afectada con la disminución de

S/. 4 229 006 por efecto de la parada Central Hidroeléctrica Machupicchu para realizar la

conexión de las obras (con la central) en construcción, del 13 al 27 de abril 2013, bajo el

amparo del Decreto Urgencia N° 037-2008 y sus modificatorias, contando con la aproba-

ción por el Ministerio de Energía y Minas con Resolución Ministerial N° 115-2013-

MEM/DM del 1 de abril 2013.

- En egresos operativos, ha presentado un incremento sustancial de S/. 13 143 560 equiva-

lente al 122.75% respecto al presupuesto aprobado, en las siguientes partidas:

- Compra de bienes, se ha incrementado en S/. 3 707 427 equivalente a 136.11% respecto al

presupuesto aprobado, por compra de energía y potencia, que se destinó para la genera-

ción térmica, en la S.E. Dolorespata, S.E. Cachimayo, ciudad de Quillabamba, y ciudad de

Abancay, por la parada total de la Central Hidroeléctrica Machupicchu.

-


- Partida 2.2 Gastos de personal (GIP), se mantiene el presupuesto asignado, efectuándose

algunas transferencias internas del rubro, debido principalmente al tratamiento de la ne-

gociación colectiva para el presente ejercicio.

- En la partida 2.3 Servicios prestados por terceros, se incrementa en los siguientes puntos:

- La partida 2.3.1 Transporte y almacenamiento, se incrementa en S/. 9 431 133 de lo presu-

puesto programado en un 167.86% y dentro de ella en la sub cuenta compensación de

transmisión, por alquiler de equipamiento para generación y transporte, por la parada de

la Central Hidroeléctrica Machupicchu.

- La partida 2.3.5 Alquileres, necesita habilitar el importe de S/. 32 000 para atender el re-

querimiento del mayor pago al previsto inicialmente por concepto de alquiler de grupos

para la parada de la Central Hidroeléctrica Machupicchu, así como para el pago puntual de

arrendamiento operativo de la central telefónica, este importe será transferido de la parti-

da 2.3.4 Mantenimiento y Reparaciones, cifra que se está excluyendo del mantenimiento

de la líneas de transmisión por reducción del alcance.

- En la partida 2.5 Gastos diversos de gestión, en la subcuenta de viáticos, se incrementa en

S/. 5 000, debido a que el personal ha realizado pasantías en el COES (Comité de Operación

Económica del Sistema) con la finalidad de conocer y aprender los procedimientos que vie-

ne aplicando esta entidad.

- Finalmente en la partida 3. Gastos de Capital, se considera un disminución de S/. 1 151 126

al 99.05% respecto al presupuesto aprobado, siendo el nuevo monto para esta partida de

S/. 120 061 766 por la modificación de los siguientes rubros:

- Proyectos de inversión con el incremento de S/. 1 551 887 equivalente al 101.35% por las

siguientes consideraciones:

- La transferencia de la adquisición del equipo Ampliación capacidad de transforma-

ción S.E. Dolorespata y celda de transformador de S/. 2 811 890, de Gastos de Ca-

pital no ligados a Proyectos, a Proyectos de Inversión debido a que la OPI FONAFE

ha considerado esta adquisición como proyecto de inversión pública.

- Reiniciar los estudios previos para nuevo local de EGEMSA S/. 50 000, previa auto-

rización del Directorio del FONAFE.

- Construcción de la caseta de vigilancia en el Taller Central, se solicita incrementar

S/. 25 000 (de S/. 10 000 a S/. 35 000), debido a que se está incluyendo el monto

de la construcción.

- Captación agua rio Ahobamba para uso del sistema de refrigeración CHM se solici-

ta reducir de S/. 825 003 a S/. 50 000, debido a que se ha desestimado la ejecución

de este proyecto por riesgo geológico de la zona, el importe seria para la elabora-

ción de otro estudio alternativo.


- Retirar el estudio de pre inversión del Afianzamiento hídrico laguna Langui – Layo

S/. 500 000 el mismo que se encuentra en arbitraje por resolución de contrato de-

bido a reducción en el alcance, inicialmente contratado.

- Adquisición de terrenos en el sector Paccha Grande para labores de monitoreo

geológico en la quebrada de Ahobamba se solicita reducir S/. 10 000 (de S/. 25 000

a S/. 15 000), debido a que se cuenta con valores definidos.

La Gerencia de Operaciones solicita unificar:

- Refacción del área de recreación campamento Central Hidroeléctrica Machupicchu

destruido por crecida del rio en el año 2010 a S/. 420 000, y Refacción de ambien-

tes campamentos a S/. 220 000.

- En Gastos de capital no ligados a Proyectos, con la disminución en S/. 2 703 013 al 54,90%

respecto al presupuesto aprobado debido a:

- En Equipos diversos, se ha considerado la adquisición del puente grúa de 25 tn.

S/. 345 000, destinado al Taller Central, para los trabajos de mantenimiento.

- Se considera la adquisición de un grupo electrógeno de emergencia para la Repre-

sa Sibinaccocha S/. 65 500, debido a que el grupo actual presenta deficiencias en

su operación.

- La transferencia a Proyectos de Inversión; la adquisición del equipo de Ampliación

capacidad de transformación S.E. Dolorespata y celda de transformador S/. 2 811

890, debido a que la OPI FONAFE ha considerado esta adquisición como proyecto

de inversión pública.

- En Unidades de transporte se requiere diferir para el año 2014 la adquisición de la

Ambulancia S/. 154 883, y la reducción en otros equipos por S/. 141,740.

Con el propósito de garantizar el cumplimiento de la gestión de la empresa en el presente

período presupuestal 2013, es necesario modificar las metas parciales de los indicadores del

Plan Operativo.

III. MODIFICACIÓN DE LOS INDICADORES

Por las consideraciones antes expuestas, es necesario efectuar la Primera Modificación de las

metas parciales de los indicadores financieros del Plan Operativo al III y IV trimestre, el mismo

que ha sido aprobado en Sesión de Directorio N° 485 del 19 de agosto de 2013, cuyas cifras se

presentan a continuación y en resumen (Anexo N° 1).


3.1. Indicadores y metas del Plan Operativo 2013

3.1.1. OBJETIVO ESTRATÉGICO 1: MAXIMIZAR LA RENTABILIDAD DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 45%

Objetivo Específico 1: Asegurar la sostenibilidad de la empresa - Ponderación 30 % INDICADOR 1

Nombre Indicador Rentabilidad patrimonial (ROE)






2009: 4.09 %

2010: 1.74 %

2011: 2.69 %


Meta para el 2013

Ejecutado Programado Modificado

Al primer trimestre : 1.16%

Al segundo trimestre : 1.67%

Al tercer trimestre : 2.50% 2.40%

Al cuarto trimestre : 3.51% 1.94%

Forma de cálculo:

INDICADOR 2

Nombre Indicador Rentabilidad sobre la Inversión (ROI)






2009: 3.76 %

2010: 1.68 %

2011: 2.54 %


Meta para el 2013






Forma de cálculo:

Nota: i: interés por endeudamiento, t*i: escudo tributario

%100*anterior año del cierre al patrimonio Total

neta Pérdida o Utilidad=ROE

%100*Promedio Neto Activo

i* t-i ejercicio del Utilidad +=ROI


INDICADOR 3

Nombre Indicador Solvencia (S)






2009: 26.79 %

2010: 2.56 %

2011: 1.72 %


Meta para el 2012



Al segundo trimestre :10.67%



Forma de cálculo:

Nota: Pasivos espontáneos: IGV + IR+ Cuentas por pagar a corto plazo

INDICADOR 4

Nombre Indicador Liquidez – Prueba Ácida (L)




Unidad de Medida Unidad monetaria

Datos históricos 2008: 2.46

2009: 3.90

2010: 4.66

2011: 3.42

Valor Estimado 2012 1.45

Meta para el 2013


Al primer trimestre : 2.17

Al segundo trimestre : 1.93

Al tercer trimestre : 2.34 1.88

Al cuarto trimestre : 2.74 2.21

Forma de cálculo:

Objetivo Específico 2: Optimizar los Costos Ponderación – 15 %

INDICADOR 1

Nombre Indicador Variación del Margen Bruto (VMB)



%100*Patrimonio

sEspontáneo Pasivos - Totales Pasivos=S

Corriente Pasivo

plazo corto acobrar por cuentas Caja +=L





2009: 3.78 %

2010: -0.03 %

2011: -0.25 %


Meta para el 2013 Ejecutado Programado Modificado


Al segundo trimestre : - 9.33%

Al tercer trimestre : - 5.85% - 7.50%

Al cuarto trimestre : - 3.99% -22.14%

Forma de Cálculo: INDICADOR 2

Nombre Indicador Ratio de Gasto Administrativo – Producción – EGA




Unidad de medida S/. / MWh

Datos históricos 2008: 7.29 S/. / MWh

2009: 8.10 S/. / MWh

2010: 8.23 S/. / MWh

2011: 8.48 S/. / MWh

Valor Estimado 2012 8.49 S/. / MWh


Al primer trimestre : 7.29

Al segundo trimestre : 8.99

Al tercer trimestre : 10.98 11.06

Al cuarto trimestre : 10.76 12.97

Forma de cálculo:

3.1.2. OBJETIVO ESTRATÉGICO 4: OPTIMIZAR LA GESTIÓN DE LA EMPRESA – PONDERACIÓN 20 % Objetivo Específico 1: Eficiencia de las inversiones INDICADOR 1

Nombre Indicador Cumplimiento con el Programa de Proyectos de Inversiones – PI

Ponderación del Indicador 5%


%100*Producida Energía

tivosAdministra Gastos=EGA

( )Ventas Costos %Anual Var. - Netas Ventas anual Var.%=VMB





2009: 89.38 %

2010: 45.00 %

2011: 38.81 %






Al cuarto trimestre : 100.00%

Forma de Cálculo

INDICADOR 2

Nombre Indicador Cumplimiento con el Programa de Gastos No Ligados a Proyectos – GNLP






2009: 58.68 %

2010: 30.00 %

2011: 33.72 %






Al cuarto trimestre : 100.00%

Forma de Cálculo

Cusco, 2013 agosto 22.

Gerencia General

División del SGI y RSE

%100*ProgramadoInversión de proyectosen Gasto

EjecutadoInversión de proyectosen Gasto=PI

%100*Programado Proyectos a ligados no Gasto

Ejecutado Proyectos a ligados no Gasto=GNLP

Rentabilidad patrimonial ROE Porcentaje 0.87% 1.16% 1.66% 1.67% 2.50% 2.40% 3.51% 1.94% (Utilidad o Pérdida Neta / Total Patrimonio al cierre del año anterior) x 100

Rentabilidad sobre la Inversión - ROI Porcentaje 0.78% 1.01% 1.46% 1.47% 2.10% 2.30% 2.83% 1.89%

(Utilidad del Ejercicio + i - t x i) / (Activo Neto Promedio)) x 100i = Interes por endudamientot= tasa de impuesto a la rentat x i = escudo tributario de la deudaActivo Neto: Activo Total - Pasivos EspontáneosPasivos Espontáneos: IGV + IR + Cuentas por Pagar Corto PlazoActivo Neto Promedio: (Activo Neto Inicial + Activo Neto Final)/2

Solvencia Porcentaje 13.82% 9.84% 17.00% 10.67% 19.70% 12.50% 22.30% 15.04%((Pasivos Totales - Pasivos Espontáneos)/ Patrimonio) x 100

Pasivos Espontáneos: IGV + IR + Cunetas por Pagar a Corto Plazo

Liquidez - Prueba Ácida Unidad Monetaria 3.47 2.17 2.35 1.93 2.34 1.88 2.74 2.21 ((Caja + Cuentas por Cobrar a Corto Plazo) / Pasivo Corriente) x 100

Variación del Margen Bruto Porcentaje 3.80% 10.88% -2.57% -9.33% -5.85% -7.50% -3.99% -22.14% (Var. % Anual Ventas Netas - Var. % Anual Costo de Ventas)

Ratio Gasto Administrativo - Producción

S/. / MWh 11.31 7.29 10.97 8.99 10.98 11.06 10.76 12.97 (Gastos Administrativos / Energía Producida)

Fortalecer la actividad empresarial del Estado

Fortalecer las relaciones con grupos de interés

Desarrollar e implementar un plan de responsabilidad social sostenido

Cumplimiento del Programa de Resposabilidad Social Empresarial

Porcentaje 20.00% 20.00% 40.00% 40.00% (Actividades Ejecutadas / Actividades Programadas) x 100

Promover la transparencia en la gestión de las Empresas del Holding y Encargos

Promover la transparencia de la empresa

Cumplir con la Normativa de Transparencia

Grado de Cumplimiento de la directiva de transpatencia

Porcentaje 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% Puntaje promedio del RankingCorporativo de Transparencia de FONAFE vigente

Cumplimiento con el Programa de Proyectos de Inversión

Porcentaje 44.42% 11.02% 64.29% 59.33% 84.92% 75.46% 100.00%(Gasto en Proyectos de Inversión Ejecutado / Gasto en Proyectos de Inversión Programado) x 100

Cumplimiento con el Programa de Gastos No Ligados a Proyectos

Porcentaje 0.22% 0.22% 37.14% 5.82% 77.66% 69.23% 100.00%(Gasto No Ligados a Proyectos Ejecutado / Gasto No Ligado a Proyectos Programado) x 100

Implementación del Sistema de Control Interno - COSO

Porcentaje 10.00% 10.00% 30.00% 20.00% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100

Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo - CBGC

Porcentaje 16.67% 10.20% 33.33% 14.29% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100

Desarrollar las competencias del personal

Cumplimiento del Programa de Capacitación.

Porcentaje 13.00% 35.71% 36.00% 55.36% (N° de Capacitaciones Ejecutadas / N° de Capacitaciones Programadas) * 100

Clima Laboral Porcentaje N/A N/A N/A N/A Promedio de Resultados de la Evaluación de Clima Laboral


Porcentaje N/A N/A 66.67% 66.67% (N° de Actividades Ejecutadas / N° de Actividades Programadas) * 100

(*) PLAN OPERATIVO 2013 / MATRIZ ESTRATÉGICA 2da MODIFICACION PRESUPUESTAL 20-08-2013

ANEXO N° 01 MODIFICACION MATRIZ ESTRATÉGICA DE EGEMSA

Visión corporativa: "Ser Reconocida como modelo de la empresa eficiente y responsable".

PerspectivaObjetivo Estratégico

FONAFEObjetivo Estratégico

EmpresaObjetivo Específico

EmpresaIndicador Unidad de Medida

META 2013Fórma de cálculoI Trimestre

ProgramadoI Trimestre Ejecutado

II Trimestre Programado

II Trimestre Ejecutado

Financiera

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

Maximizar la rentabilidad de la empresa

Asegurar la sostenibilidad de la empresa

Optimizar costos

III Trimestre Programado

III Trimestre Reformulado

IV Trimestre Programado

IV Trimestre Reformulado

Aprendizaje y crecimiento

Reforzar los valores, la comunicación y el Desarrollo del Personal

Fortalecer la cultura organizacional, la integración y el desarrollo del personal

Afianzar los valores y el ambiente laboral

Cliente

Proceso InternoFortalecer la Imagen de la Corporación FONAFE

Optimizar la gestión de la empresa

Eficiencia de las Inversiones

Fortalecer la gestión empresarial y administración del riesgo

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