• Matriz Estratégica. Principales indicadores.
• Acciones del Plan Operativo y Visión 2015 – 2020.
Mapa Estratégico
VISIÓN, MISIÓN DE ENOSA
FIN
AN
CIE
RO
CLI
ENTE
S Y
GP
SIN
TER
ESP
RO
CES
OS
PER
SON
AS
OE 1: Maximizar lacreación de valor
económico.
OE 2: Crear valor social enla empresa
OE 3: Mejorar la imagenempresarial
OE 4: Mejorar los procesos de gestión interna yGobierno Corporativo
OE 5: Fortalecer la gestión del talento humano
EntornoRegional
EntornoRegulatorio
NuevoRol
Matriz Estratégica
Meta2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
ROE % 7,27 13,13 11,45 11,66 12,21 12,76 13,02 13,39
ROA % 7,27 13,13 11,45 11,66 12,21 12,76 13,02 13,39
Liquidez Ácida % 0,44 0,51 0,56 0,57 0,57 0,58 0,59 0,59
Margen de Ventas % 6,47 9,53 10,30 10,37 10,37 10,36 10,12 9,89
Reducción de Inventarios % 30,04 -0,32 3,05 4,09 4,29 4,00 3,95 3,95
Inc. de las Ventas % 2,42 13,60 5,36 8,66 6,77 7,25 7,83 10,23
Pérdidas Totales % 11,77 11,45 10,84 10,29 10,10 9,91 9,74 9,58
Indicador Unidad Real Proyección
Perspectiva Finaciera
Matriz Estratégica 2
Meta2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Implementación delPrograma deResponsabilidad SocialEmpresarial
% 75,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
Gestión de Reclamos % 3,14 4,75 4,29 4,23 4,15 4,07 3,99 3,91
SAIDI Número 21,23 23,08 19,80 18,50 17,20 16,34 15,52 14,75
SAIFI Veces 14,14 11,08 9,60 9,00 8,50 8,25 7,83 7,44
Inversión en Capacitación % 0,08 0,11 0,12 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13
Mejora de Competencias % 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
Proyección
Clientes y Grupos de Interes
Perspectiva Aprendizaje
Perspectiva Procesos Internos
Indicador Unidad Real
Acciones Programadas: Optimizar el programa de venta eficiente.
Cumplimiento de la Directiva deAusteridad FONAFE.
Garantizar la generación de las CentralesHidráulicas.
Controlar el avance de proyectos deinversión.
Iniciativas Estratégicas: Plan comercial de venta eficiente Programa de reducción de gastos. Cumplir con el Plan de Inversiones. Cumplir con el Plan de Mantenimiento y
Operación. Cumplir el Plan de Control y Reducción de
Pérdidas de Energía.
Incremento del patrimonio con 10 obrasconsiderables del MEM.
ROE
DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
Utilidad Neta 13,3 12,9 11,0 14,5 51,6Patrimonio año Anterior 450,6 450,6 450,6 450,6 450,6Utilidad Neta en el Período 13,3 26,2 37,1 51,6 51,6Patrimonio Año Anterior en el Período 450,6 450,6 450,6 450,6 450,6
EVOLUCION DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
ROE (trimestral) 3,0 2,9 2,4 3,2ROE del Período Acumulado 3,0 5,8 8,2 11,5
PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOS
DESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020
RENTABILIDAD PATRIMONIAL (ROE) % 11,7 12,2 12,8 13,0 13,4VARIACIÓN ANUAL (Puntos Porcentuales) 0,5 0,7 0,6 0,9
ACUM
11,5
MillonesS/.
%
ROA
DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
Utilidad Operativa 13,3 12,9 11,0 14,5 51,6Total Activo al Cierre del Año Anterior 450,6 450,6 450,6 450,6 450,6Utilidad Operativa en el Período 13,3 26,2 37,1 51,6 51,6Total Activo al Cierre del Año Anterior en el Período 450,6 450,6 450,6 450,6 450,6
EVOLUCIÓN DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
ROA (trimestral) 3,0 2,9 2,4 3,2ROA del Período Acumulado 3,0 5,8 8,2 11,5
PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOS
DESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020
RENTABILIDAD OPERATIVA (ROA) 11,7 12,2 12,8 13,0 13,4VARIACIÓN ANUAL (Puntos Porcentuales) 0,6 0,5 0,3 0,4
%
ACUM
11,5
MillonesS/.
%
Iniciativas Estratégicas:
Plan comercial de venta eficiente. Ampliaciones por demanda.
Acciones Programadas: En operación contratista para atender
demandas que requieran pequeñasampliaciones (primaria y secundaria).Evaluación de la demanda de los
clientes importantes.Negociación de potenciales clientes
libres.Seguimiento de los ejes de desarrollo.Atender nuevas demandas priorizando
a aquellos que son más rentables.
Incremento de venta
DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
Ventas Totales (AT y MT y BT) 350 335 315 330Ventas Totales (AT y MT y BT) en el Período 350 685 1 000 1 330
EVOLUCIÓN DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
Ventas Totales (AT y MT y BT) 6,1 8,6 4,1 1,2Ventas Totales (AT y MT y BT) en el Período 6,1 7,3 6,3 5,4
PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOSDESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020
Incremento de la Venta de Energia (Cantidad) GWh 1 445 1 543 1 654 1 784 1 967Incremento de la Venta de Energia (Porcentual) % 8,7 6,8 7,2 7,8 10,2
ACUM % 5,4
GWh 1 330
Pérdidas de transmisión
DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
Energía Comprada 392,64 375,96 354,23 369,991 492,83Energía Pérdida en Transmisión 9,70 9,36 8,92 9,29 37,27Energía Comprada en el Período 392,64 768,61 1 122,84 1 492,833 776,92Energía Pérdida en Transmisión en el Período 9,70 19,05 27,97 37,27 93,99
EVOLUCIÓN DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
Meta Indice de Pérdidas de Energía en Transmisión (Trimestral) 2,47 2,49 2,52 2,51Meta Indice de Pérdidas de Energía en Transmisión (Acumulado) 2,47 4,96 7,48 9,99
PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOS
DESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020
PÉRDIDAS DE ENERGÍA TOTALES DE TRANSMISIÓN * % 2,64 2,61 2,58 2,55 2,52-0,03 -0,03 -0,03 -0,03
* Se han considerado las Pérdidas Totales (Pérdidas de Distribución + Pérdidas de Transmisión ) referidas al Total de Energía Comprada y Generada.
GWh
%
ACUM
9,99
VARIACIÓN ANUAL (Puntos Porcentuales)
Pérdidas de distribución
DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
MWh Comprados 381,06 364,66 343,49 358,71 1 447,93MWh Pérdidos en Distribución 33,16 31,70 29,83 31,22 125,90MWh Comprados en el Período 381,06 745,73 1 089,22 1 447,93 1 447,93MWh Pérdidos en Distribución en el Período 33,16 64,86 94,68 125,90 125,90
EVOLUCIÓN DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
Meta Indice de Pérdidas de Energía en Distribución (Trimestral) 8,70 8,69 8,68 8,70Meta Indice de Pérdidas de Energía en Distribución (Acumulado) 8,70 8,70 8,69 8,70
PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOS
DESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020
PÉRDIDAS DE ENERGÍA DISTRIBUCIÓN * % 8,67 8,46 8,26 8,07 7,89-0,21 -0,20 -0,19 -0,18
* Se han considerado las Pérdidas Totales (Pérdidas de Distribución + Pérdidas de Transmisión ) referidas al Total de Energía Comprada y Generada.
ACUM
GWh
% 8,70
VARIACIÓN ANUAL (Puntos Porcentuales)
Iniciativas Estratégicas:
Plan de reducción de pérdidas de energía.
Acciones Programadas:
Continuar con las visitas de coordinación,capacitación y seguimiento al plan de trabajo enlas Unidades de Negocio.
Continuar con la aplicación de Estrategias parala reducción de Pérdidas denominadas: FrenteMasivo y Frente Puntual.
Ejecutar la revisión de 200 suministros en lasUNs. Piura, Sullana y Alto Piura en el primersemestre del año 2015.
Continuar con los operativos anticlandestinaje ycon la labor de venta de energía en lamodalidad de provisional colectivo en las zonascon alto índice de hurto de energía.
Continuar la revisión de los sistemas demedición de AP y su correcto registro en elbalance de energía.
Pérdidas Totales
DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
MWh Comprados 392,64 375,96 354,23 369,99 1 492,83MWh (P.Dist + P.Trans) 42,85 41,06 38,74 40,51 163,17MWh Comprados en el Período 350,93 694,78 1 022,20 1 360,65 1 360,65MWh (P.Dist + P.Trans) en el Período 38,13 75,36 110,81 147,44 147,44
EVOLUCIÓN DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
Meta Indice de (P.Dist + P.Trans) (Trimestral) 10,91 10,92 10,94 10,95Meta Indice de (P.Dist + P.Trans) (Acumulado) 10,87 10,85 10,84 10,84
PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOS
DESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020
PÉRDIDAS DE ENERGÍA TOTALES (P.Dist + P.Trans) * % 10,29 10,10 9,91 9,74 9,58-0,19 -0,18 -0,17 -0,16
* Se han considerado las Pérdidas Totales (Pérdidas de Distribución + Pérdidas de Transmisión ) referidas al Total de Energía Comprada y Generada.
VARIACIÓN ANUAL (Puntos Porcentuales)
ACUM
GWh
% 10,84
Gráfico evolución de pérdidas de distribución
Fuente: Balance de energía de ENOSA
El indicador de Pérdidas de Energíapara el periodo comercial deDiciembre 2014 es de 8,90%,registrándose un decremento de0,40 puntos porcentuales encomparación con el periodocomercial de Diciembre 2013(9,30%).
Recupero de energía
Inversión:2013 = s/. 5,450,0862014 = s/. 4,970,690
Saidi
Iniciativas Estratégicas:
Ampliación de Generación Hidráulica/Respaldo de sistema distribución anexo.
Ampliación de sistema de transmisión. Mejorar la confiabilidad de instalaciones y
del servicio. Mejorar selectividad, sectorización de
fallas y reducción de clientes afectados. Planificación óptima de intervenciones con
interrupción del servicio. Gestión eficaz de solicitudes de fuerza
mayor. Optimización de recursos y programación
de mantenimiento. Contar con los profesionales mínimos
necesarios para la gestión.
Acciones Programadas:
Seguimiento del plan de acción
DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
SAIDI Horas 5,65 3,35 5,59 5,21 19,8
EVOLUCIÓN DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
SAIDI (del Mes) Horas 5,65 3,35 5,59 5,21SAIDI (Acumulado) Horas 5,65 9,00 14,60 19,80
PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOS
DESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020
SAIDI Horas 18,50 17,20 16,34 15,52 14,75-1,30 -0,86 -0,82 -0,78VARIACIÓN ANUAL (Horas)
19,80
Saifi
DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
SAIFI Veces 3,0 1,7 2,0 2,9 9,6
EVOLUCIÓN DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
Meta SAIFI (del Mes) Veces 3,0 1,7 2,0 2,9Meta SAIFI (Acumulado) Veces 3,0 4,8 6,7 9,6
PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOS
SAIFI Veces 9,0 8,5 8,2 7,8 7,4-0,5 -0,3 -0,4 -0,4
9,6
VARIACIÓN ANUAL (Veces)
DESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020
Venta eficiente analizando el factor de calificación horario del cliente:
La propuesta es ordenar el uso de potencia en la hora punta, manteniendo la
calificación del cliente.
Ingreso de los clientes mayores y monitoreo de la potencia que demanda el primer
mes.
Continuar el plan de Ventas de puestas a tierra y diferenciales, hemos instalado 2 802
puestas a tierra, el año 2014 y para el año 2015 se han proyectado 5 432.
Atender la demanda potencial.
Programas de Desarrollo de Nuevos Suministros en la Frontera Energética.
Programas y Mejora de Uso Energético Rural.
Incremento de consumo per cápita, gestión para la atención de la carga de Bayovar y
seguimiento de la modernización de la refinería de Talara.
Planes y programa de Ventas
Demanda Potencial
Actualizar CAP
PLAN DE GESTIÓNPOR COMPETENCIAS
Garantizar que loscolaboradores seencuentren alineados allogro de los objetivosestratégicos de laempresa.
PLAN DECAPACITACIÓNEnseñanza-Aprendizaje-Aplicación, quecoadyuven a motivar,actualizar, perfeccionar,especializar eldesempeño presente yfuturo de loscolaboradores.
Demanda Potencial1
Actualizar CAP
PLAN DECAPACITACIÓNEnseñanza-Aprendizaje-Aplicación, quecoadyuven a motivar,actualizar, perfeccionar,especializar eldesempeño presente yfuturo de loscolaboradores.
Demanda Potencial2
Actualizar CAP
PLAN DE GESTIÓNPOR COMPETENCIAS
Garantizar que loscolaboradores seencuentren alineados allogro de los objetivosestratégicos de laempresa.
Demanda Potencial3
Actualizar CAP
PLAN DE GESTIÓNPOR COMPETENCIAS
Garantizar que loscolaboradores seencuentren alineados allogro de los objetivosestratégicos de laempresa.
Se identifican 04 ejes de desarrollo regional:
1. Tumbes
2. Sullana-Paita-Talara
3. Piura – Sechura - Costa de Morropón
4. Ayabaca – Sierra de Morropón
Eje Integración Perú – Ecuador - Brasil
Cifras de la Región
El gobierno mediante la R.M. N°203-2013-MEM/DM aprobó elPlan de Acceso Universal a la Energía 2013 – 2022(28/05/2013).
• Este busca sistematizar los programas de acceso a laenergía para la población de menores recursos.
• En este plan se establecen:• Lineamientos de política.• Recursos para la implementación.• Mecanismos a utilizarse.• Proyectos específicos.
Entorno regulatorio
El 2015 y 2016 son “años de medición” para la fijación del VNR 2016 y elVAD 2017.Estrategias:
- Actualizar activos e inventarios; liquidaciones y activación de obras.- Mejorar condiciones temporales de contrato para labores demantenimiento y comerciales.
Adicionalmente se encuentran ejecución los procesos regulatorios:• Determinación de los porcentajes de Costos de Operación y
mantenimiento de transmisión (COyM) de aplicación en mayo 2015 a abril2021.
• “Fijación de los Costos de Conexión Eléctrica e importes de Corte yReconexión” para su aplicación del 2015 al 2019.
Entorno regulatorio
Nuevo Rol
Nuevas TecnologíasEficiencia de Gestión
Nuevo Sistema GIS
Responsabilidad Social
Nuevo Sistema Scada
Ejes de Desarrollo
DESARROLLO HUMANO
Proyectos de InversiónUsos Productivos
Desarrollo Humano
Desarrollo Humano0
Desarrollo Humano1
SITUACIÓN DEL PERSONAL EN CAP
CONDICIÓN CAPAPROBADO
CAP PLANILLAACTUAL
CAPPROPUESTO
Planilla 234 221 272
Vacantes 0 13 0
Ingresos Judiciales 0 23 0
Total 234 257 272
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Enosa 1,338 1,432 1,563 1,699 1,821 1,894 1,715Emp Dist Cañete 1163 1070 1108 1076 1,241Luz del Sur 1181 1195 1238 1238 1,172Edelnor 1782 2017 2080 1982 2017
BENCHMARKING DE NUMERO DE CLIENTES POR TRABAJADOR
Cliente / Trabajador
ÁREA 00 días 01 a 30 días 31 a 60 días 61 a más Total1.- G. Regional 3 16 4 3 24 1.1.-Control Interno 1 12.- G. Adm. Y Finanzas 2 21 7 1 323.- G. Comercial 6 23 5 2 364.- G. Técnica 20 25 455.- Tumbes 3 12 7 2 236.- Talara 1 13 1 157.- Sullana 10 16 278.- Paita 19 199.- Alto Piura 6 8 1 1510.- Bajo Piura 5 1 7
Total 51 159 26 8 244
Porcentaje 20,90% 65,16% 10,66% 3,28% 100,00%
VACACIONES PENDIENTES AL 27/01/2015
RANGO DE VACACIONES PENDIENTES
Cargo Ubicación Fecha vacancia Estado delproceso
Asistente Legal Comercial PIURA 30/07/2013 Por definir
Técnico Elect. Ctrol de Pérdidas PIURA 31/08/2013 Por definir
Técnico Elect. De Mediciones PIURA 28/05/2014 Por definir
Supervisor de Clientes Mayores PIURA 30/05/2014 Concluido
Jefe Tarifas y Contratos PIURA 01/01/2015 Pendiente
Jefe Unidad Transmisón PIURA 01/01/2015 Pendiente
Supervor de Sistemas T.I. PIURA 16/12/2014 Pendiente
Supervisor de Calidad de Producto PIURA 16/12/2014 Pendiente
Supervisor de Clientes Mayores SULLANA 19/05/2014 Concluido
Supervisor Mant. UU.NN. SULLANA 25/02/2014 Concluido
Supervisor Control de Pérdidas TUMBES 02/05/2014 Concluido
Supervisor Mantenimiento Alumbrado Público TUMBES 02/08/2014 En curso
Supervisor Mantenimiento de Unidad de Negocio TUMBES 27/08/2014 En curso
PLAZAS VACANTES
Eficiencia de Gestión
ENOSA y el equipo impulsor de laDirección Regional de Educación,elaboraron una Guía Matriz comomanual para las sesiones didácticasy de aprendizaje.
Programa inédito y primero en elpaís que apunta en el horizonteeducativo a largo plazo.
ENOSA y el equipo impulsor de laDirección Regional de Educación,elaboraron una Guía Matriz comomanual para las sesiones didácticasy de aprendizaje.
Programa inédito y primero en elpaís que apunta en el horizonteeducativo a largo plazo.
Lograr en la población estudiantil (primaria y
secundaria) de Tumbes, actitudes y
comportamientos sostenidos en el tiempo; que
reflejen una cultura de seguridad y uso eficiente de
la energía eléctrica tanto en la vía pública como al
interior de las viviendas; en forma individual y
colectiva; con impacto positivo en incidentes,
cuidado del medio ambiente, mediante la inserción
de curso formal en el currículo regional de
enseñanza básica regular.
Lograr en la población estudiantil (primaria y
secundaria) de Tumbes, actitudes y
comportamientos sostenidos en el tiempo; que
reflejen una cultura de seguridad y uso eficiente de
la energía eléctrica tanto en la vía pública como al
interior de las viviendas; en forma individual y
colectiva; con impacto positivo en incidentes,
cuidado del medio ambiente, mediante la inserción
de curso formal en el currículo regional de
enseñanza básica regular.
Eficiencia de Gestion2
Desarrollar capacidades y competencias para una cultura de prevenciónen el buen uso de la energía eléctrica.En el 2014 se logró capacitar a 621 profesores y 10 850 alumnos de 11instituciones educativas de Tumbes.Para el 2015 se proyecta alcanzar 392 centros educativos, 3 549docentes y 52 305 alumnos para Tumbes. Así mismo en Piura se prevécapacitar a 10 000 alumnos y 685 profesores, correspondiente a 80colegios.
Desarrollar capacidades y competencias para una cultura de prevenciónen el buen uso de la energía eléctrica.En el 2014 se logró capacitar a 621 profesores y 10 850 alumnos de 11instituciones educativas de Tumbes.Para el 2015 se proyecta alcanzar 392 centros educativos, 3 549docentes y 52 305 alumnos para Tumbes. Así mismo en Piura se prevécapacitar a 10 000 alumnos y 685 profesores, correspondiente a 80colegios.
Región Alumnos ProfesoresTumbes 52 305 3 549Piura 10 000 685Total 62 305 4 234
GIS
• Diciembre 2014 Contrato adquisición de licenciasdel Software Smallword (US$ 355 613,44 Distriluz,incluye el licenciamiento).
• El 26.12.2014 se instaló la licencia del ElectricOffice Base, en los servidores de IBM (housing deDistriluz), en etapa de prueba, hasta el 19.03.2015;permitirá centralizar información.
• Se tiene previsto culminar marzo 2015; el procesode consistencias de base de datos Maximus II(GIS).
• TIC corporativa culminará implementación del GIScon plataforma Smallworld, integrado con lossistemas SAP y NGC, en el plazo previsto junio del2016.
SCADA
Monto considerado para ENOSA S/.3 130,00Miles
Contact Center
Situación Actual:Se cumple con indicadoresOSINERGMIN ATNA y DTA
Pero falta Calidad de Atención
Debe mejorar lacoordinación con las áreas
técnicas
Falta implementarIndicadores de Gestión
Contact Center1
Objeto:
Mejorar la calidad y disponibilidad de los canales deatención para nuestros clientes.
Poner en valor la infraestructura y los Recursos Humanosdisponibles.
Reducir los costos de tercerización.
Cumplir con las Normas de Fiscalización de Osinergmin.
Oportunidad de Mejora:
Dentro de los atributos de la Encuesta CIER 2014, quemayor impactan en la satisfacción de nuestros clientes,tenemos al área de Atención al Consumidor.
Cronograma de Implementación:
El 15/02/2015, se tiene previsto que Enosa se integre alContact Center de Distriluz.
Telemetria
Telemetria1
Administración de la demanda y seguimiento del comportamiento de 250 clientesmayores y 120 puntos de medición de frontera (Puntos de compra, SET´s, CH, CT,
alimentadores)
Telemetria2
Detalle de Como se Trabaja la Telemedición
Telemetria3
Venta Eficiente
AP Led
Beneficios: Mayor vida útil, ahorro de Energía,reducción de costos de OyM, control de encendido yapagado, reducción de intensidad colectivo o individual.
Alcances del proyecto piloto:- Instalación de 10 puntos de iluminación LED de 30 W
en un circuito en zona residencial y con iluminaciónconvencional aledaña que permita la comparación detecnologías.
- La Urb. El Trébol forma parte de la obra“Remodelación de redes de distribución primaria ysecundaria en Piura”, a la fecha en etapa de replanteo.Se prevé la instalación de artefactos LED en elsegundo semestre del 2015.
Empresa a cargo : Microplus Germany Of Perú S.A.C.,por acuerdo con Distriluz y Enosa.
Descripción Valor Calculado Valor de NormaLuminancia media 0.4 cd/m2 No requerido para alumb. tipo IVIluminancia media 5.99 lux 2 a 5 lux
Automatización de la red
(*) Norma Técnica de Calidad de losServicios Eléctricos (11-10-1997)
Problemática en la Distribución• Energía dejada de vender por demora en la identificación, aislamiento
de las fallas y la restauración del suministro eléctrico.• Las pérdidas de energía eléctrica en las redes de distribución no son
óptimas.
Beneficios• Reducción de las penalidades causados por las interrupciones,• Aumenta los ingresos de la empresa de distribución,• Reduce los costo de operación y mantenimiento,
Enfoque de la Solución• Comunicación inalámbrica de alta velocidad, hace posible la
comunicación remota con los equipos de medición, control yprotección instalados en las redes de distribución.
Plan Propuesto• Identificar un circuito de distribución de alto impacto en los ingresos
de la empresa con las anomalías descritas.• Realizar un análisis profundo en el circuito de distribución por
nuestros técnicos expertos que proporcionarán una visión completade sus beneficios y resultados.
Cifras de la región
DESCRIPCION PERU PIURA TUMBES TOTAL
Supeficie (Km2) 1 285 216 35 893 4 669 40 562
Población estimada 31 151 643 1 844 129 237 685 2 081 814
PEA (miles personas) 16 142 898 (48,6%) 129 (54,3%) 514
Ingreso promedio mes (soles) 1 176 881 1 106 994
Población urbana 74,2% 93,2% 83,7%
Población rural 25,8% 6,8% 16,3%
Cobertura de salud (%) 65,5% 61,7% 68,7% 65,2%
Hogares con internet 22,1% 15,3% 18,7% 17,0%
Hogares con teléfono movil 82,0% 78,0% 89,3% 83,7%
Hogares con agua potable 82,5% 80,7% 80,2% 80,5%
Hogares con electricidad 92,1% 93,4% 98,1% 95,7%Fuente: www.inei.gob.pe/estadisticas
ENOSA
Cifras de la región
SISTEMAS DEMANDA MW(2015)
CRECIMIENTO(%)
Piura 82 6,7
Tumbes 41 5,4
Paita 41 5,3
Sullana 38 5,3
Alto Piura 21 4,2
Talara 12 3,0
Bajo Piura 12 6,7% Crecimiento con respecto al año anterior
LeyendaLínea 60kV existenteSET existenteAMT 22,9KV existente
Sector langostineroDM actual : 12 MW
LeyendaLínea 60kV existenteSET existenteAMT 22,9kV existenteLínea 60KV nuevaAMT 60kV nueva
MarinazulActual: 5 MWFuturo: 25 MW
Inversión estimada en 2 746 m US$; línea 60kV y SET
Sector langostineroDM actual : 12 MWAmp. Pozas: 85.7 km2DM : 120 MWProducción Intensiva;Quintuplica demanda
Hector BarrantesActual: 2,8 MWFuturo: 6,0 MW
Virazón 1,44 MWMarinazul 1,0 MW
Pacífico Azul 0,68 MWMacori 0,68 MW
Atisa 1,0 MWMarinazul 2,12 MW
Macori 1,0 MWMarinazul 2,5 MW
Inv. Silma 1,44 MW
Marinazul 2,3 MWSta. Isabel 0,5 MW
LeyendaLínea 60kV existenteSET existenteAMT 22,9kV existenteLínea 60KV nuevaAMT 60kV nueva
MarinazulActual: 5 MWFuturo: 25 MW
Inversión estimada en 2 746 m US$; línea 60kV y SET
Sector langostineroDM actual : 12 MWAmp. Pozas: 85.7 km2DM : 120 MWProducción Intensiva;Quintuplica demanda
Hector BarrantesActual: 2,8 MWFuturo: 6,0 MW
Virazón 1,44 MWMarinazul 1,0 MW
Pacífico Azul 0,68 MWMacori 0,68 MW
Atisa 1,0 MWMarinazul 2,12 MW
Macori 1,0 MWMarinazul 2,5 MW
Inv. Silma 1,44 MW
Marinazul 2,3 MWSta. Isabel 0,5 MW
2015 2016 2017 2018 2019SET ZARUMILLA
1 Ampl. De SU de Inv. Silma - El Bendito 23 1,02 Ampl. De SU de Sta Isabel - Campo Géminis 23 0,53 Ampl. De SU de Marinazul - Campo Botón de Oro 23 0,3 0,5 0,5 0,5 0,5
0,3 2,0 0,5 0,5 0,5SET PUERTO PIZARRO
4 Ampl de SU de Virazón I y II 23 0,6 0,85 Ampl. De SU de Marinazul - Campo Paracas (2011) 23 0,5 0,56 Ampl. De SU de Marinazul - Campo Elanza 23 0,77 Ampl. De SU de Macori - Campo la Turula 23 0,58 Ampl. De SU de Atisa 23 1,09 Ampl. De SU de Marinazul - 4 campos ex-Inysa 23 0,6 1,510 Nvo. SU para Macori - Campo Los Manglares 23 1,011 Nvo. SU para Marinazul - Campo Buva Camaron 23 0,512 Nvo. SU para Marinazul - Pta. De congelados 23 2,013 Ampl. De SU de La Fragata - Planta de Hielo 23 1,0
1,7 9,6 - - -SET Tumbes1
14 Ampl. de SU de Pacífico Azul - Campo Pacífico 23 0,815 Nvo. SU para Marinazul - Campo Domingo Rodas I y II 23 5,0 2,0 2,0 8,0 8,0
5,0 2,8 2,0 8,0 8,0SET Zorritos
16 Ampl. De SU De Hector García B. Campo I y III 23 2,9 2,8 0,317 Ampl. De SU de Inv. Bahía Azul - Campo La Florida 23 0,4
3,3 2,8 0,3 - -Total 10,3 17,1 2,8 8,5 8,5Acumulado 10,3 27,4 30,2 38,7 47,2
DEMANDA (MW)ITEM DESCRIPCIÓN TENSION
kW
ADINELSA, dentro de su Plan de Inversiones entransmisión 2013 – 2017, ha manifestado:
Ampliación de 10 MVA SET Zarumilla, la incluirán en lareformulación presupuestal 2015, sin embargo de requerir laampliación de urgencia, disponen de un transformador depotencia de 25 MVA, 220/60/22,9 kV; actualmente en reserva.
Segunda Terna 60 kV Zorritos-Tumbes, proponen conectarTumbes, Zarumilla y Pto. Pizarro en 220kV, por la cercanía con lalínea de transmisión que va a Ecuador, instalando subestación de220/60 kV en el centro de carga y conectar en 60 kV, en sistemaanillo.
Sector EjidosPotencia actual : 12 MWProducción : Uvas y langostinos
Rapel
Ecoacuicola
LeyendaLínea de transmisión 60 kV existenteSubestación de potencia existenteAlimentador 22,9 Kv El
Pedregal
Sector EjidosDM : 12 MWAmp. Agrícola : 124,7 km2DM Proy. : 28 MWUvas y langostinos
LeyendaLínea 60kV existenteSET potencia existenteAMT 22,9kV existenteAMT 22,9KV nuevoLínea 60kV SET nuevos
Inversión estimada en 3 332 M US$;Línea 60kV (12,5km) y SET
Ecoacuicola 11,5 MW
CondominioRio Sol
0,25 MW
Rapel0,8 MW Agroindustrial Santa Angela 4,3 MW
Fundo Progreso 6 MW
Fundo El Algarrobo 2,12 MW
El Pedregal0,5 MW
Sector EjidosDM : 12 MWAmp. Agrícola : 124,7 km2DM Proy. : 28 MWUvas y langostinos
LeyendaLínea 60kV existenteSET potencia existenteAMT 22,9kV existenteAMT 22,9KV nuevoLínea 60kV SET nuevos
Inversión estimada en 3 332 M US$;Línea 60kV (12,5km) y SET
Ecoacuicola 11,5 MW
CondominioRio Sol
0,25 MW
Rapel0,8 MW Agroindustrial Santa Angela 4,3 MW
Fundo Progreso 6 MW
Fundo El Algarrobo 2,12 MW
El Pedregal0,5 MW
INDICADORES Unidad Medida 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Clientes Número 313,091 335,031 365,834 397,662 426,011 443,232 466,365
Trabajadores Número 234 234 234 234 234 234 272
Energia Vendida MWh 803,017 849,568 990,513 1,089,985 1,116,396 1,261,978 1,329,566
Venta de Energia S/. Millones 227 236 289 331 364 470 487
Ingresos Totales S/. Millones 235 245 302 348 387 494 509
Costo de Servicios S/. Millones 70 78 97 99 114 136 131
Utilidad Operativa S/. Millones 27 24 24 38 38 70 79
Servicios Prestados Terceros S/. Millones 28 32 41 43 52 60 55
Ventas de Energia / Energía Vendida (precio medio) S/. / MWh 282.12 278.25 292.14 304.10 326.37 372.76 366.16
Ingresos Totales / Energía Vendida S/. / MWh 293.09 288.34 304.59 319.29 346.99 391.45 382.99
Costo de Servicios / Ingresos Totales % 29.8% 31.7% 32.2% 28.5% 29.4% 27.5% 25.6%
Costo de Servicios / Energia Vendida S/. / MWh 87.45 91.44 98.21 91.02 101.99 107.57 98.15
Serv. Prestados por Terceros / Energía Vendida S/. / MWh 34.82 37.93 41.43 39.35 46.22 47.28 41.20
Serv. Prestados por Terceros / N° Clientes S/. / Clientes 89.30 96.17 112.19 107.86 121.13 134.61 117.45
Utilidad Operativa / Energía Vendida S/. / MWh 33.50 27.79 24.27 34.77 33.82 55.37 59.24
Utilidad Operativa / Clientes S/. / Clientes 85.93 70.47 65.72 95.30 88.62 157.64 168.88
Clientes / Trabajador Clientes / Trabajador 1,338 1,432 1,563 1,699 1,821 1,894 1,715
INDICADORES
DATA EMPRESARIAL
ACCIONES PARA EL CONTROL DE GASTOS
Optimización en contrataciones referidas a asesoría legal. GC debe implementar plan de control de gastos de
actividades comerciales. Eficiencia en el gasto. Capacitación orientada a mejorar el rendimiento
especialmente en reincorporados. Seguimiento y exigencia para provisiones. Control de Órdenes de Trabajo Reforzar supervisión en campo: actividades comerciales y de
distribución. GC y GT deben llevar un control minucioso deliquidaciones.
Control estricto de gastos de caja chica, viáticos y fondos detrabajos.
El programa de inversiones 2015 comprende:
Proyectos de inversión
Proyectos de generación
Monto Porcentaje
(Miles S/.) (%)
Nuevos 2015 33 26,899 45%
Carry Over 2014-2010 39 33,202 55%
Total 72 60,100 100%
CantidadProyectos
Actividad Inversión2014
Porcentajepor Actividad
Administración 326 0.54%Distribución 46,588 77.52%Generación 6,176 10.28%Transmisión 7,010 11.66%
TOTAL 60,100 100.00%
Situación Actual:- Estado crítico por antigüedad.- Calidad de producto y hurto de energía en sectores
marginales.- Acelerado deterioro de redes de BT.Propósito:- Remodelación redes MT; BT y 29 SED’s precarias.- Mejorar la calidad del servicio.- Evitar el hurto de energía.
Resultados Esperados:- Remodelación de 63,53 km de RS y 6,0 km de RP.- Mejora de calidad de servicio y seguridad para 7,996
clientes.- Disminución de las penalizaciones y compensaciones por
interrupciones en el servicio.
Presupuesto estimado: MS/. 7 200,00
Situación del Proyecto: En firma de contrato estudiosde pre inversión.
INDICADORES ECONOMICOS
DESCRIPCIÓN Tasa deDescuento (%)
VAN(mil S/.)
TIR (%) Pay Back(años)
B/C
VALOR 12% 1,772.50 15.18% 13.2 1.76
Situación Actual:- Estado crítico por antigüedad.- Calidad de producto y hurto de energía en sectores
marginales.- Acelerado deterioro de redes de BT.Propósito:- Remodelación redes MT; BT y 29 SED’s precarias.- Mejorar la calidad del servicio.- Evitar el hurto de energía.
Resultados Esperados:- Remodelación de 63,53 km de RS y 6,0 km de RP.- Mejora de calidad de servicio y seguridad para 7,996
clientes.- Disminución de las penalizaciones y compensaciones por
interrupciones en el servicio.
Presupuesto estimado: MS/. 7 200,00
Situación del Proyecto: En firma de contrato estudiosde pre inversión.
INDICADORES ECONOMICOS
DESCRIPCIÓN Tasa deDescuento (%)
VAN(mil S/.)
TIR (%) Pay Back(años)
B/C
VALOR 12% 1,772.50 15.18% 13.2 1.76
SUSTENTO DE LA RENTABILIDAD
Número de clientes: 7,996.Monto de inversión: 7,200 Miles de S/. Consumo unitario mensual: 90.00 kwh-mes (Registro históricos del Consumo Unitario de últimos cinco
años de clientes en zonas similares) Tasa de crecimiento de consumo Unitario mensual: 2.00% (Registro históricos del Consumo Unitario de
últimos cinco años de clientes en zonas similares) Factor de carga: 0.49 (Directiva regional para proyectos MT y BT de ENOSA) Costo de operación y mantenimiento (% de la Inversión): Sin proyecto: 14.00% (Costos de operación y mantenimiento actuales) Con proyecto: 3.00% (Procedimiento Evaluación Económica Proyectos de DISTRILUZ).
Perdidas de Energía (% de Energía): Sin proyecto: 12.40% (Registro de pérdidas de energía alcanzada por Gerencia Técnica). Con proyecto: 7.70% (Resolución OSINERGMIN No.203-2013-OS-CD).
Tarifa de compra de energía: 0.1828 S/./kwh (Pliego tarifario de compra de energía de OSINERGMINmes Diciembre 2014) Tarifa de venta de energía: 0.4817 S/./kwh (Pliego tarifario de venta de energía de OSINERGMIN mes
Diciembre 2014)
SUSTENTO DE LA RENTABILIDAD
Monto de inversión: 7,000 Miles de S/. Capacidad de Alimentadores: Sin proyecto: 66,550 kW (Capacidad de alimentadores asumida). Con proyecto: 133,100 kW (Capacidad proyectada de los doce alimentadores).
Demanda: 31,500 kW (Demanda proyectada de los doce alimentadores). Tasa de crecimiento demanda: 6.00% (Memoria Anual 2013) Costo de operación y mantenimiento (% de la Inversión): Sin proyecto: 6.00% (Costos de operación y mantenimiento actuales) Con proyecto: 3.00% (Procedimiento Evaluación Económica Proyectos de DISTRILUZ).
Perdidas de Energía (% de Energía): Sin proyecto: 9.98% (Registro de pérdidas de energía alcanzada por Gerencia Técnica). Con proyecto: 6.50% (Resolución OSINERGMIN No.203-2013-OS-CD).
Tarifa de compra de energía: 0.1828 S/./kwh (Pliego tarifario de compra de energía de OSINERGMINmes Diciembre 2014) Tarifa de venta de energía: 0.3263 S/./kwh (Precio medio de venta de energía 2013-ENOSA)
Situación Actual:- La venta de energía en bloque, se realiza utilizando redes
secundarias y acometidas instaladas provisionalmente porlos usuarios.
- Con el tiempo esas instalaciones BT son altamenteinseguras.
- Dado al carácter provisional carecen de alumbrado público.Propósito:- Incorporar venta individual en estas instalaciones
provisionales.- Cumplir con las normas vigentes en distribución.Resultados Esperados:- 3842 nuevos clientes (271 en Piura, 673 en Sullana, 264
en Paita y 194 en Tumbes).- Redes definitivas y seguras.- Garantizar la calidad de servicio.Presupuesto estimado: MS/. 5 944,00
Situación del Proyecto: En elaboración de Perfil de PreInversión.
Situación Actual:- La venta de energía en bloque, se realiza utilizando redes
secundarias y acometidas instaladas provisionalmente porlos usuarios.
- Con el tiempo esas instalaciones BT son altamenteinseguras.
- Dado al carácter provisional carecen de alumbrado público.Propósito:- Incorporar venta individual en estas instalaciones
provisionales.- Cumplir con las normas vigentes en distribución.Resultados Esperados:- 3842 nuevos clientes (271 en Piura, 673 en Sullana, 264
en Paita y 194 en Tumbes).- Redes definitivas y seguras.- Garantizar la calidad de servicio.Presupuesto estimado: MS/. 5 944,00
Situación del Proyecto: En elaboración de Perfil de PreInversión.
SUSTENTO DE LA RENTABILIDAD
Número de clientes: 3,842.Monto de inversión: 5,944 Miles de S/. Consumo unitario mensual: 63.00 kwh-mes (Registro históricos del Consumo Unitario de últimos cinco
años de clientes en zonas similares) Tasa de crecimiento de consumo Unitario mensual: 3.00% (Registro históricos del Consumo Unitario de
últimos cinco años de clientes en zonas similares) Factor de carga: 0.42 (Directiva regional para proyectos MT y BT de ENOSA) Costo de operación y mantenimiento (% de la Inversión): 2.50% (Procedimiento Evaluación Económica
Proyectos de DISTRILUZ). Perdidas de Energía (% de Energía): 6.50% (Resolución OSINERGMIN No.203-2013-OS-CD). Tarifa de compra de energía: 0.1719 S/./kwh (Pliego tarifario de compra de energía de OSINERGMIN
mes Enero 2014) Tarifa de venta de energía: 0.4491 S/./kwh (Pliego tarifario de venta de energía de OSINERGMIN mes
Enero 2014)
Situación Actual:- Interrupciones del servicio eléctrico- Mala calidad; entre otros AMT de 47km con 35mm2.- Quejas de las autoridades y entidades afectadas.
Propósito:- Mejorar calidad, continuidad y confiabilidad del servicio en
sistema Cancas - Punta Sal.- Incrementar capacidad de oferta para la atención de nuevos
clientes.Resultados Esperados:
Reducción de compensaciones
Mejora de calidad, continuidad y confiabilidad del servicio
Incremento de la demanda como efecto colateral
Presupuesto estimado: MS/. 4 600,00Situación del Proyecto: En concurso para estudio definitivo.
INDICADORES ECONOMICOS
DESCRIPCIÓN Tasa deDescuento (%)
VAN(mil S/.)
TIR (%) Pay Back(años)
B/C
VALOR 12% 4,605 23.26% 7.22 1.29
Situación Actual:- Interrupciones del servicio eléctrico- Mala calidad; entre otros AMT de 47km con 35mm2.- Quejas de las autoridades y entidades afectadas.
Propósito:- Mejorar calidad, continuidad y confiabilidad del servicio en
sistema Cancas - Punta Sal.- Incrementar capacidad de oferta para la atención de nuevos
clientes.Resultados Esperados:
Reducción de compensaciones
Mejora de calidad, continuidad y confiabilidad del servicio
Incremento de la demanda como efecto colateral
Presupuesto estimado: MS/. 4 600,00Situación del Proyecto: En concurso para estudio definitivo.
INDICADORES ECONOMICOS
DESCRIPCIÓN Tasa deDescuento (%)
VAN(mil S/.)
TIR (%) Pay Back(años)
B/C
VALOR 12% 4,605 23.26% 7.22 1.29
SUSTENTO DE LA RENTABILIDAD
Monto de inversión: 4,600 Miles de S/. Capacidad de Alimentadores: Sin proyecto: 6,000 kW (Capacidad actual del alimentador 55). Con proyecto: 12,800 kW (Capacidad proyectada del alimentador 55).
Demanda: Sin proyecto: 1,270 kW (Demanda actual de Alimentador 55). Con proyecto: 2,470 kW (Demanda proyectada del Alimentador 55, incluyendo la carga de 1,200 kW
del Hotel Decameron). Tasa de crecimiento demanda: 6.00% (Registro histórico de los últimos siete años de la demanda del
Alimentador 55) Costo de operación y mantenimiento (% de la Inversión): Sin proyecto: 5.00% (Costos de operación y mantenimiento actuales) Con proyecto: 3.00% (Procedimiento Evaluación Económica Proyectos de DISTRILUZ).
Perdidas de Energía (% de Energía): Sin proyecto: 8.50% (Registro de pérdidas de energía alcanzada por Gerencia Técnica). Con proyecto: 4.20% (Resolución OSINERGMIN No.203-2013-OS-CD).
Tarifa de compra de energía: 0.1828 S/./kwh (Pliego tarifario de compra de energía de OSINERGMINmes Diciembre 2014) Tarifa de venta de energía: 0.3095 S/./kwh (Precio medio de venta de energía 2013-UN Tumbes)
Situación Actual:- Zona rural de Sullana, Piura y Ayabaca, cargas
dispersas superposición de AMT de SET Chulucanasy Quiroz.
- Mala calidad debido a gran longitud de AMT (> a1,500 km), interrupciones frecuentes y de altaduración, por dificultad en ubicar el origen de lasfallas, aislarlo y corregirlos.
Propósito:- Mejorar la calidad de servicio eléctrico de la zona
rural de Sullana, Piura y Ayabaca.- Interconectar la generación de la C.H. Quiroz y las
furas CC.HH. Culqui y Vilcazan.
Resultados Esperados:- Mejora calidad del servicio para 32,451 usuarios
domésticos y 149 usuarios agroindustriales.
- Atención de 12,219 nuevos clientes (61,097 habitantes)en los próximos 10 años, según PNER 2013-2022.
Presupuesto estimado: MS/. 32 670,00
Situación del Proyecto: En elaboración de estudios depre inversión.
Muchas Gracias
LiquidezAcida
Explicación:. Indicador muestra una mejora en el año 2015, debido a que se han considerado préstamos a largo plazo, lo cual haceque el pasivo corriente disminuye mejorando el indicador.LA=(Total Activo Corriente-Inventarios)/Total Pasivo Corriente
DATOSDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
(Total Activo Corriente - Inventarios) 95,8 97,6 101,2 89,2 89,2Total Pasivo Corriente 177,4 191,0 163,9 160,1 160,1
EVOLUCIÓN DEL INDICADOR POR TRIMESTRESDESCRIPCIÓN UNIDAD I II III IV 2015
PROYECCIÓN DEL INDICADOR AÑOS
DESCRIPCIÓN UNIDAD 2016 2017 2018 2019 2020
LIQUIDEZ ÁCIDA % 0,6 0,6 0,6 0,6 0,60,0 0,0 0,0 0,0
Milllones
Liquidez Ácida % 0,5
VARIACIÓN ANUAL (Puntos Porcentuales)
0,5 0,6 0,6 0,6
ObrasMEM
FECHA VT (S/)1 SER Huancabamba - Huarmaca III Etapa 017-2014-MEM/DGER 20/01/2014 9 325 126,232 SER Chulucanas VI Etapa 390-2013-MEM/DGER 11/10/2013 8 232 329,323 SER Ayabaca VI Etapa 019-2014-MEM/DGER 20/01/2014 5 236 795,834 SER Santa Domingo - Chalaco IV Etapa 393-2013-MEM/DGER 11/10/2013 11 803 964,215 SER Santa Domingo - Chalaco III Etapa 407-2013-MEM/DGER 24/10/2013 3 905 776,826 SER Chulucanas V Etapa 391-2013-MEM/DGER 11/10/2013 9 782 623,087 SER Ayabaca IV Etapa 003-2014-MEM/DGER 06/01/2014 5 330 210,228 SER Huancamba - Huarmaca II Etapa 005-2014-MEM/DGER 06/01/2014 15 647 506,859 SER Sullana IV Etapa 013-2014-MEM/DGER 13/01/2014 5 680 555,6210 SER Ayabaca V Etapa 024-2014-MEM/DGER 21/01/2014 7 313 732,52
82 258 620,69TOTAL VALOR TASADO - S/.
N° NOMBRE DEL PROYECTO VALOR TASADORESOLUCIÓN DIRECTORAL QUE
APRUEBA LA LIQUIDACIÓNFINAL DE PROYECTO Nº
SustIndicador Inventarios
• En el año 2013 el indicador muestra un incremento del 30.04% debido a los mayores stocks conrespecto al año 2012, por la adquisición de conductor concéntrico para atender las nuevas conexionesdomiciliarias y el programa de normalizado, asimismo la utilización de conductor autoportante paraatender los mantenimientos de redes de media y baja tensión. Es importante indicar que en el año 2013se efectuaron compras corporativas las cuales cubren requerimientos para dos a tres años.
• En el año 2014 los stocks de suministros se reducen en 0.32%, debido al control de los stock necesariospara la operatividad principalmente del área técnica.
• En el año 2015 debido a la proyección de las mayores ventas y de mayores ingresos por los servicioscomplementarios se ha programado tener stocks necesarios, mostrando un incremento de solo 3.05%con respecto al año anterior.
• Del 2016 al 2020, como consecuencia del crecimiento constante de los clientes, se proyectanincrementos mínimos en los stocks para atender las mayores ventas e ingresos complementarios.
Formula 2012 2013 2014 2015(Inventario del ejercicio/Inventario del mismoperiodo del año anterior-1)x100 8,663,095 11,265,779 11,229,728 11,572,235Indicador 30.04% -0.32% 3.05%
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