MEMORIA ANUAL
2013
TERMOCHILCA
C.T. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS POTENCIA INSTALADA: 210,0 MW POTENCIA EFECTIVA: 209,0 MW
ÍNDICE CARTA DEL PRESIDENTE
7
01
ENTORNO
11
02
QUIENES SOMOS
15
03 04
OPERACIÓN DEL SEIN
25
GESTIÓN
37
05
CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL
06
PROCESO DE MEJORA CONTINUA
07
DICTAMEN DE AUDITORES
COES
INDEPENDIENTES
47
51
55
EDEGEL
CENTRAL HIDROELÉCTRICA CALLAHUANCA POTENCIA INSTALADA: 81,9 MW POTENCIA EFECTIVA: 80,4 MW
CARTA DEL PRESIDENTE
Señores Miembros de la Asamblea de Integrantes: Es grato dirigirme a ustedes para presentarles la Memoria Anual del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC) correspondiente al año 2013. Hay dos hechos o situaciones que se han presentado durante 2013 que merecen ser resaltadas. La primera tiene que ver con la condición del SEIN: el año pasado ha sido el año en el que se empezó a notar, de manera nítida, el fruto de las inversiones efectuadas en años pasados tanto en generación como en transmisión y representa un punto de quiebre de la tendencia de tener que operar un sistema con escasa reserva de generación, iniciando una era –que esperemos sea duradera- de un sistema con mejores cifras de reserva instalada y un sistema de transmisión robusto que permiten vislumbrar una mejora en la disponibilidad y confiabilidad del sistema. Vale la pena precisar que la preocupación cambia de enfoque y ya no se orienta a enfrentar la posibilidad de racionamiento, sino a enfrentar temporadas de costos de producción altos, dado que buena parte de la adición de capacidad de generación se viene realizando mediante máquinas térmicas que usan petróleo diésel. El otro hecho tiene que ver con el frente interno, es decir, la gestión del COES como organización y se refiere a la renovación del Directorio luego de los 5 años de gestión previstos en la ley. La elección llevada a cabo en la Asamblea de julio del año pasado, que condujo al cambio de cuatro Directores, no es sino una muestra de la madurez de la institucionalidad del COES. Sirva pues la ocasión, para darle la bienvenida a los nuevos Directores y reiterar mi agradecimiento por la significativa muestra de confianza de los integrantes, demostrada en mi caso así como renovar el compromiso de mantener una gestión imparcial y transparente siempre orientada a la excelencia y la atención al cliente que no son otra cosa que todos los integrantes del COES. No quisiera dejar de mencionar un esfuerzo especial dirigido al logro de los objetivos mencionados: el desarrollo de una base normativa clara. Un marco normativo claro y congruente es la base de la seguridad jurídica para todos los Agentes. Con tal finalidad,
MEMORIA ANUAL
7
CARTA AL PRESIDENTE
durante el año 2013 hemos seguido trabajando en la revisión de los Procedimientos Técnicos del COES a efectos de actualizar y adecuar las reglas, a las cada vez más amplias y complejas funciones del COES, así como para recoger las prácticas que, siendo necesarias, no estaban formalizadas, aclarar redacciones imprecisas y desarrollar con mayor detalle aspectos que eran deficientes o habían sido omitidos. Todo ello abundará, estamos seguros, en una mayor claridad en las reglas y en una mayor seguridad jurídica para todos los Agentes que forman parte del sistema. Este trabajo, el cual nos encontramos todavía a mitad de camino, ha demandado un gran esfuerzo y compromiso de las áreas del COES a todo nivel. Asimismo, desde el punto de vista de los procesos internos, hemos procedido a ampliar los procesos del Sistema de Gestión de Calidad y a confirmar la certificación ISO 9001, que ha demostrado claros beneficios en cuanto a la trazabilidad y transparencia de los procesos del COES en beneficio de todos. No me queda más que renovar el reconocimiento a todos los trabajadores del COES que con su esfuerzo y conocimiento son los que permiten el logro de los objetivos tanto operativos como de gestión interna.
Lima, 21 de marzo de 2014
Ing. César Butrón Fernández Presidente del Directorio
8
MEMORIA ANUAL
EGEMSA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA MACHUPICCHU POTENCIA INSTALADA: 90,5 MW POTENCIA EFECTIVA: 88,8 MW
MEMORIA ANUAL
9
TERMOCHILCA
C.T. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS POTENCIA INSTALADA: 210,0 MW POTENCIA EFECTIVA: 209,0 MW
01
ENTORNO
MEMORIA ANUAL
11
01 ENTORNO
En cumplimiento del Decreto Supremo N° 011-2001 EM, publicado en febrero de 2001, el mismo que modificó los artículos 84°, 85°, 86°, 88° y 91° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, se cambió el Estatuto del COES y su denominación a Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC). En julio de 2006, se promulgó la Ley N° 28832, Ley para el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, la misma que modificó la gobernanza del COES, transformó la composición de sus integrantes, incluyendo desde entonces a los Usuarios Libres y a los Distribuidores, y le añadió nuevas funciones, principalmente la planificación de la expansión de la transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Mediante el Decreto Supremo N° 027-2008- EM, publicado en mayo de 2008, se aprobó el Reglamento del COES, norma que regula su adecuación a lo dispuesto por la Ley 28832. En cumplimiento de la referida norma, se convocó a los Agentes a registrarse como integrantes del COES. La Asamblea de Integrantes en su Sesión N° 20 del 18 de julio de 2008, aprobó el nuevo Estatuto del COES, adecuándolo a lo establecido por la Ley N° 28832 y en el Reglamento del COES. Posteriormente, en su Sesión N° 21, del 28 de noviembre del mismo año, modificó los artículos 16º, 19º, 28º y 35º del Estatuto con relación a la convocatoria y quórum de la Asamblea del COES.
12
MEMORIA ANUAL
ENERSUR
C.T. CHILCA 1
POTENCIA INSTALADA: 851,8 MW POTENCIA EFECTIVA: 808,1 MW
MEMORIA ANUAL
13
DUKE ENERGY PERÚ - EGENOR
CASA DE FUERZA - CAÑON DEL PATO
14
MEMORIA ANUAL
02
QUIENES SOMOS
2.1. FUNCIONES El COES es un organismo tĂŠcnico cuya finalidad es coordinar la operaciĂłn de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mĂnimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energĂŠticos. AdemĂĄs, se encarga de planificar el desarrollo de la transmisiĂłn del SEIN y administrar el mercado de corto plazo. El COES ejerce ademĂĄs las siguientes funciones: s %LABORACIĂ˜N DEL 0LAN DE 4RANSMISIĂ˜N s %LABORACIĂ˜N DE PROCEDIMIENTOS TĂ?CNICOS s !SEGURAR EL ACCESO OPORTUNO Y ADECUADO DE LOS INTERESADOS A LA INFORMAciĂłn. s !SEGURAR LAS CONDICIONES DE COMPETENCIA EN EL -ERCADO DE #ORTO 0LAZO DE Electricidad. s 0ROCURAR LAS MEJORAS TECNOLĂ˜GICAS REQUERIDAS PARA LOGRAR ElCIENCIA
2.2. ORGANIGRAMA El COES estå constituido por una Asamblea, un Directorio y la Dirección Ejecutiva, los cuales cumplen diferentes roles. En el Gråfico N° 01, se aprecia el organigrama aprobado por el Directorio en su sesión N° 376, el cual empezó a funcionar desde el 6 de junio de 2011 y estuvo vigente durante el aùo 2013. Al finalizar el aùo 2013, el número total de trabajadores del COES fue de 97.
MEMORIA ANUAL
15
02 QUIENES SOMOS GRÁFICO N° 01 ESTRUCTURA ÓRGANICA DEL COES ASAMBLEA
DIRECTORIO OFICINA DE PERFECCIONAMIENTO TÉCNICO
SECRETARÍA ASESORÍA LEGAL DEL DIRECTORIO DIRECCIÓN EJECUTIVA
DEPARTAMENTO DE GESTIÓN JURÍDICA Y REGULATORIA
DEPARTAMENTO DE ADMINISTRACIÓN
DEPARTAMENTO DE TECNOLOGÍA DE LA INFORMACIÓN
DEPTO. DE TALENTO HUMANO Y DESARROLLO ORGANIZACIONAL (*)
DIRECTOR DE OPERACIONES
DIRECTOR DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
SUB DIRECCIÓN DE PROGRAMACIÓN
SU DIRECCIÓN DE COORDINACIÓN
SUB DIRECCIÓN DE EVALUACIÓN
SUB DIRECCIÓN DE TRANSFERENCIAS
SUB DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN
SUB DIRECCIÓN DE NUEVOS PROYECTOS SUB DIRECCIÓN DE GESTIÓN DE LA INFORMACIÓN
(*) Funcionamiento suspendido por acuerdo del Directorio de la sesión N°399
2.3. INTEGRANTES A fines de diciembre de 2013, el número de integrantes del COES se incrementó a 98, respecto a los 94 que se tenía en el año 2012. Durante el ejercicio del 2013, se retiraron cuatro (4) Integrantes Voluntarios, uno perteneciente al grupo de Generadores, la SOCIEDAD MINERA CORONA S. A. y tres pertenecientes al grupo de los Usuarios Libres CERAMICA LIMA S.A, CEMENTO ANDINO S.A. y MINERA COLQUISIRI S.A. No obstante, ingresaron ocho (8) nuevos Integrantes; tres (3) al grupo de los Generadores: EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE S.A, HIDROELÉCTRICA HUANCHOR S.A.C, TERMOCHILCA S.A.C, dos (2) al de los Transmisores: ABENGOA TRANSMISION SUR S.A, POMACOCHA POWER S.A.C, y tres (3) al grupo de los Usuarios Libres: EMPRESA ADMINISTRADORA CERRO S.A.C, MINERA CHINALCO PERU S.A. y TRUPAL S.A. Los integrantes realizan aportes económicos anuales con los que se solventa el presupuesto del COES. Dichos aportes se determinan de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 19° de la Ley N°28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica” y artículo 34° del Reglamento COES, aprobado por D.S. N°027-2008-EM.
16
MEMORIA ANUAL
02 QUIENES SOMOS
GRÁFICO N° 02 INTEGRANTES DEL COES SINAC 2013
EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES - 2013
38 USUARIOS LIBRES 38,8%
40 GENERADORES 40,8%
10 10 DISTRIBUIDORES TRANSMISORES 10,2% 10,2%
GRÁFICO N° 03 EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES 2008 - 2013 EVOLUCIÓN DEL NUMERO DE EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES 2008 - 2013
N° Empresas 45 40
GENERADORAS
35 30
TRANSMISORAS
25 DISTRIBUIDORAS
20 15
USUARIOS LIBRES
10 5 0 2008
2009
2010
2011
2012
2013
AÑOS
GENERADORAS
TRANSMISORAS
DISTRIBUIDORAS
USUARIOS LIBRES
TOTAL
2008
16
7
10
36
69
2009
21
7
10
38
76
2010
23
8
10
39
80
2011
29
8
10
40
87
2012
38
8
10
38
94
2013
40
10
10
38
98
MEMORIA ANUAL
17
02 QUIENES SOMOS TABLA N° 01 INTEGRANTES DEL COES A DICIEMBRE DE 2013 GENERADORES N°
ABREVIATURA
RAZÓN SOCIAL
ESTADO
1
PARAMONGA
AGROINDUSTRIAL PARAMONGA S.A.A.
VOLUNTARIO
2
AYEPSA
AGUAS Y ENERGÍA PERÚ S.A.
VOLUNTARIO
3
CHINANGO
CHINANGO S.A.C.
OBLIGATORIO
4
CELEPSA
COMPAÑIA ELECTRICA EL PLATANAL S.A
OBLIGATORIO
5
EGENOR
DUKE ENERGY EGENOR S. EN C. POR A.
OBLIGATORIO
6
EDEGEL
EDEGEL S.A.A.
OBLIGATORIO
7
SANTA ROSA
ELECTRICA SANTA ROSA S.A.C
VOLUNTARIO
8
YANAPAMPA
ELECTRICA YANAPAMPA S.A.C.
VOLUNTARIO
9
ADINELSA
EMPRESA DE ADMINISTRACIÓN DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA S.A.- ADINELSA
VOLUNTARIO
10
HUANZA
EMPRESA DE GENERACION HUANZA S.A
OBLIGATORIO
11
EGASA
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE AREQUIPA S.A.
OBLIGATORIO
12
EGESUR
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SUR S.A.
OBLIGATORIO
13
EGEMSA
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA MACHUPICCHU S.A.
OBLIGATORIO
14
SAN GABAN
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SAN GABÁN S.A.
OBLIGATORIO
15
ELECTROPERU
EMPRESA ELECTRICIDAD DEL PERÚ S.A.
OBLIGATORIO
16
EEPSA
EMPRESA ELÉCTRICA DE PIURA S.A.
OBLIGATORIO
17
ENERSUR
ENERSUR S.A.
OBLIGATORIO
18
ESCOSAC
ESCO COMPAÑÍA DE SERVICIOS DE ENERGÍA S.A.C
VOLUNTARIO
19
RIO DOBLE
EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE S.A
VOLUNTARIO
20
FENIX POWER
FENIX POWER PERÚ S.A.
OBLIGATORIO
21
GEPSA
GENERADORA ENERGÍA DEL PERÚ S.A.
VOLUNTARIO
22
MAJES
GTS MAJES, S.A.C.
VOLUNTARIO
23
REPARTICION
GTS REPARTICIÓN, S.A.C.
VOLUNTARIO
24
HIDROCAÑETE
HIDROCAÑETE S.A.
VOLUNTARIO
25
HUANCHOR
HIDROELÉCTRICA HUANCHOR S.A.C.
VOLUNTARIO
26
SANTA CRUZ
HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ S.A.C
VOLUNTARIO
27
ILLAPU
ILLAPU ENERGY S.A.
VOLUNTARIO
28
KALLPA
KALLPA GENERACIÓN S.A.
OBLIGATORIO
29
MAJA ENERGIA
MAJA ENERGIA S.A.C.
VOLUNTARIO
30
MAPLE ETANOL
MAPLE ETANOL S.R.L.
VOLUNTARIO
31
PANAMERICANA SOLAR
PANAMERICANA SOLAR S.A.C.
VOLUNTARIO
32
PETRAMAS
PETRAMAS S.A.C
VOLUNTARIO
33
SDF PIURA
SDE PIURA S.A.C
VOLUNTARIO
34
SDF ENERGIA
SDF ENERGIA S.A.C.
VOLUNTARIO
35
SHOUGESA
SHOUGANG GENERACIÓN ELÉCTRICA S.A.A.
OBLIGATORIO
36
SN POWER
SN POWER PERÚ S.A.
OBLIGATORIO
37
SINERSA
SINDICATO ENERGÉTICO S.A.
VOLUNTARIO
38
TACNA SOLAR
TACNA SOLAR S.A.C.
VOLUNTARIO
39
TERMOSELVA
TERMOSELVA S.R.L.
OBLIGATORIO
40
TERMOCHILCA
TERMOCHILCA S.A.C.
OBLIGATORIO
TRANSMISORES N°
18
MEMORIA ANUAL
ABREVIATURA
RAZÓN SOCIAL
ESTADO
1
ABENGOA NORTE
ABENGOA TRANSMISION NORTE S.A.
OBLIGATORIO
2
ABENGOA SUR
ABENGOA TRANSMISION SUR S.A
OBLIGATORIO
3
NORPERUANA
COMPAÑIA TRANSMISORA NORPERUANA S.R.L
VOLUNTARIO
4
CONENHUA
CONSORCIO ENERGETICO DE HUANCAVELICA S.A.
OBLIGATORIO
5
TRANSMANTARO
CONSORCIO TRANSMANTARO S.A.
OBLIGATORIO
6
ETSELVA
ETESELVA S.R.L.
OBLIGATORIO
7
ISA
INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERÚ S.A.
OBLIGATORIO
8
POMACOCHA
POMACOCHA POWER S.A.C.
VOLUNTARIO
9
REP
RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A.
OBLIGATORIO
10
REDESUR
RED ELÉCTRICA DEL SUR S.A.
OBLIGATORIO
02 QUIENES SOMOS
DISTRIBUIDORES N°
ABREVIATURA
RAZÓN SOCIAL
ESTADO
1
ELECTROSURESTE
ELECTRO SUR ESTE S.A.A
OBLIGATORIO
2
ELECTROCENTRO
ELECTROCENTRO S.A.
OBLIGATORIO OBLIGATORIO
3
HIDRANDINA
EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A.
4
ELECTROSUR
EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTROSUR S.A.
OBLIGATORIO
5
ELECTRODUNAS
ELECTRO DUNAS S.A.A.
OBLIGATORIO
6
ELECTRONOROESTE
ELECTRONOROESTE S.A.
OBLIGATORIO
7
ELECTRONORTE
EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD DEL NORTE S.A.
OBLIGATORIO
8
EDELNOR
EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE LIMA NORTE S.A.A.
OBLIGATORIO
9
LUZ DEL SUR
LUZ DEL SUR S.A.A.
OBLIGATORIO
10
SEAL
SOCIEDAD ELÉCTRICA DEL SUR OESTE S.A.
OBLIGATORIO
USUARIOS LIBRES N°
ABREVIATURA
RAZÓN SOCIAL
ESTADO
1
CEMENTOS PACASMAYO
CEMENTOS PACASMAYO S.A.A.
OBLIGATORIO
2
MINERA BUENAVENTURA
COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURA S.A.A.
OBLIGATORIO
3
INDUSTRIA CREDITEX
COMPAÑIA INDUSTRIAL TEXTIL CREDISA - TRUTEX S.A.A.
OBLIGATORIO
4
MINERA ANTAPACAY
COMPAÑIA MINERA ANTAPACCAY S.A.
OBLIGATORIO
5
MINERA CASAPALCA
COMPAÑIA MINERA CASAPALCA S.A.
OBLIGATORIO
6
MINERA CONDESTABLE
COMPAÑIA MINERA CONDESTABLE S.A.
OBLIGATORIO
7
MINERA MILPO
COMPAÑIA MINERA MILPO S.A.A.
OBLIGATORIO
8
MINERA MISKIMAYO
COMPAÑIA MINERA MISKI MAYO S.R.L.
OBLIGATORIO
9
MINERA ANTAMINA
COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A.
OBLIGATORIO
10
MINERA ARES
COMPAÑÍA MINERA ARES S.A.C.
OBLIGATORIO
11
ACEROS AREQUIPA
CORPORACIÓN ACEROS AREQUIPA S.A.
OBLIGATORIO
12
DOE RUN
DOE RUN PERU S.R.L.
OBLIGATORIO
13
MINERA QUENUALES
EMPRESA MINERA LOS QUENUALES S.A.
OBLIGATORIO
14
EXSA
EXSA S.A.
VOLUNTARIO
15
ADMINISTRADORA CERRO
EMPRESA ADMINISTRADORA CERRO S.A.C.
OBLIGATORIO
16
SIDER
EMPRESA SIDERÚRGICA DEL PERÚ S.A.A.
OBLIGATORIO
17
FUNDICIÓN CALLAO
FUNDICION CALLAO S.A.
VOLUNTARIO
18
GLORIA
GLORIA S.A.
VOLUNTARIO
19
GOLD FIELD
GOLD FIELDS LA CIMA S.A.
OBLIGATORIO
20
INDUSTRIA CACHIMAYO
INDUSTRIAS CACHIMAYO S.A.
OBLIGATORIO
21
MESSER GASES
MESSER GASES DEL PERÚ S.A.
OBLIGATORIO
22
MEPSA
METALURGICA PERUANA S.A.
OBLIGATORIO
23
MINERA CHINALCO
MINERA CHINALCO PERU S.A.
OBLIGATORIO
24
MINSUR
MINSUR S.A.
OBLIGATORIO
25
MINERA BARRICK
MINERA BARRICK MISQUICHILCA S.A.
OBLIGATORIO
26
MINERA YANACOCHA
MINERA YANACOCHA S.R.L.
OBLIGATORIO
27
PANASA
PAPELERA NACIONAL S.A.
OBLIGATORIO
28
PROTISA
PRODUCTOS TISSUE DEL PERÚ S.A.
OBLIGATORIO
29
QUIMPAC
QUIMPAC S.A.
OBLIGATORIO
30
SHOUGANG HIERRO
SHOUGANG HIERRO PERU S.A.A.
OBLIGATORIO
31
MINERA CERRO VERDE
SOCIEDAD MINERA CERRO VERDE S.A.A.
OBLIGATORIO
32
SOUTHERN
SOUTHERN PERÚ COPPER CORPORATION, SUCURSAL DEL PERÚ
OBLIGATORIO
33
TRUPAL
TRUPAL S.A.
OBLIGATORIO
34
TASA
TECNOLÓGICA DE ALIMENTOS S.A.
VOLUNTARIO
35
UNACEM
UNION ANDINA DE CEMENTOS S.A.A.
OBLIGATORIO
36
BACKUS Y JHONSTON
UNIÓN DE CERVECERÍAS PERUANAS BACKUS Y JOHNSTON S.A.A.
VOLUNTARIO
37
MINERA VOLCAN
VOLCAN COMPAÑÍA MINERA S.A.A.
OBLIGATORIO
38
YURA
YURA S.A.
OBLIGATORIO
MEMORIA ANUAL
19
02 QUIENES SOMOS
2.4. ASAMBLEA Al 31 de diciembre de 2013, la Asamblea quedó conformada por 98 integrantes registrados, conforme se detalla en la Tabla N° 01. En cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 9° del Capítulo I del Reglamento del COES, y del Artículo 15° de su Estatuto, la Asamblea realizó tres sesiones: Sesión Nº 30, realizada el 21 de marzo de 2013 Participaron 64 integrantes de un total de 92 registrados. La agenda fue la siguiente: s
Aprobación de la Memoria del 2012.
s
Aprobación de los estados financieros y ejecución presupuestal correspondiente al ejercicio 2012.
s
Delegación al Directorio de la designación de los auditores externos para el ejercicio 2013.
Sesión N° 31, realizada el 11 de julio de 2013 Participaron 86 integrantes de un total de 95 registrados. La agenda fue la siguiente: s
Elección de Directores por cada Subcomité.
s
Elección del Presidente del Directorio por la Asamblea.
s
Designación del Directorio del COES.
s
Aprobación de la contraprestación del Presidente del Directorio y de los Directores.
s
Modificación del Presupuesto de Gastos Operativos del 2013.
Sesión N° 32, realizada el 28 de noviembre de 2013 Participaron 71 integrantes de un total de 97 registrados. La agenda fue la siguiente: s
Aprobación del presupuesto del COES para el 2014.
2.5. DIRECTORIO El COES cuenta con un Directorio compuesto por cinco integrantes: cuatro elegidos por los respectivos subcomités y el Presidente del Directorio, designado por la Asamblea. Asimismo, el Directorio cuenta con las áreas de Asesoría Legal y la Oficina de Perfeccionamiento Técnico. El Directorio del COES, elegido en julio de 2013, está conformado de la siguiente manera:
20
MEMORIA ANUAL
02 QUIENES SOMOS
César Butrón Fernández, Presidente del Directorio, ingeniero mecánico electricista de la UNI. Además cuenta estudios completos de maestría en Regulación de Servicios Públicos en la PUCP. Anteriormente ocupó el cargo de Presidente del Directorio de Electroperú, además de otros puestos directivos relacionados con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Tiene una experiencia laboral de más de 26 años.
Santiago León Gómez, elegido por el Sub Comité de Transmisores, es ingeniero electricista de la Universidad Nacional del Callao. Además es graduado del programa MBA de la Universidad de Quebec en Montreal – Canadá y Magister en Administración de la Universidad San Ignacio de Loyola. Actual Presidente del Capítulo de Potencia y Energía (PES) del IEEE sección Perú. Cuenta con 20 años de experiencia en el Sector Eléctrico Peruano. José Oporto Vargas, elegido por el Sub Comité de Distribuidores, es ingeniero electricista de la Universidad Nacional de Ingeniera, con estudios completos de Maestría en Dirección y Gestión de Empresas, MBA Universidad de Tarapacá. Ocupó el cargo de Gerente General de las empresas EGASA y SEAL, Director en ETECEN, Director Suplente de EDELNOR y por lo tanto con amplia experiencia en el campo gerencial en empresas del sector eléctrico y conocimiento de la legislación regulatoria eléctrica en todo su ámbito. Cuenta con 33 años de experiencia en el Sector Eléctrico Peruano. Mariana Cazorla Quiñones, elegida por el Sub Comité de Usuarios Libres. Es abogada de la Pontificia Universidad Católica del Perú, con amplia experiencia en el sector energético, en asesoría legal en las áreas de electricidad e hidrocarburos. Ocupó el cargo de asesora legal de la Alta Dirección del Ministerio de Energía y Minas (Ministro y Vice Ministro de Energía), Directora de las empresas EGEMSA, EGECEN y ELECTROPERÚ. Cuenta con 15 años y medio de experiencia en el Sector Eléctrico Peruano.
César Tengan Matsutahara, elegido por el Sub Comité de Generadores, es ingeniero mecánico de la Universidad Nacional de Ingeniería, ha participado en el programa ENERGY MANAGEMENT en Japón y en el Programa de Alta Dirección de la Universidad de Piura. Ocupó el cargo de gerente general de la empresa ELECTROPERÚ S.A. Además brindó servicios de asesoría y consultoría en temas técnicos y regulatorios. Tiene 32 años de experiencia laboral.
MEMORIA ANUAL
21
02 QUIENES SOMOS
Las funciones de Asesora Legal y Secretaria del Directorio son desempeñadas por la abogada Maritza Gonzáles Chávez y la jefatura de la Oficina de Perfeccionamiento Técnico (e) por la licenciada Mónica Céspedes Schreiber.
Presidencia y Organismos de Apoyo (Asesoria Legal y Oficina de Perfeccionamiento Técnico)
2.6. FUNCIONARIOS Los funcionarios de la Dirección Ejecutiva durante el año 2013 fueron los siguientes: I.
Ing. Jaime Guerra Montes de Oca - Director Ejecutivo (e).
II.
Ing. Francisco Torres García - Director de Operaciones. Ing. Wilfredo Sifuentes Rosales - Subdirector de Programación. Ing. Leonardo Dejo Prado - Subdirector de Coordinación (e). Ing. Alex León Juscamaita - Subdirector de Evaluación (e). Ing. Adolfo García Nieto - Subdirector de Transferencias.
III.
Ing. Eduardo Antúnez de Mayolo Ramis - Director de Planificación de Transmisión. Ing. Freddy Portal Wong - Subdirector de Planificación. Ing. Roberto Ramírez Arcelles - Subdirector de Nuevos Proyectos. Ing. Tomás Información.
IV.
Montesinos
Yépez
-
Subdirector
de
Gestión
de
la
Abogado Pablo Okumura Suzuki - Jefe del Departamento de Gestión Jurídica y Regulatoria. Lic. Guillermo Perea Gómez de la Torre - Jefe del Departamento de Administración. Ing. Elmer Palpan Chávez - Jefe del Departamento de Tecnología de la Información.
22
MEMORIA ANUAL
02 QUIENES SOMOS
Direcciรณn Ejecutiva
Direcciรณn de Operaciones
Direcciรณn de Planificaciรณn de Transmisiรณn
MEMORIA ANUAL
23
LUZ DEL SUR
S.E. BALNEARIOS 220 KV
03
OPERACIÓN DEL SEIN
3.1. PRODUCCIÓN Durante el año 2013 la producción de energía eléctrica fue 39 669,4 GW.h, que representa un crecimiento de 6,29% comparado con el año anterior, que fue de 37 321,2 GW.h. De la energía producida, el 53,3%, 46,2% y 0,5% fue de origen hidráulico, térmico y solar, respectivamente. La producción de energía eléctrica y la participación porcentual de las empresas integrantes se muestra en el Gráfico N° 04, en el que se observa que las empresas de mayor producción de energía fueron ENERSUR, con 7 719,36 GW.h, EDEGEL, con 7 559,84 GW.h; y ELECTROPERÚ, con 7 272.30 GW.h, que suman una participación de 56,9% del total producido. GRÁFICO N° 04 PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESAS
MEMORIA ANUAL
25
03 OPERACIÓN DEL SEIN
GRÁFICO N° 05 PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
La producción de energía por tipo de fuente energética convencional (hidroeléctrica y termoeléctrica) y no convencional (solar) se presenta en el Gráfico N° 05. Durante el año 2013, la generación hidroeléctrica tuvo la mayor participación en el abastecimiento de la demanda de energía, con 21 128,6 GW.h, lo que representó el 53,3% del total; la generación termoeléctrica fue de 18 343,9 GW.h, es decir 46,2%. Por otra parte, la generación con recursos energéticos renovables (RER) mediante energía solar, a partir de celdas solares fotovoltaicas (CSFV), tuvo una participación de 196,9 GW.h, el 0,5% del total producido.
POR TIPO DE RECURSO
TERMOELÉCTRICA 46.24% HIDROELÉCTRICA 53.26%
SOLAR 0.50%
GRÁFICO N° 06 PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA POR EMPRESAS 2013 MAJA ENERGÍA (0.06%) RIO DOBLE (0.09%)
SANTA ROSA (0.02%) EMGHUANZA (0.00%)
YANAPAMPA (0.09%)
ELECTROPERÚ (34.26%)
HIDROCAÑETE (0.12%) SINERSA (0.22%)
EDEGEL (16.78%)
CORONA (0.24%) GEPSA (0.34%)
EGENOR (9.60%)
AYEPSA (0.39%) HUANCHOR (0.49%)
EGEMSA (3.37%)
EGESUR (0.52%) SANTA CRUZ (0.87%)
La participación por empresas en la producción hidroeléctrica del COES en el año 2013 se muestra en el Gráfico N° 06, en el que se aprecia que la empresa de mayor producción fue ELECTROPERÚ, con 7 238,96 GW.h y la de menor producción, EMGHUANZA, con 0,21 GW.h.
SAN GABÁN (3.70%) ENERSUR (4.49%)
SN POWER (8.40%)
EGASA (5.11%)
CHINANGO (5.40%)
CELEPSA (5.44%)
TOTAL = 21 128,6 GW.h
GRÁFICO N° 07 PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA TERMOELÉCTRICA POR EMPRESAS 2013
La participación por empresas en la producción termoeléctrica del COES en el año 2013 se muestra en el Gráfico N° 07. Se aprecia que la empresa de mayor producción fue ENERSUR, con 6 771,37 GW.h; y la de menor producción fue SAN GABÁN, con 1,24 GW.h.
EGENOR (1.68%) TERMOSELVA (2.13%) EGASA (1.86%) EDEGEL (21.88%)
SDF ENERGÍA (1.19%)
SDE PIURA (1.05%) EGESUR (0.86%) EEPSA (0.78%)
MAPLE ETANOL (0.57%) AIPSAA (0.49%) TERMOCHILCA (0.30%)
KALLPA (29.76%)
ELECTROPERÚ (0.18%) ENERSUR (36.91%)
EGEMSA (0.01%) SAN GABÁN (0.01%)
TOTAL = 18 343,9 GW.h
26
MEMORIA ANUAL
PETRAMAS (0.17%) SHOUGESA (0.09%) FENIX POWER (0.07%)
03 OPERACIÓN DEL SEIN
GRÁFICO N° 08 PARTICIPACIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES SOLARES POR EMPRESAS 2013
La participación por empresas en la producción solar a partir de celdas solares fotovoltaicas (CSFV) en el año 2013 se muestra en el Gráfico N° 08. Se observa que la empresa de mayor producción fue PANAMERICANA SOLAR, con 50,41 GW.h; y la de menor producción fue REPARTICIÓN SOLAR, con 48,24 GW.h.
MAJES SOLAR (24.70%) REPARTICIÓN SOLAR (24.50%)
TACNA SOLAR (25.20%)
PANAMERICANA SOLAR (25.60%)
TOTAL = 196,9 GW.h
En el Gráfico N° 09, se presenta la evolución mensual de la producción de energía del SEIN en el período 2001-2013. En este gráfico, se muestra que tanto en la producción de energía como en la demanda máxima de potencia a lo largo del período indicado presentan un crecimiento anual promedio de 6,9% y 5,9%, respectivamente. La demanda máxima en el año 2013 fue de 5 575,2 MW, registrada el miércoles 11 de diciembre a las 20:15 horas, que representa un incremento en 5,4% respecto a la demanda máxima del año 2012, que fue de 5 290,9 MW. Asimismo, se menciona que en los últimos cinco años la demanda máxima en el SEIN ha presentado un crecimiento medio anual de 5,8%. En el día de demanda máxima, el 91,6% de la potencia fue cubierta por centrales hidroeléctricas y termoeléctricas que son abastecidas con gas natural de Camisea. GRÁFICO N° 09 EVOLCUIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA Y ENERGÍA PRODUCIDA 2001-2013 Demanda (MW)
Energía (GW.h)
TASA DE CRECIMIENTO (%)
5,500
T. Crec.2001 / 2013 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
6,86
T. Crec.2001 / 2013 DEMANDA MÁXIMA
5,93
4,000
3,500
DEMANDA MÁXIMA
4,500
3,000
2,500
3,500
2,000 2,500
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
1,500
1,500
1,000
500
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
500
MEMORIA ANUAL
27
03 OPERACIÓN DEL SEIN
Se aprecia, en el Cuadro N° 01, la participación de las unidades de generación de integrantes del COES en la cobertura del día de demanda máxima por tipo de tecnología. CUADRO N° 01 COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA 2013 TIPO DE TECNOLOGÍA
RECURSO ENERGÉTICO HÍDRICO
HIDROELÉCTRICAS
2 726.8
48.9%
26.6
0.5%
TG - GN EGASA
35.4
0.6%
797.0
14.3%
16.3
0.3%
M. DIESEL - GN EGESUR
GAS NATURAL
PARTICIPACIÓN POR TIPO DE COMBUSTIBLE %
TG - GN SDF ENERGÍA CCOMB - GN ENERSUR CAMISEA
MÁXIMA DEMANDA (MW) FECHA: 11-12-2013 HORA: 20:15
CCOMB - GN EDEGEL
467.7
8.4%
CCOMB - GN KALLPA
558.2
10.0%
TG - GN EDEGEL
282.9
5.1%
TG - GN TERMOCHILCA
193.9
3.5%
2 377.9
42.7%
Total Camisea AGUAYTÍA
TG - GN TERMOSELVA
83.6
1.5%
MALACAS
TG - GN EEPSA
51.0
0.9%
LA ISLA
TG - GN SDE PIURA
25.9
0.5%
2 538.5
45.5%
TV - ENERSUR
132.0
2.4%
SubTotal
132.0
2.4%
MOTORES DIESEL
0.0
0.0%
SubTotal
0.0
0.0%
TV - R500
56.7
1.0%
SubTotal
56.7
1.0%
HIDROELÉCTRICAS < 20 MW
88.0
1.6%
TV - AIPSAA
9.8
0.2%
TV - AIPSAA
19.0
0.3%
4.4
0.1%
SubTotal CARBÓN DIESEL 2 RESIDUAL 500 HÍDRICO (RER) BAGAZO (RER) BIOGÁS (RER)
M. DIESEL - PETRAMÁS
SubTotal TOTAL MÁXIMA DEMANDA ANUAL (20:15 h del 11-12-2013)
121.2
2.2%
5 575.2
100.0%
Nota: RER: Recursos Energéticos Renovables. Denominación extraída del Decreto Legislativo N° 1002.
Tipo de Tecnología: CCOMB: Ciclo Combinado TV: Turbovapor TG: Turbogas M. DIESEL: Motor Diesel
Tipo de Combustible: BZ: Bagazo BG: Biogás GN: Gas Natural CA: Carbón R500: Residual 500 D2: Diesel 2
El Gráfico N°10 muestra el importante aporte del gas natural de Camisea en la cobertura de la máxima demanda, que se incrementa anualmente debido al ingreso de nuevas unidades de generación que son abastecidas con el gas natural de Camisea. Así, para el año 2013, fue de un 42,7% (2 377,9 MW), frente al 41,5% (2 194,9 MW) del año 2012. Por otro lado, el gas natural proveniente de Aguaytía, Malacas y La Isla, yacimiento de gas natural que abastece a la central térmica Tablazo de propiedad de SDE Piura S.A.C., tiene una participación en conjunto de solo 2,9% (160,6 MW). La participación total del gas natural en la máxima demanda fue de 45,5% (2 538,5 MW). Los recursos hídricos, por su parte, aportaron el 48,9% (2 726,8 MW) y las centrales hidroeléctricas clasificadas como RER (Recursos Energéticos Renovables) participaron con el 1,6% (88,0 MW). Por otro lado, el carbón participó con el 2,4% (132,0 MW), el residual, con el 1,0% (56,7 MW); y el bagazo y el biogás, con el 0,4% (33,2 MW).
28
MEMORIA ANUAL
03 OPERACIÓN DEL SEIN
GRÁFICO N° 10 COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA 2013 POR TIPO DE GENERACIÓN DESPACHO POR TIPO DE COMBUSTIBLE Y TECNOLOGÍA EN EL Potencia (MW)
DÍA DE MÁXIMA DEMANDA DEL AÑO 2013
6,000
( 11 DE DICIEMBRE DE 2013 ) 5 575,2 MW
5,500 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500
20:15 Hrs
1,000 500 0 00:15
01:45
03:15
04:45
06:15
07:45
09:15
10:45
12:15
13:45
15:15
16:45
18:15
19:45
21:15
22:45
COGENERACIÓN
SOLAR
HÍDRICO RER
BAGAZO RER
BIOGÁS RER
HÍDRICO PASADA
HÍDRICO REGULACIÓN
HIDRO CAÑON DEL PATO
LA ISLA
CAMISEA
AGUAYTÍA
CARBÓN
MALACAS
RESIDUAL 500
DIESEL 2
3.2. INGRESO Y RETIRO DE INSTALACIONES 3.2.1 INSTALACIONES DE GENERACIÓN Durante el año 2013, se incorporaron al SEIN centrales de generación con RER y centrales termoeléctricas convencionales. Las centrales de generación RER, que ingresaron al SEIN como resultado de la Primera Adjudicación en la Subasta RER realizada el 12 de febrero de 2010, fueron las centrales hidroeléctricas Yanapampa y Las Pizarras, que totalizan 22,2 MW. De forma similar, en el 2013, se incorporaron al SEIN centrales de generación termoeléctrica convencional, entre ellas dos centrales termoeléctricas de reserva fría de generación, la C. T. Planta Ilo de 480,9 MW y la C.T. Planta Talara de 165,7 MW. Del mismo modo ingresó en operación comercial al SEIN la unidad TG1 de la C.T. Santo Domingo de Los Olleros, con 208,8 MW que es abastecida con gas natural de Camisea. Por otro lado, en el año 2013 se produjo el retiro de operación comercial de la CT de Emergencia Mollendo de 60 MW, el retiro de la CT de Emergencia Piura de 81,1 MW y el retiro de la unidad TG7 de la CT de Santa Rosa de 121 MW. A diciembre del 2013, la potencia efectiva de las unidades de generación del COES totalizó 7 813,1 MW, lo que se muestra en el Cuadro N° 02.
MEMORIA ANUAL
29
03 OPERACIÓN DEL SEIN
CUADRO N° 02 INGRESO Y RETIRO DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN EN EL COES DURANTE EL 2013 POTENCIA EFECTIVA (MW) N°
CENTRAL
DURANTE 2013 INGRESO
RETIRO
A DICIEMBRE 2013
NETO
1
HIDROELÉCTRICA
22,16
0,00
22,16
3 170,64
2
TERMOELÉCTRICA
855,35
262,07
615,43
4 562,42
3
SOLAR
0,00
0,00
00,00
80,00
877,51
262,07
637,59
7 813,07
TOTAL
3.2.2 INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN Líneas de transmisión Durante el año 2013, se incorporaron al SEIN 1 364,3 km de líneas de transmisión en diferentes niveles de tensión según se detalla en el Cuadro N°3. Al respecto, cabe destacar que el 27 de junio y 15 de agosto de 2013 se aprobó la integración al SEIN de las líneas de transmisión en 500 kV Chilca – Fénix (8 km) y Chilca – Olleros (2 km), respectivamente. Del mismo modo el 29 de noviembre de 2013 se aprobó la conexión al SEIN de la línea de transmisión eléctrica en 500 kV hacia el sur del país, conformada por los tramos Chilca – Poroma – Ocoña - Montalvo, de 888,0 km de longitud en total. CUADRO N° 03 INGRESO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN EL 2013 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN NIVEL DE TENSIÓN KV
N°
LONGITUD (KM) A DICIEMBRE 2012
INGRESOS DURANTE 2013
A DICIEMBRE 2013
1
500
611,80
898,02
1 509,82
2
220
9 998,68
288,04
10 286,72
3
138
4 704,83
31,62
4 736,45
4
< 69 kV
7 219,43
1 46,64
7 366,07
Nuevos transformadores Durante el año 2013 ingresaron nuevos transformadores de potencia al SEIN, con una capacidad total de 3 963,3 MVA distribuida en veintisiete (27) subestaciones. Un 1,5% (58,3 MVA) correspondieron a transformadores de potencia de No Integrantes del COES. El 98,5 % (3 905 MVA) correspondieron a transformadores de potencia de Empresas Integrantes del COES (ATS, EDELNOR, LUZ DEL SUR, HIDRANDINA, ELECTRODUNAS, SEAL, ELSE, FENIX POWER, TERMOCHILCA, EMGHUANZA, YURA, ACEROS AREQUIPA, SOUTHERN PERÚ, CHINALCO y ADMINISTRADORA CERRO), siendo los de mayor capacidad los transformadores de potencia de 500/220/33 kV con 750 MVA y 450 MVA instalados en las subestaciones de Montalvo y Poroma; dichos transformadores forman parte de la concesión de Abengoa Transmisión Sur S.A.
30
MEMORIA ANUAL
03 OPERACIÓN DEL SEIN
CUADRO N° 04 INGRESO DE NUEVOS TRANSFORMADORES EN EL 2013
1
2
TRANSFORMADORES
NIVEL DE TENSIÓN KV
N°
MAT 500 kV Alta Tensión 60 kV / 138 kV / 220 kV
CAPACIDAD (MVA)
SUBESTACIONES Fénix, Olleros, Poroma, Montalvo
1 835,00
Huarangal, Animón, Yura, Balnearios (TR4), Aceros (TR4), kiman Ayllu, Piedra Blanca, Cajamarca Norte, Pacasmayo, Tacama, Huanza, Bella Unión, Pueblo Nuevo, Ilo3, Chilcayoc, Toromocho, Alto La Luna, Óxidos Cerro, Ananea, Santa Rosa (TR3) y Urubamba
2 128,25
TOTAL
3 963,25
3.2.3 NUEVOS EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA Al 31 de diciembre de 2013, se ha puesto en servicio en el SEIN nueve (9) equipos de compensación reactiva del tipo inductivo (reactores) con un total de 1 205 MVAR, instalados en las SE de Chilca CTM de 220 kV, así como en la línea Chilca – Poroma – Ocoña – Montalvo de 500 kV, lo que se presenta en el Cuadro N°5. CUADRO N° 05 NUEVOS EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA EN EL 2013 N°
EQUIPOS DE COMPENSACIÓN (REACTORES)
ÁREA
SUBESTACION 1
2
CENTRO
SUR
CAPACIDAD (MVAR)
Chilca CTM
115,03
Chilca *
200,00
Poroma*
430,00
Ocoña*
360,00
Montalvo*
TOTAL
100,00 1 205,03
(*) LINEA CHILCA – POROMA – OCOÑA - MONTALVO 500 KV
3.3 DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL Durante el año 2013, el consumo de gas natural destinado a la generación de energía eléctrica fue de 126 294,5 MMPC, lo que representó una disminución del 7,4% en comparación a los 136 460,4 MMPC del 2012. En el último quinquenio, se ha registrado un crecimiento medio anual de consumo de gas natural de Camisea del orden de 13,8%, debido al ingreso de nuevas unidades de generación a ciclo simple y ciclo combinado, incrementando la participación termoeléctrica en la matriz de generación que utiliza gas natural a 3 205,7 MW, superior en 2,7% al registrado en diciembre de 2012. Cabe señalar, que el 26 de octubre de 2013 la capacidad instalada de centrales que consumen gas natural disminuyó, debido al retiro de operación comercial de la unidad TG7 de la C.T. Santa Rosa (127,5 MW).
MEMORIA ANUAL
31
03 OPERACIÓN DEL SEIN
CUADRO N° 06 MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE DE LOS PRINCIPALES GRANDES USUARIOS LIBRES DEL SEIN
N°
GRANDES USUARIOS LIBRES DEL SEIN
MÁXIMA DEMANDA (MW) DE POTENCIA COINCIDENTE DEL 11 DE DICIEMBRE 2013 HFP (11:45 H)
SOUTHERN PERÚ
189
195
2
CERRO VERDE
157
168
3
ANTAMINA
124
124
4
VOTORANTIM METAIS (*)
173
70
5
ACEROS AREQUIPA
21
23
6
ANTAPACCAY
77
77
7
QUIMPAC
27
12
8
SHOUGANG HIERRO
42
44
9
DOE RUN
48
42
10 UNACEM
27
29
11 YURA
34
35
12 YANACOCHA
53
57
13 VOLCAN
32
29
14 MILPO
36
28
15 BUENAVENTURA
24
24
16 SIDER PERU
23
6
MÁXIMA DEMANDA TOTAL DE GRANDES USUARIOS DEL SEIN (MW)
1 087
963
MÁXIMA DEMANDA ANUAL DE POTENCIA DEL COES 2013 (MW)
5 254
5 575
(*) Empresa no integrante del COES SINAC
32
MEMORIA ANUAL
HP (20:15 H)
1
03 OPERACIÓN DEL SEIN
Se aprecia, en los Gráficos N° 11,12 y 13 los diagramas de carga de los principales grandes usuarios del SEIN en el día de máxima demanda anual del año 2013 por rangos de potencia consumida. GRÁFICO N° 11 DIAGRAMA DE CARGA DE GRANDES USUARIOS DEL SEIN CON POTENCIAS MAYORES A 100 MW DEL 11-12-2013 Potencia (MW) 250
200
150
100
50
0 00:30
02:30
04:30
06:30
SOUTHERN PERU
08:30
CERRO VERDE
10:30
12:30
ANTAMINA
14:30
16:30
18:30
20:30
VOTORANTIM CAJAMARQUILLA (*)
22:30
ACEROS AREQUIPA
GRÁFICO N° 12 DIAGRAMA DE CARGA DE GRANDES USUARIOS DEL SEIN CON POTENCIAS EN EL RANGO DE 50 A 100 MW DEL 11-12-2013 Potencia (MW) 90
80
70
60
50
40
30
20
10
0 00:30
02:30
04:30
06:30
ANTAPACCAY
08:30 QUIMPAC
10:30
12:30
SHOUGANG HIERRO
14:30
16:30
DOE RUN
18:30
UNACEM
20:30
22:30
SIDERPERU
GRÁFICO N° 13 DIAGRAMA DE CARGA DE GRANDES USUARIOS DEL SEIN CON POTENCIAS EN EL RANGO DE 20 A 50 MW DEL 11-12-2013 Potencia (MW) 45
40
35
30
25
20
15
10 00:30
02:30
04:30 YURA
06:30
08:30 YANACOCHA
10:30
12:30 VOLCAN
14:30
16:30 MILPO
18:30
20:30
22:30
BUENAVENTURA
MEMORIA ANUAL
33
03 OPERACIÓN DEL SEIN
3.5. HIDROLOGÍA El recurso hídrico total del 2013 fue de 25 758 hm3, que representó un 1,8% mayor al recurso hídrico del año 2012. De este total se turbinó 24 905 hm3 (96,7%) y el restante permaneció como volumen útil embalsado. El mayor uso de este recurso se reflejó en el incremento de producción de centrales hidroeléctricas. Para el caso de la CH Mantaro, la energía generada al cierre del año 2013 fue de 5 494,61 GWh con un aumento de 25,47 GWh (0,5%) con respecto al 2012. De forma similar, las CCHH de San Gabán II y Huinco incrementaron significativamente su generación en 781,23 GWh (10,8%) y 1 252,86 GWh (6,2%), respectivamente.
3.6. EVENTOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN Los eventos de falla en el SEIN que provocaron el mayor impacto, en relación con la Energía No Servida (ENS), se presentan en el Cuadro N°7. CUADRO N° 07 ENERGÍA NO SERVIDA RELEVANTE DEL 2013 FECHA
34
MEMORIA ANUAL
EVENTO
TIEMPO ENERGÍA NO PROMEDIO DE SERVIDA INTERRUPCIÓN (MW.h) (h)
04-02-2013
Desconexión de la línea de transmisión 220kV Cotaruse – Socabaya (L-2053/L-2054).
1 712,4
2,70
06-02-2013
Desconexión de la línea de transmisión 220kV Cotaruse – Socabaya (L-2053/L-2054).
2 313,2
41,88
03-03-2013
Desconexión de la Barra B de la SE San Juan 220kV
595,5
0,57
24-11-2013
Colapso del área norte desde la SE Trujillo hasta la SE Zorritos
532,0
3,83
03 OPERACIÃ&#x201C;N DEL SEIN
MEMORIA ANUAL
35
SOUTHERN PERÚ MINERA TOQUEPALA
REGIÓN TACNA, PROVINCIA DE JORGE BASADRE, DISTRITO DE ILABAYA
36
MEMORIA ANUAL
04
GESTIÓN
4.1. PLANEAMIENTO ESTRATÉGICO Durante el año 2013 se realizaron talleres de trabajo con el propósito de revisar la Visión, Misión y Valores y desarrollar el Plan Estratégico del COES para el período 2014-2018, contándose para ello con el apoyo de la Universidad del Pacífico. Surge de los atributos esenciales de la organización, de sus valores y supuestos entre ‘lo que es’ (misión) y ‘lo que aspira a ser’ (visión): Misión: “Operar el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional con transparencia, imparcialidad y excelencia; y proponer planes para su desarrollo a fin de garantizar la seguridad, calidad y economía del suministro de electricidad al país”. Visión: “Ser referentes técnicos en el desarrollo de políticas energéticas apropiadas a los recursos y necesidades del país”. Valores: Vocación de servicio, transparencia, independencia, imparcialidad y excelencia Con el objeto de cumplir más eficientemente las responsabilidades establecidas por las normas, mejorar la calidad de sus procesos y la búsqueda de la excelencia, se han diseñado los siguientes Objetivos Estratégicos: s Desarrollar una cultura organizacional orientada al mejoramiento continuo de los procesos y al servicio del cliente. s Mejorar las competencias de los colaboradores de acuerdo a lo requerido por la organización. s Asegurar la excelencia operacional de los procesos brindándoles el debido soporte de tecnología y de infraestructura. s Implementar un Sistema de Gestión del Conocimiento. s Contribuir a mejorar el marco normativo y las políticas del sector energía.
MEMORIA ANUAL
37
04 GESTIÓN 4.2. SISTEMA GESTIÓN DE CALIDAD En el año 2013, se realizaron las auditorías de seguimiento con el fin de mantener la certificación obtenida en el año 2012, otorgada por la empresa Bureau Veritas a los 5 procesos y 25 subprocesos del Sistema de Gestión de Calidad (SGC) del COES (ver Tabla N° 02). TABLA N° 02 LISTA DE PROCESOS Y SUBPROCESOS CERTIFICADOS DEL COES MACRO PROCESO
PLANIFICACIÓN
NUEVOS PROYECTOS
PROGRAMACIÓN
COORDINACIÓN
EVALUACIÓN
TRANSFERENCIAS
GESTIÓN DE LA INFORMACIÓN
ITEM
P / SP
(P) PROCESO / (SP) SUBPROCESO
1
P
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
2
SP
INFORME DE DIAGNÓSTICO DEL SEIN
3
SP
PROPUESTA DEL PLAN DE TRANSMISIÓN
4
SP
GESTIÓN DE LA APROBACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN
5
P
GESTIÓN DEL INGRESO Y RETIRO DE INSTALACIONES DEL SEIN
6
SP
REVISIÓN DEL ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD
7
SP
REVISIÓN DEL ESTUDIO DE OPERATIVIDAD
8
SP
CONEXIÓN DE INSTALACIONES AL SEIN
9
SP
INICIO DE OPERACIÓN COMERCIAL E INTEGRACIÓN DE INSTALACIONES
10
SP
CONCLUSIÓN DE OPERACIÓN COMERCIAL O RETIRO DE INSTALACIONES DEL SEIN
11
P
PROGRAMACIÓN DE MANTENIMIENTOS
12
SP
PROGRAMA ANUAL DE MANTENIMIENTOS
13
SP
PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR
14
SP
ACTUALIZACIÓN DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR
15
SP
PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MENSUAL
16
SP
PROGRAMA SEMANAL DE MANTENIMIENTO
17
SP
PROGRAMA DIARIO DE MANTENIMIENTO
18
P
OPERACIÓN DEL SISTEMA EN TIEMPO REAL
19
SP
OPERACIÓN DEL SEIN
20
SP
REGISTRO Y VALIDACIÓN DE EVENTOS Y MANIOBRAS
21
SP
ANÁLISIS DE FALLAS
22
SP
ANÁLISIS DE INDISPONIBILIDAD Y SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
23
P
VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS
24
SP
VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ACTIVA
25
SP
VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA REACTIVA
26
SP
VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE POTENCIA Y PEAJES
27
SP
ASIGNACIÓN DE PAGOS DE LOS SIST. SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN
28
SP
COMPENSACIONES
29
SP
COMPENSACIONES EXCEPCIONALES
30
SP
ENSAYOS DE POTENCIA EFECTIVA Y RENDIMIENTO
En el Comité de Calidad N° 12 llevado a cabo el 6 de diciembre del 2013 se decidió ampliar el Sistema de Gestión de Calidad (SGC) con la inclusión de 4 nuevos procesos y 9 subprocesos que se detallan en la Tabla N°3; aprobándose la modificación del Mapa de Procesos que sintetiza la interrelación de los procesos del COES (Gráfico N°14). TABLA N° 03 PROCESOS Y SUBPROCESOS DE LA CADENA DE VALOR INCLUIDOS EN EL NUEVO ALCANCE DEL SGC MACRO PROCESO
PROGRAMACIÓN
COORDINACIÓN EVALUACIÓN
TRANSFERENCIAS
GESTIÓN DE LA INFORMACIÓN
38
MEMORIA ANUAL
ITEM
P / SP
(P) PROCESO / (SP) SUBPROCESO
1
P
PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE CORTO PLAZO
2
SP
PROGRAMA SEMANAL PSO
3
SP
PROGRAMA DIARIO PDO
4
P
REPROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN
5
SP
REPROGRAMACIÓN DEL PDO
6
SP
ASEGURAMIENTO DEL MERCADO
7
SP
ANÁLISIS ECONÓMICO DEL DESPACHO
8
P
CALCULO DE COMPENSACIONES
9
SP
COMPENSACIONES POR LA NTCSE
10
SP
PARTICIPACIÓN PORCENTUAL EN EL PRESUPUESTO DE LOS INTEGRANTES DEL COES
11
P
GESTIÓN DE PARÁMETROS TÉCNICOS
12
SP
ACTUALIZACIÓN DE PARÁMETROS TÉCNICOS
13
SP
GESTIÓN DE CLIENTES
MEMORIA ANUAL
39
Gráfico N° 14 MAPA DE PROCESOS
04 GESTIÓN
4.3. PLAN DE TRANSMISIÓN Como parte de las funciones de interés público del COES, se elaboró el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN periodo 20152024, estudio que se inició en el 2012 y culminó en febrero de 2013 con su publicación en el portal de internet del COES. En el mencionado informe, se detectaron las restricciones o congestiones en el sistema de transmisión bajo distintas hipótesis de demanda, generación e hidrología. Posteriormente, hasta el mes de junio, se recibieron las propuestas de solución de los interesados a las restricciones y congestiones detectadas en el Informe de Diagnóstico. Como etapa siguiente al Informe de Diagnóstico, se dio inicio al estudio de Actualización del Plan de Transmisión, periodo 2015 – 2024, habiéndose culminado las actividades relacionadas a la campaña de información y proyección de la demanda, planteamiento de futuros, planes y simulaciones, quedando pendiente para el año siguiente los análisis mediante la metodología Trade-Off / Risk / Minimax, y la redacción del informe, teniendo como objetivo publicar la versión preliminar del mismo en el portal de internet del COES la primera semana de abril de 2014.
4.4. VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA FIRME OBJETIVO (VMRFO) En cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM, en el mes de abril se emitió el informe de VMRFO, cuyo objetivo es analizar el cumplimiento del Margen de Reserva Firme Objetivo del SEIN para el periodo 2013 – 2016 y, de ser el caso, proponer la implementación de nuevas centrales de reserva de generación en el sistema, a fin de garantizar el cumplimiento de dicho margen. Entre las conclusiones del estudio, se recomendó que se instalen dos unidades de generación de 200 MW una en la zona de Mollendo y otra en Matarani, como adelanto de un futuro nodo energético de hasta 1 800 MW.
4.5. ESTUDIO DE INTERCONEXIÓN ECUADOR PERÚ 500 KV Los estudios de interconexión eléctrica entre Ecuador y Perú para el nuevo enlace de 500 kV se vienen desarrollando desde año 2013, habiéndose avanzado en realizar parte de los estudios energéticos y eléctricos. Para este fin los grupos de trabajo ecuatoriano y peruano han venido laborando en sus respectivas sedes y han llevado a cabo reuniones virtuales de coordinación, complementadas con reuniones presenciales en Quito y Lima. En cuanto a los estudios energéticos, se ha avanzado con realizar los análisis para determinar los máximos flujos previstos entre ambos países, sin considerar limitaciones de los sistemas de transmisión. Esto con la finalidad de determinar todo el potencial de intercambio de energía y potencia, aprovechando el desarrollo de proyectos hidroeléctricos del Ecuador y la existencia de proyectos de generación termoeléctrica en el Perú, así como la complementariedad de las estaciones hidrológicas de ambos países.
40
MEMORIA ANUAL
04 GESTIÓN
En cuanto a sus estudios eléctricos, se ha avanzado en el análisis operativo para determinar los límites de transmisión entre ambos países para el año 2017, año que se considera que entraría en servicio la interconexión síncrona, quedando pendiente determinar los límites de transmisión para los años siguientes. Posteriormente se deberá afinar los estudios energéticos, para determinar con mayor precisión los intercambios de potencia y energía entre ambos países, valorizarlos y realizar los estudios económicos correspondientes.
4.6. ESTUDIOS Principales estudios elaborados durante el año 2013 I. Estudio “Proyecciones Mensuales y Anuales del PBI en el largo plazo por áreas del SEIN en el horizonte 2014 - 2024”: Su objetivo utilizar como una variable de entrada las proyecciones de la demanda eléctrica de largo plazo 2014 - 2024. II. Estudio de Verificación del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) del SEIN, período 2013-2016: Su objetivo fue verificar el cumplimiento del MRFO en el SEIN para el periodo indicado y proponer la implementación de nuevas centrales de generación de reserva fría a fin de garantizar el cumplimiento de ese margen. Este estudio se hizo en cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 110-2011-MEM/DM y se realizó entre febrero y marzo de 2013. III. Informe de Diagnóstico de las condiciones Operativas del SEIN periodo 2015 - 2024: Se elaboró este estudio como etapa previa al estudio de Actualización del Plan de Transmisión para el periodo 2015 – 2024. Su objetivo fue detectar las restricciones o congestiones que se pueden presentar en el sistema de transmisión ante diferentes hipótesis de crecimiento de la demanda, de la expansión de la generación y de hidrología, con la finalidad de dar a conocer estos problemas. Este estudio se publicó en el portal internet del COES en febrero de 2013 dando cumplimiento al artículo 16° del Decreto Supremo N° 027-2007–EM “Reglamento de Transmisión”, con el propósito de que los Agentes e interesados presenten al COES su propuesta de solución. IV. “Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN 2014”: Se ejecutó para adaptar, a las condiciones operativas esperadas para el año 2014, las especificaciones de los esquemas de rechazo automático de carga por mínima frecuencia (ERACMF), desconexión automática de generación por sobre frecuencia (EDAGSF) y rechazo automático de carga por mínima tensión (ERACMT). Este estudio se actualiza anualmente por disposición de la NTCOTRSI; se inicia en abril y concluye en setiembre, a fin de que sea implementado por los agentes y entre en vigencia el 1 de enero del año siguiente. Estos esquemas tienen como propósito contribuir a preservar la estabilidad de la frecuencia y de la tensión del SEIN, para prevenir colapsos cuando se presentan fallas severas en el sistema.
MEMORIA ANUAL
41
04 GESTIÓN
V. “Estudio de Armónicos en Muy Alta Tensión del Sistema de Transmisión del SEIN”: Su objetivo es proponer medidas para restablecer y mantener las distorsiones armónicas de tensión, en las barras del Sistema de Transmisión, dentro de los límites establecidos en la NTCSE. Este estudio se realiza, luego de los hallazgos del “Estudio de mediciones orientadas a la caracterización de la distorsión armónica existente en la red AT del SEIN e identificación básica de las fuentes”, conducido por el COES en el 2012. Uno de los hallazgos de este estudio fue que la tensión armónica de quinto orden en algunas barras se encontraba en el límite de la tolerancia establecida por la NTCSE. VI. “Estudio de Coordinación de Protecciones del SEIN”:Se desarrolla en cumplimiento del numeral 7.5 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI). Su objetivo es revisar la coordinación de los sistemas de protección de las instalaciones del SEIN, para garantizar la selectividad de los mismos en salvaguarda de la calidad y seguridad del sistema. Abarcará la coordinación de protecciones en las instalaciones de 500 kV, 220 kV, 138 kV, hasta las fronteras en 60 kV con los distribuidores y usuarios libres. VII. “Estudio de metodología para estimar la producción de centrales RER”: Se desarrolla para recomendar el método óptimo para estimar la producción de centrales RER. Describirá varias metodologías para estimar la producción de parques eólicos y fotovoltaicos conectados al sistema peruano en un periodo de tiempo, identificando que cantidad de energía generada no ha podido ser vertida a la red por causas ajenas a la generación y relacionadas con la disponibilidad de la red eléctrica. De este modo, el COES podrá seleccionar las más adecuadas para implementar el Procedimiento COES N° 38.
4.7. PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS Durante el año 2013 se continuó con la revisión y modificación de diversos procedimientos técnicos y la elaboración de algunos nuevos. Asimismo se inició la tarea de revisión del “Glosario de Abreviaturas y Definiciones Utilizadas en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”, la cual continuará durante el año 2014.
4.7.1 PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS PUBLICADOS Los procedimientos técnicos nuevos o con modificaciones importantes, que fueron publicados durante el año 2013, son cinco, los que se detallan en la Tabla N°4.
42
MEMORIA ANUAL
04 GESTIÓN
TABLA N° 04 PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS PUBLICADOS EN EL 2013 NOMBRE
NÚMERO DE PR
CONDICIÓN
RESOLUCIÓN
1
“Determinación de la Potencia Efectiva de las Centrales Hidroeléctricas”
PR - 18
Modificación Integral
OSINERGMIN N° 193-2013-OS/CD publicada el 03 de octubre de 2013.
2
“Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN”
PR - 20
Modificación Integral
OSINERGMIN N° 035-2013-OS/CD publicada el 14 de marzo de 2013.
3
“Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia”
PR - 21
Modificación Integral
OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD publicada el 04 de octubre de 2013, con vigencia en 180 días calendario.
4
“Régimen Aplicable a las Centrales de Reserva Fría de Generación”
PR - 42
Nuevo
OSINERGMIN N° 141-2013-OS/CD publicada el 03 de julio de 2013.
5
“Intercambios internacionales de Electricidad en el Marco de la Decisión 757 de la CAN”
PR - 43
Nuevo
OSINERGMIN N° 207-2013-OS/CD publicada el 16 de octubre de 2013
N°
El OSINERGMIN también aprobó la modificación de numerales de los procedimientos PR-19, PR-25 y PR-28.
4.7.2 PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS EN PROCESO DE MODIFICACIÓN Al cierre del año 2013, siete procedimientos técnicos habían sido remitidos a la Autoridad (seis a OSINERGMIN y uno al MINEM). De ellos tres se encontraban en proceso de aprobación y cuatro procedimientos técnicos en proceso de levantamiento de observaciones por el COES, los que se describen en la Tabla N°5. TABLA N° 05 PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS EN PROCESO DE MODIFICACIÓN AÑO 2013 N°
EN PROCESO DE APROBACIÓN
1
PR N° 16 “Racionamiento por Déficit de Oferta”.
2
PR N° 32 “Criterios y Metodología para la Programación de la Operación de Corto Plazo de las Centrales de Generación del COES”: Anexo B “Programación y Compensación de Unidades de Generación por Seguridad”.
3
PR N° 40 “Procedimiento para la Aplicación del Numeral 3.5 de la NTCSE.” (En el MINEM). EN PROCESO DE LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES
4
PR N° 6 “Reprogramación de la Operación Diaria”.
5
PR N° 10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES”.
6
PR N°17 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las Unidades de Generación Termoeléctrica”
7
PR N° 22 “Reserva Rotante para la Regulación Secundaria de Frecuencia”.
4.7.3 PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS EN PROCESO EN EL COES Durante el año 2013, se estuvo trabajando en la modificación de los siguientes doce procedimientos técnicos del COES: el PR-01, el PR-02, el PR-04, el PR05, PR-08, el PR-09, el PR-12, el PR-13, el PR-14, el PR-24, el PR-31 (A, B, C) y el PR-33. Asimismo, estuvieron en diferentes fases de desarrollo en el COES cuatro procedimientos técnicos nuevos, relacionados a diversos temas de la planificación de la transmisión u operación del SEIN.
MEMORIA ANUAL
43
04 GESTIÓN
TABLA N° 06 ESTADÍSTICA DE GESTIÓN DE PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS EN EL COES AÑO 2013 N°
EN PROCESO DE APROBACIÓN
CANTIDAD
1
Publicados
2
Remitidos a la autoridad para su aprobación
5 7
3
En proceso de modificación o desarrollo en el COES
16
TOTAL
28
4.8. PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS 4.8.1 PROCEDIMIENTOS Y MANUALES APROBADOS PARA EL SISTEMA DE GESTIÓN DE CALIDAD Durante el 2013 se revisaron los siguientes procedimientos y manuales del SGC: s MA-SGC-001 Manual de Calidad. s PR-SGC-001 Procedimiento Elaboración y Control de Documentos y Registros. s PR-SGC-002 Procedimiento Auditorías Internas del SGC. s PR-SGC-003 Procedimiento Acciones Correctivas/Preventivas. s PR-SGC-004 Procedimiento Evaluación de Provisión de Información. s PR-SGC-006 Procedimiento Control del Producto/Servicio No Conforme. s PR-SGC-007 Procedimiento Atención de Reclamos. s IN-SGC-001 Seguimiento y Medición en el SGC. s PR-DRH-001 Procedimiento Reclutamiento y Selección del Colaborador. s PR-DRH-005 Procedimiento Inducción del Colaborador. s PR-DRH-006 Procedimiento Capacitación del Colaborador. s PR-DTI-007 Mantenimiento preventivo y correctivo de software. s PR-STR-003 Verificación de Programas Informáticos Propios.
4.8.2 PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS En el 2013, se actualizó el procedimiento administrativo PR16-A Registro de Integrantes del COES con el fin de simplificar las funciones administrativas de inscripción en el COES.
44
MEMORIA ANUAL
EDELNOR
S.E CHILLON 220 KV
MEMORIA ANUAL
45
ELECTROPERÃ&#x161;
C.H. MANTARO POTENCIA INSTALADA: 798,0 MW POTENCIA EFECTIVA: 670,7 MW
46
MEMORIA ANUAL
05
CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES
5.
CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES
5.1 ARBITRAJES Las decisiones de la Asamblea o del Directorio del COES pueden ser cuestionadas por los Agentes mediante arbitraje, de acuerdo con lo previsto en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley No. 28832), en el Reglamento del COES (D.S. No. 027-2008-EM) y en su Estatuto. Los arbitrajes que concluyeron durante el 2013 son los siguientes: 1. Arbitraje iniciado por ELECTROPERU contra el acuerdo que dispuso valorizar de manera provisional los retiros relacionados al suministro del usuario libre Volcán Compañía Minera S.A.A., en las barras de consumo del cliente. (Sesión Nº 341, O.D. 1). Concluyó por Laudo de fecha 03.01.2013. 2. Arbitraje iniciado por Duke Energy Egenor y ENERSUR contra los acuerdos que establecieron los factores de pérdidas aplicables al cálculo de los costos marginales conforme al Decreto de Urgencia No. 0492008. (Sesión Nº 330, O.D. 1, 2 y 3 y posteriores). Concluyó por Laudo de fecha 14.02.2013. 3. Arbitraje iniciado por ELECTROPERU contra el acuerdo que le asigna responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por el evento EV-0372011 ocurrido el 31.01.2011 (Sesión Nº 377, O.D. 5). Concluyó por Laudo de fecha 14.02.2013. 4. Arbitraje iniciado por SN POWER contra el acuerdo que dispuso valorizar de manera provisional los retiros relacionados al suministro de diversos clientes en determinadas barras del SEIN (Sesión Nº 344, O.D. 7). Concluyó por Laudo de fecha 14.08.2013.
MEMORIA ANUAL
47
05 CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES
5. Arbitraje iniciado por Shougang Generación Eléctrica S.A., contra el acuerdo por el que se confirma la asignación de los retiros no declarados por ningún generador correspondientes a consumos del usuario libre Compañía Minera Casapalca S.A. (Sesión Nº 316, O.D. 1). Concluyó por Laudo de fecha 10.09.2013. 6. Arbitraje iniciado por ELECTROPERU contra el acuerdo que le asigna responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por el evento EV-1592011 (Sesión Nº 386, O.D. 3). Concluido durante el 2013. Los arbitrajes iniciados durante el año 2013 son los siguientes: 1. Arbitraje iniciado por Duke Energy Egenor contra el acuerdo que confirma las horas de indisponibilidad de la unidad TG2 de la C.T. Chilca de ENERSUR incurridas en el mes de noviembre de 2010 (Sesión Nº 375, O.D. 3).
5.2 PROCESOS JUDICIALES En el 2013 concluyó el siguiente proceso judicial: 1. Proceso contencioso administrativo iniciado por Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A., contra los acuerdos que declararon improcedentes o infundados, según el caso, sus recursos de apelación contra las decisiones que le asignaban responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por los eventos EV-160-2011, EV-164-2011 y EV-166-2011 (Sesión Nº 390 O.D. 1, 2 y 3). Concluyó por sustracción de materia mediante Resolución Nº 8 del 01.04.2013 expedida por el 7mo. Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo. Durante el 2013 no se iniciaron procesos judiciales contra el COES
5.3 RECURSOS DE IMPUGNACIÓN Durante el 2013 el Directorio recibió ochenta y siete (87) Recursos de Apelación contra decisiones de la Dirección Ejecutiva, de los cuales cincuenta y cinco (55) están referidos a la aprobación mensual de las valorizaciones de transferencias de potencia y energía, veintidós (22) a la asignación de responsabilidad por transgresiones a la NTCSE y diez (10) a otros temas. Cabe señalar que los recursos de apelación pueden contener una o más pretensiones así como provenir de varios agentes y versar sobre una misma materia objeto de impugnación. Varios recursos de apelación tienen un contenido recurrente atendiendo al carácter periódico de las decisiones del COES.
48
MEMORIA ANUAL
05 CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES
5.4 PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS SANCIONADORES - OSINERGMIN Durante el año 2013, no se ha iniciado ningún procedimiento administrativo sancionador contra el COES. Sin embargo, se ha continuado con el trámite de tres procedimientos administrativos sancionadores iniciados en años anteriores por el OSINERGMIN, por supuestas contravenciones del COES al marco legal del sector eléctrico. El registro de las controversias gestionadas en el año 2013 se presenta en la Tabla N° 7:
TABLA N° 07 CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES INICIADOS CONTROVERSIAS
ANTES DEL 2013
EN EL 2013
TOTAL EN CURSO DURANTE EL 2013
CONCLUIDOS EN EL 2013
PENDIENTES AL 31-12-2013
ARBITRAJES
11
1
12
6
6
PROCESOS JUDICIALES
20
0
20
1
19
PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS SANCIONADORES - OSINERGMIN
3
0
3
0
3
MEMORIA ANUAL
49
ENERSUR
C.H. YUNCAN
POTENCIA INSTALADA: 130,1 MW POTENCIA EFECTIVA: 136,8 MW
50
MEMORIA ANUAL
06
PROCESO DE MEJORA CONTINUA
6.1 PERFECCIONAMIENTO TÉCNICO En el año 2013, la Oficina de Perfeccionamiento Técnico (OPT) centró su esfuerzo en la implantación del proceso de Gestión de Riesgos en las siguientes Subdirecciones: SPR, SEV, STR, SNP y SGI. Esta ampliación, sumada a la implantación del año 2012, da como resultado una cobertura del 86% de las Subdirecciones a cargo de la Dirección de Operaciones y de la Dirección de Planificación de la Transmisión. También se lideró la primera Auditoría Interna Basada en Riesgos a la SCO, con resultados muy alentadores. En dicha Subdirección se logró mejorar el Mapa de Riesgos; disminuyendo los riesgos extremos del proceso de Operación en Tiempo Real de 20% a 12%. Esto se logró a través de la mejora en la eficacia de los controles a cargo del personal de operación a tiempo real. La eficacia de los controles mejoró en un 23%.
6.2 GESTIÓN DE TALENTO HUMANO Y DESARROLLO ORGANIZACIONAL En el año 2013, se continuó trabajando los cuatro pilares estratégicos relacionados a la gestión del talento humano y al desarrollo organizacional:
6.2.1 CULTURA Y DESARROLLO ORGANIZACIONAL Se efectuó una revisión de los procesos de Recursos Humanos certificados en nuestro Sistema de Gestión de Calidad, con el propósito de lograr una mayor identificación de los trabajadores con la organización y mejorar la cultura organizacional.
MEMORIA ANUAL
51
06 PROCESO DE MEJORA CONTINUA
Los resultados de la encuesta de Clima Organizacional efectuada fueron difundidos al personal del COES. Como resultado de la medición del clima laboral se realizaron sesiones de trabajo, a fin de establecer planes de acción para mejoras en la cultura organizacional del COES. Ha sido una preocupación en el COES el mejorar la comunicación interna. Se realizó varias sesiones de trabajo con la empresa CH Link, que ha proporcionado un plan de actividades para el año 2014, que permitirá una mejor relación interpersonal entre nuestros colaboradores. Durante el año 2013 se inició las gestiones para el estudio del modelo conceptual de la Gestión del Conocimiento en el COES, el cual es un objetivo del Sistema de Gestión de Calidad, que propiciará el desarrollo organizacional.
6.2.2 MEJORA EN EL SERVICIO INTERNO Se contrató once nuevos colaboradores, uno de ellos para cubrir una nueva plaza en la Subdirección de Coordinación, y los demás para reemplazar a colaboradores que se retiraron. Todos ellos pasaron por un periodo de inducción, tanto a cargo del área de Recursos Humanos como del área técnica de destino. Se llevaron a cabo diversas actividades sociales, deportivas y recreativas, que tuvieron como objetivo la identificación del colaborador con el COES, propendiendo a lograr una mayor y mejor comunicación interna, difundiendo los canales de comunicación y siendo receptivos a las observaciones, recomendaciones y sugerencias, que permitan mejorar la relación inter departamental en el COES. El programa de asistencia social COES Contigo amplió sus objetivos, dejando de ser solamente una ayuda telefónica en casos de emergencia o de trámites administrativos, consolidándose como un servicio presencial de apoyo y consulta. Esto se logró con la presencia física de una Asistenta Social una vez por semana en nuestras instalaciones y en el apoyo al personal en casos de atención médico – hospitalario. Con la finalidad de propiciar un ambiente seguro ante riesgos a todos nuestros colaboradores y dentro del marco legal establecido, se ha procedido a implementar el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional, el mismo que debe estar concluido en el primer trimestre del año 2014.
6.2.3 DESARROLLO DEL TALENTO Se tuvo como objetivo el incrementar el número de personas con nivel óptimo de competencias, habiéndose para ello diseñado un Plan de Capacitación al personal con énfasis en cursos in house, lo que ha permitido aumentar en 239% las horas de capacitación; pasando de 2 455 h de capacitación al personal en el año 2012 a 8 323 h en el año 2013, con un marcado énfasis en el Desarrollo Profesional y en Competencia Gerencial y Genérica/Humana.
52
MEMORIA ANUAL
06 PROCESO DE MEJORA CONTINUA
GRÁFICO N° 15 HORAS DE CAPACITACIÓN EFECTUADAS EN EL AÑO 2013
1 031 13%
2 355 28%
COMPETENCIA GERENCIAL Y GENÉRICA DESARROLLO PROFESIONAL
2 075 25%
COMPETENCIA TECNICA OTRAS COMPETENCIAS TÉCNICAS
2 862 34%
TABLA N° 08 INDICADORES DE CAPACITACIÓN N°
6.2.4
INDICADOR DE CAPACITACIÓN
UNIDAD
TOTAL
1
Gasto anual en capacitación
S/.
457 779,38
2
Horas de Capacitación
h
8 323
3
Personal Capacitado
4
Gasto Promedio anual por colaborador
Colaboradores
81
S/.
5 651,60
RESPONSABILIDAD SOCIAL
Se apoyó las iniciativas de nuestros colaboradores, habiéndose obsequiado en el año 2013, seis (6) computadoras al Asilo de Ancianos Desamparados de Lima. Éstas fueron instaladas en consultorios médicos del asilo, para mantener actualizado el historial clínico de los ancianos y para la enseñanza de las novicias, que es el personal que atiende en el asilo. Asimismo, el personal del Voluntariado COES, colaboró con una chocolatada a los 350 residentes del Asilo, proporcionándoles una mañana de diversión y entretenimiento, al haber llevado un espectáculo de danza y música a cargo del personal del Voluntariado COES y con un donativo económico, fruto de la colecta que se efectuó entre todos los colaboradores del COES.
MEMORIA ANUAL
53
GOLD FIELD LA CIMA S.A.
UBICACIÓN: REGIÓN CAJAMARCA, PROVINCIA DE HUALGAYOC, DISTRITO DE HUALGAYOC
07
DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ESTADOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012 JUNTAMENTE CON EL DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES
CONTENIDO s
Dictamen de los auditores independientes
s
Balance General
s
Estado de ingresos y gastos y déficit acumulado
s
Estado de flujos de efectivo
s
Notas a los estados financieros
MEMORIA ANUAL
55
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
56
MEMORIA ANUAL
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
MEMORIA ANUAL
57
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012 (Expresado en nuevos soles) ACTIVO
NOTAS
ACTIVO CORRIENTE Efectivo Cuentas por cobrar Aportes Diversas
5 6
Gastos pagados por anticipado Total activo corriente
7
2013 6,932,473 446,565 202,455 649,020 1,309,569 8,891,062
2012 4,786,337 1,071,265 224,905 1,296,170 445,262 6,527,769
PASIVO Y PATRIMONIO INSTITUCIONAL PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras Proveedores Tributos, remuneraciones y otras cuentas por pagar Préstamos por pagar Total pasivo corriente PASIVO NO CORRIENTE Préstamos por pagar Total pasivo no corriente
ACTIVO NO CORRIENTE Instalaciones, equipos y muebles, neto de depreciación acumulada Intangibles, neto de amortización acumulada Total activo no corriente Total activo
8 9
2,609,823
NOTAS
2013
2012
10
448,688 2,222,279
984,609
11
4,344,473
4,228,174
12
854,944 7,870,384
779,760 5,992,543
12
5,812,876 5,812,876
6,003,094 6,003,094
(1,403,085) (1,403,085)
(1,764,637) (1,764,637)
12,280,175
10,231,000
2,558,670
779,290 1,144,561 3,389,113 3,703,231 12,280,175 10,231,000
Las notas a los estados financieros adjuntas forman parte del balance general.
PATRIMONIO INSTITUCIONAL Déficit acumulado Total patrimonio institucional Total pasivo y patrimonio institucional
13
ESTADO DE INGRESOS Y GASTOS Y DEFICIT ACUMULADO
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE
2013 Y 2012
2013 Y 2012
(Expresado en nuevos soles)
(Expresado en nuevos soles)
NOTAS INGRESOS Aportes Ingresos financieros
GASTOS Compras Cargas de personal Servicios prestados por terceros Tributos Cargas diversas de gestión Cargas financieras Diferencia de cambio, neta Depreciación y amortización Otros menores Superávit (déficit) del periodo DÉFICIT INICIAL AJUSTE DEVOLUCIÓN DE APORTES (NOTA 13) EXCEDENTE DE REVALUACIÓN Déficit acumulado
14
15 16
2013
2012
35,918,978 31,130,100 182,754 73,823 36,101,732 31,203,923
209,901 222,762 22,748,432 19,527,263 8,300,642 8,774,646 16,993 16,127 497,886 778,482 1,018,905 952,609 675,112 (351,748) 1,308,337 1,540,497 6,500 34,776,208 31,467,138 1,325,524
(263,215)
(1,764,637) 34,391
(785,803) 2,351
(998,363)
(759,482)
41,512 (1,403,085) (1,764,637)
2013 ACTIVIDADES DE OPERACIÓN: Superávit (déficit) del año Más (menos) ajustes al superávit (déficit): Depreciación Amortización Baja de activos fijos Ajustes Cargos y abonos por cambios netos en el activo y pasivo: Disminución (aumento) de cuentas por cobrar (Aumento) disminución de gastos pagados por adelantado Aumento (disminución) de proveedores Aumento de tributos, remuneraciones y otras cuentas por pagar AUMENTO DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACIÓN ACTIVIDADES DE INVERSIÓN: Compras de activo fijo Compra de intangibles DISMINUCIÓN DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO: Obligaciones financieras Variación de préstamos por pagar Devolución de aportes (DISMINUCIÓN) AUMENTO DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO AUMENTO NETO DE EFECTIVO SALDO DE EFECTIVO AL INICIO SALDO DE EFECTIVO AL FINAL
1,325,524
(263,215)
880,676 427,660 3,776 33,987
800,857 739,640 6,499 44,010
647,150
(114,630)
(864,307)
1,260,409
1,237,670
(1,186,923)
116,299
554,760
3,808,435
1,841,407
(935,604) (61,986)
(495,143) (718,545)
(997,590)
(1,213,688)
448,688 (115,034) (998,363)
1,149,804 (759,482)
(664,709)
390,322
2,146,136 4,786,337 6,932,473
1,018,041 3,768,296 4,786,337
Las notas a los estados financieros adjuntas forman parte de este estado.
58
MEMORIA ANUAL
2012
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012 1. IDENTIFICACIÓN Y ACTIVIDAD a) Identificación: El COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (en adelante COES) es una entidad privada sin fines de lucro, que se constituyó el 27 de diciembre de 1994 por acuerdo de los representantes de los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión del Sistema Interconectado Centro Norte, en cumplimiento con lo dispuesto por el Decreto Ley No. 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas” (en adelante “Ley de Concesiones”) y por el Decreto Supremo No.009-93-EM “Reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas” (en adelante el “Reglamento”) y por la Ley N° 28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”. Inició sus operaciones el 1 de enero de 1995, bajo la denominación de Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro Norte COESSICN. En octubre del año 2000, incorporó al COES las empresas integrantes del Sistema Interconectado Sur. En cumplimiento del Decreto Supremo N° 011-2001 EM, publicado en febrero de 2001, el cual modificó los artículos 84°, 85°, 86°, 88° y 91° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, se modificó el Estatuto del COES y se cambia la denominación por Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional COES-SINAC. De acuerdo a la Ley 28832, está conformado por todos los Agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes. Su domicilio legal y fiscal, así como sus oficinas administrativas se encuentran en calle Manuel Roaud y Paz Soldán Nº 364. San Isidro, Lima.
b) Actividad económica: El COES tiene por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el mercado de corto plazo. Con el propósito de cumplir con esta finalidad, actualmente el presupuesto del COES es cubierto por los aportes que realizan anualmente sus integrantes, los mismos que están en proporción a sus ingresos obtenidos en el ejercicio anterior. Los aportes cubren la venta de potencia y energía, el ingreso tarifario y los peajes de conexión. El Supremo Gobierno mediante Decreto Supremo N° 027 – 2008 -EM de fecha 3 de mayo de 2008, aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional COES – SINAC. Con fecha 18 de julio del 2008, la Asamblea de Integrantes en Sesión N° 20, aprobó el nuevo Estatuto del COES, adecuándolo a lo establecido por la Ley 28832 y por el nuevo Reglamento.
MEMORIA ANUAL
59
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
Al 31 de diciembre de 2013, el COES está conformado por 97 integrantes (92 en el 2012).
c) Aprobación de estados financieros: Los estados financieros al 31 de diciembre de 2012 fueron aprobados en la Asamblea de Integrantes realizada el 13 de marzo de 2013. Los correspondientes al 2013 han sido autorizados por la Dirección Ejecutiva del COES en febrero de 2014 y serán presentados para la aprobación del Directorio y de la Asamblea de Integrantes del COES dentro del primer trimestre del año 2014.
2. PRINCIPIOS Y PRÁCTICAS CONTABLES QUE SIGUE EL COMITE Las principales políticas contables adoptadas por el COES en la preparación y presentación de sus estados financieros, se señalan a continuación. Han sido aplicadas en forma consistente por los años presentados. (a) Base de preparación (i) En la preparación de los estados financieros adjuntos, la Dirección Ejecutiva del COES ha cumplido con los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en el Perú. Estos principios corresponden a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), emitidas por el International Accounting Standards Board (IASB) y comprenden, las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), las interpretaciones de las NIIF (CINIIF o IFRIC por sus siglas en inglés), las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) y las interpretaciones de las NIC (SIC por sus siglas en inglés), y ciertas prácticas contables de uso normal en el Perú como son las referidas a tasa de depreciación de los activos fijos y la amortización de intangibles. En el Perú el Consejo Normativo de Contabilidad (en adelante el Consejo), es la entidad responsable de oficializar estas normas. En el 2013 ha oficializado aquellas aprobadas por el IASB de aplicación vigente internacionalmente, para el año 2013 y aquellas aprobadas por el IASB pero vigentes a partir del 1 de enero de 2014 o en fecha posterior. (ii) Las normas que entraron en vigencia para el año 2013 son las siguientes. Ninguna tuvo efecto en los estados financieros de COES: - NIC 1 Presentación de las partidas de otros resultados integrales – Modificaciones a la NIC 1. - NIIF 13 Medición del valor razonable. - NIIF 7 Instrumentos financieros: Información a revelar. - NIC 1 Presentación de Estados Financieros - NIC 16 Propiedades, planta y equipo
60
MEMORIA ANUAL
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
- NIC 19 Beneficios a los empleados - NIC 27 Estados Financieros Separados - NIC 32 Instrumentos Financieros: Presentación de las NIIF De acuerdo al marco conceptual de las NIIF, las entidades sin fines de lucro no están obligadas a adoptar dichas normas. (iii) Los estados financieros adjuntos han sido preparados a partir de los registros contables del COES, los cuales se llevan en términos monetarios nominales de la fecha de las transacciones, siguiendo el criterio del costo histórico, excepto por activos fijos revaluados que son medidos a su valor razonable. (b) Uso de estimaciones La preparación de los estados financieros también requiere que la Dirección Ejecutiva del COES lleve a cabo estimaciones y juicios para la determinación de los saldos de los activos y pasivos, de ingresos y gastos, el monto de contingencias y la exposición de eventos significativos en notas a los estados financieros. El uso de estimaciones razonables es una parte esencial de la preparación de estados financieros y no menoscaba su fiabilidad. Las estimaciones y juicios determinados por el COES, son continuamente evaluados y están basados en la experiencia histórica y toda información que sea considerada relevante. Si estas estimaciones y juicios variaran en el futuro como resultado de cambios en las premisas que las sustentaron, los correspondientes saldos de los estados financieros serán corregidos en la fecha en la que el cambio en las estimaciones y juicios se produzca. Las estimaciones más significativas en relación a los estados financieros adjuntos están referidas a la estimación para cuentas de cobranza dudosa y al valor recuperable de los activos fijos e intangibles. (c) Transacciones en moneda extranjera - Moneda funcional y moneda de presentación Para expresar sus estados financieros, la Dirección Ejecutiva del COES ha determinado su moneda funcional, sobre la base del entorno económico principal donde opera, el cual influye fundamentalmente en la determinación de los aportes y en los costos que se incurren para los fines del COES. Los estados financieros se presentan en nuevos soles, que es, a su vez, la moneda funcional y la moneda de presentación del COES. Todas las transacciones son medidas en la moneda funcional y por el contrario, moneda extranjera es toda aquella distinta de la funcional. - Transacciones y saldos en moneda extranjera Las operaciones en moneda extranjera se registran en nuevos soles aplicando los tipos de cambio del día de la transacción. Los saldos al 31 de diciembre de 2013 y 2012 están valuados al tipo de cambio de cierre del año. Las diferencias de cambio que se generan entre el tipo de cambio registrado al inicio de una operación y el tipo de cambio de liquidación de la operación o el tipo de cambio de cierre del año, forman parte del rubro de (gastos) ingresos financieros, neto en el estado de ingresos y gastos y déficit acumulado.
MEMORIA ANUAL
61
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
(d) Instrumentos financieros Los instrumentos financieros son contratos que dan lugar simultáneamente a un activo financiero en una empresa y a un pasivo financiero o un instrumento de capital en otra. En el caso del COES, los instrumentos financieros corresponden a instrumentos primarios tales como efectivo, cuentas por cobrar y cuentas por pagar. Los instrumentos financieros son medidos a su valor razonable, más los costos directamente relacionados con la transacción. (e) Clasificación, reconocimiento y valuación de activos financieros Se ha establecido cuatro categorías para la clasificación de los activos financieros: al valor razonable con efecto en resultados, cuentas por cobrar, activos financieros mantenidos hasta el vencimiento y activos financieros disponibles para la venta. Al COES le aplican los acápites (i) y (ii) siguientes: (i) Los activos al valor razonable con efecto en resultados incluyen el efectivo. El efectivo es un activo financiero porque representa un medio de pago y por ello es la base sobre la que se miden y reconocen todas las transacciones en los estados financieros. Los cambios en el valor razonable son registrados en el estado de ingresos y gastos y déficit acumulado en la cuenta ingresos financieros. (ii) Cuentas por cobrar Son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables que no son cotizados en un mercado activo. Surgen cuando se provee servicios directamente a un deudor sin intención de negociar la cuenta por cobrar. Se incluyen en el activo corriente salvo por los vencimientos mayores a doce meses después de la fecha del balance general, que se clasifican como no corrientes. Las cuentas por cobrar incluyen aportes por cobrar y cuentas por cobrar diversas del balance general en el activo corriente. El reconocimiento inicial de las cuentas por cobrar es a su valor nominal. Las pérdidas originadas por la desvalorización son reconocidas en el estado de ingresos y gastos y déficit acumulado. (f) Clasificación, reconocimiento y valuación de pasivos financieros A los pasivos financieros, se le ha establecido dos categorías: a valor razonable con efecto en resultados y aquellos registrados al costo amortizado. Los pasivos financieros a costo amortizado comprenden las obligaciones financieras, las cuentas por pagar a proveedores, otras cuentas por pagar y préstamos por pagar; se reconocen a su valor de transacción debido a que el COES es parte de los acuerdos contractuales del instrumento financiero. (g) Compensación de activos y pasivos financieros Los activos y pasivos financieros se compensan cuando se tiene el derecho legal de compensarlos y la Dirección Ejecutiva del COES tiene la intención de cancelarlos sobre una base neta o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.
62
MEMORIA ANUAL
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
(h) Baja de activos y pasivos financieros Activos financieros: Un activo financiero es dado de baja cuando: (i) los derechos de recibir flujos de efectivo del activo han terminado; o (ii) el COES ha transferido sus derechos a recibir flujos de efectivo del activo o ha asumido una obligación de pagar la totalidad de los flujos de efectivo recibidos inmediatamente a una tercera parte bajo un acuerdo de traspaso y (iii) el COES ha transferido sustancialmente todos los riesgos y beneficios del activo o, de no haber transferido ni retenido sustancialmente todos los riesgos y beneficios del activo, ha transferido su control. Pasivos financieros: Un pasivo financiero es dado de baja cuando la obligación de pago se termina, se cancela o expira. Cuando un pasivo financiero existente es reemplazado por otro del mismo prestatario en condiciones significativamente diferentes, o las condiciones son modificadas en forma importante, dicho reemplazo o modificación se trata como una baja del pasivo original, se reconoce el nuevo pasivo y la diferencia entre ambos se refleja en el estado de ingresos y gastos y déficit acumulado. (i) Deterioro de activos financieros El COES evalúa a la fecha de cada balance general si existe evidencia objetiva de que un activo financiero o un grupo de activos financieros se encuentran deteriorados. Un activo financiero o un grupo de activos financieros se deterioran y generan pérdidas sólo si hay evidencias objetivas de deterioro como resultado de uno o más eventos posteriores al reconocimiento inicial del activo y cuando dicho evento de pérdida tiene un impacto sobre los flujos de caja proyectados estimados del activo financiero o grupo de activos financieros que puede ser estimada de manera confiable. Esta evidencia de deterioro puede incluir indicios de dificultades financieras importantes, incumplimiento o atraso en los pagos de aportes, probabilidad de insolvencia en la que se demuestre que existirá una reducción en los flujos futuros estimados, como cambios en circunstancias o condiciones económicas que tienen correlación en incumplimientos de pago. El COES considera como deterioradas todas aquellas partidas vencidas con una antigüedad mayor a 360 días por las cuales se ha efectuado las gestiones de cobranza sin obtener resultados favorables y que a la fecha no se encuentran refinanciadas. (j) Instalaciones, equipos y muebles y depreciación acumulada Las instalaciones, equipos y muebles se presentan al costo de adquisición menos su depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro del valor. El costo de adquisición incluye la revaluación efectuada sobre la base de tasaciones efectuadas por peritos independientes. Dichos activos se expresan al valor razonable determinado en la fecha de la tasación menos su depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro del valor.
MEMORIA ANUAL
63
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
La depreciación de los activos fijos es calculada siguiendo el método de línea recta con las tasas anuales indicadas en la Nota 8. El costo histórico de adquisición incluye los desembolsos directamente atribuibles a la adquisición de los activos. El mantenimiento y las reparaciones menores son reconocidos como gastos según se incurren. Los desembolsos posteriores y renovaciones de importancia se reconocen como activo, cuando es probable que la Dirección Ejecutiva del COES obtenga beneficios económicos futuros derivados del mismo y su costo pueda ser valorizado con fiabilidad. Al vender o retirar las instalaciones, equipos y muebles, el COES elimina el costo y la depreciación acumulada correspondiente. Cualquier pérdida o ganancia que resultase de su disposición se incluye en el estado de ingresos y gastos y superávit acumulado. (k) Intangibles y amortización acumulada Los intangibles se contabilizan al costo inicial menos su amortización acumulada. Después del reconocimiento inicial, los intangibles se miden al costo menos la amortización acumulada y cualquier pérdida acumulada por desvalorización. Los intangibles se amortizan bajo el método de línea recta con la tasa anual indicada en la Nota 9. (l) Deterioro de activos no financieros El valor de las instalaciones, equipos y muebles e intangibles es revisado periódicamente para determinar si existe deterioro, cuando se producen circunstancias que indiquen que el valor en libros puede no ser recuperable. De haber indicios de deterioro, el COES estima el importe recuperable de los activos y reconoce una pérdida por desvalorización en el estado de ingresos y gastos y superávit acumulado. El valor recuperable de un activo es el mayor entre su valor razonable menos los gastos de venta y su valor de uso. El valor de uso es el valor presente de los flujos de efectivo futuros estimados que resultarán del uso continuo de un activo así como de su disposición al final de su vida útil. Los importes recuperables se estiman para cada activo o, si no es posible, para la menor unidad generadora de efectivo que haya sido identificada. De existir una disminución de las pérdidas por desvalorización determinadas en años anteriores, se registra un ingreso en el estado de ingresos y gastos y déficit acumulado. (m) Provisiones Se reconoce una provisión sólo cuando COES tiene alguna obligación presente (legal o implícita) como consecuencia de un hecho pasado, es probable que se requerirá para su liquidación un flujo de salida de recursos y puede hacerse una estimación confiable del monto de la obligación. Las provisiones se revisan periódicamente y se ajustan para reflejar la mejor estimación que se tenga a la fecha del balance general. El gasto relacionado con una provisión se muestra en el estado de ingresos y gastos y déficit acumulado.
64
MEMORIA ANUAL
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
(n) Reconocimiento de ingresos por aportes, diferencias de cambio e intereses Los aportes anuales de los integrantes del COES son registrados como ingreso en el período en el que se devengan. Las diferencias de cambio correspondientes al ajuste de las partidas monetarias representadas en moneda extranjera que sean favorables para el COES, son reconocidas como un ingreso financiero cuando fluctúa el tipo de cambio. Los intereses son reconocidos conforme se devengan, utilizando el método de la tasa de interés efectiva. (n) Reconocimiento de gastos, diferencias de cambio e intereses Los gastos se reconocen conforme se devengan. Las diferencias de cambio correspondientes al ajuste de las partidas monetarias representadas en moneda extranjera que sean desfavorables para el COES, son reconocidas como un gasto financiero cuando fluctúa el tipo de cambio. Los intereses se reconocen en proporción al tiempo transcurrido de manera que reflejen el costo efectivo del instrumento financiero. (o) Contingencias Las contingencias son activos o pasivos que surgen a raíz de sucesos pasados, cuya existencia quedará confirmada sólo si llegan a ocurrir sucesos futuros que no están enteramente bajo el control del COES. Un activo o un pasivo contingente no se registran porque no puede ser medido con la suficiente confiabilidad. Sólo se revelan, si existe un posible hecho económico para el COES.
3. ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS DE LIQUIDEZ, CREDITICIO, DE INTERÉS Y DE CAMBIO Las actividades del COES lo exponen a una variedad de riesgos financieros: de liquidez, crediticio, de interés y de cambio. El programa de administración de riesgos del COES trata de minimizar los potenciales efectos adversos en su desempeño financiero. La Dirección Ejecutiva del COES es conocedora de las condiciones existentes en el mercado y sobre la base de su conocimiento y experiencia controla los riesgos, siguiendo las políticas aprobadas por la Asamblea de Integrantes. Los aspectos más importantes para la gestión de estos riesgos son: RIESGO DE LIQUIDEZ Originado por la incapacidad de obtener fondos para honrar los compromisos del COES en los asuntos relacionados con instrumentos financieros. El COES ha gestionado la obtención de préstamos de los aportantes a fin de atender sus necesidades a corto plazo.
MEMORIA ANUAL
65
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
RIESGO DE CRÉDITO Originado por la incapacidad de los deudores del COES de cumplir con el pago de sus obligaciones hacia ella a medida que van venciendo. El riesgo es menor debido a que las entidades integrantes del COES son solventes. El riesgo de crédito también surge del efectivo y de depósitos en bancos e instituciones financieras. En el caso de bancos e instituciones financieras, se aceptan únicamente compañías evaluadas independientemente con un calificativo “A”. RIESGO DE INTERÉS Originado por los cambios que se puedan producir en las tasas de interés, principalmente por sus obligaciones. El COES no espera incurrir en pérdidas significativas por riesgo de tasa de interés, ya que ha pactado tasas de intereses fijas. RIESGO DE CAMBIO La exposición a los tipos de cambio proviene de los préstamos que toma el COES, algunas facturas de proveedores y saldos de efectivo, que están básicamente denominadas en dólares norteamericanos. En el balance general, estos conceptos son presentados al tipo de cambio de fin de período. Para mitigar la exposición del COES al riesgo cambiario los flujos de caja en moneda no funcional son revisados continuamente; por lo general cuando los importes a pagar por compras en dólares superan el importe disponible en esa moneda se realiza una operación de cambio de moneda. Al 31 de diciembre de 2013 el tipo de cambio promedio ponderado publicado por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP para las transacciones en dólares estadounidenses era de S/. 2.794 para las operaciones de compra y S/. 2.796 para la operaciones de venta (S/.2.549 para la compra y S/. 2.551 para la venta en el 2012). Al 31 de diciembre los activos y pasivos en dólares estadounidenses son los siguientes:
ACTIVOS Efectivo Cuentas por cobrar diversas
PASIVOS Obligaciones financieras Proveedores Otras cuentas por pagar Préstamos por pagar Posición pasiva neta
66
MEMORIA ANUAL
2013
2012
192,649 60,612 253,261
183,327 196,649 379,976
(160,590) (670,133) (326,842) (203,994) (255,897) (2,384,768) (2,658,900) (3,419,485) (3,241,639) (3,166,224) (2,861,663)
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
4. INSTRUMENTOS FINANCIEROS Las normas contables definen un instrumento financiero como cualquier activo y pasivo financiero de una empresa, considerando como tales efectivo, aportes por cobrar, cuentas por cobrar diversas, obligaciones financieras, proveedores, préstamos por pagar y otras cuentas por pagar. En opinión de la Dirección Ejecutiva del COES, al 31 de diciembre de 2013 y de 2012, el valor razonable de sus instrumentos financieros, no es significativamente diferente al de sus respectivos valores en libros y, por lo tanto, la revelación de dicha información no tiene efecto para los estados financieros a dichas fechas. Los siguientes son los importes de los activos y pasivos financieros del balance general, clasificados por categorías (expresado en nuevos soles): AL 31 DE DICIEMBRE DE 2013
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012
CUENTAS POR COBRAR
PASIVOS AL COSTO AMORTIZADO
ACTIVOS PASIVOS FINANCIEROS CUENTAS AL COSTO A VALOR POR COBRAR AMORTIZADO RAZONABLE
6,932,473 -
446,565
-
ACTIVOS FINANCIEROS A VALOR RAZONABLE ACTIVOS Efectivo Aportes por cobrar Cuentas por cobrar diversas PASIVOS Obligaciones financieras Proveedores Otras cuentas por pagar Préstamos por pagar Posición pasiva neta
TOTAL
6,932,473 446,565
4,786,337 -
1,071,265
-
TOTAL
4,786,337 1,071,265
-
202,455
-
202,455
-
224,905
-
224,905
6,932,473
649,020
-
7,581,493
4,786,337
1,296,170
-
6,082,507
-
-
448,688 448,688 2,222,279 2,222,279 795,913 795,913 6,667,820 6,667,820 10,134,700 10,134,700
-
-
984,609 836,540 6,782,854 8,604,003
984,609 836,540 6,782,854 8,604,003
5. EFECTIVO A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2013 Fondo fijo Cuentas corrientes bancarias (a) Cuentas de ahorro
6,000 5,772,683 1,153,790 6,932,473
2012 6,000 4,080,939 699,398 4,786,337
(a) El COES mantiene sus cuentas corrientes en moneda nacional y en dólares estadounidenses en una entidad financiera local, son de libre disponibilidad y generan intereses.
MEMORIA ANUAL
67
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
6. APORTES POR COBRAR A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2013 GENERADORES Maple Etanol S.R.L. SDE Piura S.A.C. Aguas y Energía Perú S.A. Otros menores
26,923 16,093 11,111 18,644 72,771
26,923 57,046 83,969
-
191,224 103,949 36,728 21,490 3,186 356,577
-
185,029
50,868 45,574 38,709 38,383 35,270 31,677 29,066
20,749 23,136 69,065 33,301
19,215
23,084
18,973 18,471 14,528 14,083 18,977 373,794 446,565
27,710 248,645 445,690 1,071,265
TRANSMISOR Red de Energía del Perú S.A. Consorcio Transmantaro S.A. Red Eléctrica del Sur S.A. Interconexión Eléctrica Isa Perú Otros menores DISTRIBUIDORAS Hidrandina S.A. CLIENTES LIBRES Cementos Pacasmayo S.A.A. UNACEM S.A. Volcan Compañía Minera S.A.A. Empresa Siderurgica del Perú S.A.A. Quimpac S.A. Compañía Minera Milpo S.A.A. Papelera Nacional S.A. Unión de Cervecerías Peruanas Backus y Johnston S.A.A. Tecnológica de Alimentos S.A. Minsur S.A. Cemento Andino S.A. Compañía Minera Los Quenuales S.A. Otros menores
2012
Los aportes pendientes a diciembre de 2013 están siendo cobrados durante el primer trimestre de 2014.
7. GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2013 Gastos pagados por adelantados (a) Asesorías y consultoría (b) Otros menores
68
MEMORIA ANUAL
354,875 894,930 59,764 1,309,569
2012 252,198 147,621 45,443 445,262
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
(a) Corresponde principalmente a desembolsos adelantados para la compra de la licencia ENSYS Digsilent Power Factory, entre otros. (b) Corresponde principalmente a asesorías que serán recibidas en el 2014, tales como: Innovación Plan de Gerencia de Conocimiento, Transmisión de Metodología Trade-off, entre otras.
8. INSTALACIONES, EQUIPOS Y MUEBLES Y DEPRECIACIÓN ACUMULADA A continuación se presenta el movimiento y la composición del rubro (expresado en nuevos soles):
AÑO 2013 COSTO DE: Instalaciones Unidades de transporte Muebles y enseres Equipos diversos y cómputo Unidades por recibir
DEPRECIACIÓN ACUMULADA DE: Instalaciones Unidades de transporte Muebles y enseres Equipos diversos y cómputo Valor neto
SALDOS INCIALES
ADICIONES
BAJAS
TRANSFERENCIAS
SALDOS FINALES
AJUSTES
738,293 211,396 909,156 5,705,155 87,153 7,651,153
320,619 600,694 10,344 931,657
(106,967) (888,358) (995,325)
87,154 (87,154) -
173 173
738,293 211,396 1,122,808 5,504,818 10,343 7,587,658
303,775 116,268 971,146 3,701,294 5,092,483 2,558,670
73,829 42,279 147,264 617,304 880,676
(106,967) (888,357) (995,324)
-
-
377,604 158,547 1,011,443 3,430,241 4,977,835 2,609,823
7,206,241 4,335,211 2,871,030
495,143 800,857
(50,084) (43,585)
-
(147) -
7,651,153 5,092,483 2,558,670
AÑO 2012 COSTO DEPRECIACIÓN ACUMULADA Valor neto
La depreciación se calcula utilizando las siguientes tasas anuales: Instalaciones
3%
Unidades de transporte
20%
Muebles y enseres
10%
Equipos diversos y cómputo
10% y 25%
MEMORIA ANUAL
69
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
9. INTANGIBLES Y AMORTIZACIÓN ACUMULADA A continuación se presenta el movimiento y la composición del rubro (expresado en nuevos soles): AÑO 2013 COSTO DE: Licencias Software Software por recibir AMORTIZACIÓN ACUMULADA DE: Licencias Software Valor neto
SALDOS INCIALES
ADICIONES
TRANSFERENCIAS
SALDOS FINALES
AJUSTES
1,511,211 6,476,021 56,942 8,044,174
58,859 58,859
41,721 (41,721) -
3,127 3,127
1,570,070 6,520,869 15,221 8,106,160
1,257,282 5,642,331 6,899,613 1,144,561
119,543 308,117 427,660 -
-
(403) (403) -
1,376,825 5,950,045 7,326,870 779,290
7,325,629 6,159,973 1,165,656
718,545 739,640
-
-
8,044,174 6,899,613 1,144,561
Año 2012 COSTO AMORTIZACIÓN ACUMULADA Valor neto
Las licencias y software se amortizan a una tasa del 25% anual.
10. PROVEEDORES Corresponde a facturas por vencer y provisiones relacionadas a contratos firmados para estudios y consultorías, cancelables en el transcurso del año 2014.
11. TRIBUTOS, REMUNERACIONES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): Remuneraciones diversas Vacaciones por pagar Impuesto General a las Ventas (a) Impuesto a la renta retenido a no domiciliados (a) Impuesto a la renta retenido a empleados Otros impuestos y contribuciones Resarcimientos (b) Cuentas por pagar diversas Compensación por tiempo de servicio
2013
2012
1,295,766 1,349,021 51,510 62,307 263,405 246,513 360,787 435,126 280,038 4,344,473
1,249,148 1,195,219 125,688 155,703 182,774 224,989 571,594 264,946 258,113 4,228,174
(a) Corresponde al impuesto retenido a proveedores no domiciliados. (b) Corresponde a cuentas por pagar por resarcimiento de la transgresión a la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.
70
MEMORIA ANUAL
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
12. PRÉSTAMOS POR PAGAR A continuación se presenta la composición del rubro:
MONEDA EXTRANJERA
Electroperú S.A. Edegel S.A. Duke Energy Egenor S. en C. por A. SN Power Perú S.A. Shougang Generación Eléctrica S.A.A. Empresa Eléctrica de Piura S.A. Termoselva S.R.L. Eteselva S.R.L. Empresa Eléctrica de Machupicchu S.A. Empresa Eléctrica de Arequipa S.A. Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. Enersur S.A. Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. Sociedad Minera Corona S.A. Kallpa Generación S.A. Generadora de Energía del Perú S.A. SDF Energía S.A. Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Compañía Eléctrica el Platanal S.A. Chinango S.A.C. Maja Energía S.A.C. Agroindustrial Paramonga S.A.A. Sindicato Energético S.A. Red de Energía del Perú S.A. Interconexión ISA Perú S.A. Consorcio Transmantaro S.A. Consorcio Energético de Huancavelica S.A. Red Eléctrica del Sur S.A. Compañía Transmisora Norperuana S.R.L. Edelnor S.A. Electrocentro S.A. Electronoroeste S.A. Electronorte S.A. Electrosur S.A. Electro Sur Este S.A.A. Electro Sur Medio S.A.A. Hidrandina S.A. Luz del Sur S.A.A. Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. Cementos Pacasmayo S.A.A. Cerámica Lima S.A. Cerámica San Lorenzo S.A.C. Compañía de Minas Buenaventura S.A.A. Creditex S.A.A. Compañía Minera Antamina S.A. Compañía Minera Ares S.A.C. Compañía Minera Condestable S.A. Compañía Minera Milpo S.A.A. Corporación Aceros Arequipa S.A.
2013 US$ 339,520 336,093 108,493 80,813 16,520 37,879 49,078 4,017 28,868 45,997 5,413 214,895 29,864 2,863 75,938 3,842 30,237 32,896 77,402 8,453 40,380 2,483 14,557 182,960 21,124 28,986 19,228 11,277 13,109 13,881 53,269 207,198 28,046 3,591 3,946 20,344 3,236 3,228 12,066
2012 US$ 373,017 367,149 113,692 88,393 18,888 41,724 54,234 6,750 32,861 50,304 9,075 235,055 32,728 4,609 81,044 289 5,390 503 34,815 37,501 174 919 652 83,442 13,279 46,734 3,642 16,668 190 196,546 22,670 33,468 20,662 12,130 15,089 57,225 222,643 30,130 5,861 758 316 7,138 761 21,875 5,147 1,112 5,496 13,766
TOTAL 2013 S/. 949,299 939,716 303,348 225,955 46,191 105,909 137,224 11,230 80,716 128,607 15,134 600,846 83,500 8,004 212,324 10,743 84,542 91,977 216,416 23,634 112,902 6,943 40,704 511,556 59,062 81,044 53,761 31,532 36,653 38,812 148,940 579,328 78,415 10,039 11,034 56,882 9,048 9,025 33,734
CORRIENTE 2012 S/. 951,568 936,598 290,029 225,489 48,183 106,437 138,350 17,219 83,829 128,326 23,150 599,627 83,489 11,756 206,742 738 13,749 1,283 88,814 95,665 445 2,344 1,662 212,861 33,875 119,218 9,291 42,519 484 501,390 57,832 85,377 52,709 30,944 38,492 145,982 567,962 76,862 14,950 1,934 807 18,209 1,942 55,804 13,129 2,836 14,020 35,117
2013 S/. 126,400 123,846 40,189 29,329 6,716 14,716 18,048 1,113 10,579 18,004 1,871 78,346 11,155 793 28,149 1,065 10,814 11,344 27,120 2,829 15,693 688 5,447 62,110 7,600 10,497 6,774 3,912 4,601 3,847 18,053 70,054 9,919 995 1,094 7,094 897 894 4,166
2012 S/. 104,309 102,547 32,541 24,239 5,638 12,155 14,820 1,856 12,117 14,948 3,800 64,774 9,223 1,242 23,690 223 1,814 201 15,052 14,833 70 694 488 22,605 5,244 20,251 1,258 6,500 140 51,817 6,363 14,848 5,661 3,265 6,391 15,060 58,421 8,292 1,590 563 126 3,015 304 5,923 2,412 822 1,520 5,478
NO CORRIENTE 2013 S/. 822,899 815,870 263,159 196,626 39,475 91,193 119,176 10,117 70,137 110,603 13,263 522,500 72,345 7,211 184,175 9,678 73,728 80,633 189,296 20,805 97,209 6,255 35,257 449,446 51,462 70,547 46,987 27,620 32,052 34,965 130,887 509,274 68,496 9,044 9,940 49,788 8,151 8,131 29,568
2012 S/. 847,259 834,051 257,488 201,250 42,545 94,282 123,530 15,363 71,712 113,378 19,350 534,853 74,266 10,514 183,052 515 11,935 1,082 73,762 80,832 375 1,650 1,174 190,256 28,631 98,967 8,033 36,019 344 449,573 51,469 70,529 47,048 27,679 32,101 130,922 509,541 68,570 13,360 1,371 681 15,194 1,638 49,881 10,717 2,014 12,500 29,639
MEMORIA ANUAL
71
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
MONEDA EXTRANJERA
Doe Run Perú S.R.L. Exsa S.A. Fundición Callao S.A. Gloria S.A. Gold Fields La Cima S.A. Metalúrgica Peruana S.A. Minera Colquisiri S.A. Minera Yanacocha S.R.L. Minsur S.A. Productos Tissue del Perú S.A. Shougang Hierro Perú S.A.A. Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. Southern Perú Copper Corporation S.A. Unión de Cervecerías Peruanas Backus S.A.A. Xstrata Tintaya S.A. Yura S.A. Minera Barrick Misquichilca S.A. Industrias Cachimayo S.A. Empresa Siderúrgica del Perú S.A.A. Empresa Minera Los Quenuales S.A. Quimpac S.A. Volcan Compañía Minera S.A.A. Abengoa Transmisión Norte S.A. Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A.-ADINELSA Casapalca S.A. Hidrocañete S.A. Illapu Energy S.A. Petramas S.A.C. Unacem S.A.A. Electro Dunas S.A.A.
TOTAL
CORRIENTE
2013 US$ 5,587 2,956 15,962 9,800 37,589 51,219 5,265 2,554 3,483 3,972 1,718 5,192 11,364 -
2012 US$ 7,213 119 154 645 4,658 703 248 17,238 1,199 859 11,204 40,426 55,065 1,115 8,797 1,757 4,074 5,500 6,637 1,870 8,853 12,207 2,470
2013 S/. 15,622 8,266 44,629 27,403 105,098 143,207 14,721 7,142 9,738 11,105 4,803 14,517 31,776 -
2012 S/. 18,401 302 392 1,646 11,882 1,794 633 43,975 3,059 2,191 28,580 103,127 140,470 2,844 22,442 4,482 10,392 14,031 16,932 4,770 22,585 31,141 6,300
2013 S/. 1,549 819 5,770 3,459 13,062 17,210 1,459 708 965 1,101 476 1,464 4,031 -
-
105
-
268
-
986 2,514 228 582 1,332 3,398 248 633 8,348 13,214 23,341 33,708 7,769 23,262 21,723 59,342 2,384,768 2,658,900 6,667,820 6,782,854
2,313 3,797 854,944
NO CORRIENTE
2012 S/. 1,713 88 113 458 1,242 281 183 4,811 894 343 4,608 10,901 14,342 446 3,465 1,304 1,093 2,069 1,821 388 2,468 3,370 986
2013 S/. 14,073 7,447 38,859 23,944 92,036 125,997 13,262 6,434 8,773 10,004 4,327 13,053 27,745 -
2012 S/. 16,688 214 279 1,188 10,640 1,513 450 39,164 2,165 1,848 23,972 92,226 126,128 2,398 18,977 3,178 9,299 11,962 15,111 4,382 20,117 27,771 5,314
42
-
226
748 91 975 99 4,886 21,028 6,389 17,926 779,760 5,812,876
1,766 491 2,423 534 28,822 52,953 6,003,094
Los saldos comprenden los préstamos recibidos para los siguientes conceptos: (a) Préstamo para adquisición de Sistema NMS/EMS En Sesión de Asamblea de Integrantes Nº 15 de fecha 30 de noviembre de 2006, se aprobó el Proyecto de Presupuesto de Inversiones para el año 2007, el mismo que sirvió para adquirir los Sistemas EMS/NMS para el Centro de Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN, por US$ 659,670, que fue financiado por los integrantes del COES, mediante aportes reembolsables. Respecto al cronograma de pagos de la deuda NMS/EMS, en los meses de diciembre (a partir de 2009) se vienen emitiendo las respectivas cartas solicitando la factura por los intereses que incluye los cuadros de amortizaciones e intereses para los 10 años (20092018). (b) Préstamo para inversiones En Sesión de Asamblea de Integrantes N° 21 de fecha 28 de noviembre de 2008 y Nº 23 de fecha 27 de noviembre de 2009, se aprobó el incremento del presupuesto de inversiones por US$ 1,090,000 y US$ 730,000, respectivamente, financiados por los integrantes del COES, mediante aportes reembolsables.
72
MEMORIA ANUAL
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
En el 2010, mediante carta N° COES/D-401-2010 de fecha 22 de junio de 2010 la dirección ejecutiva solicitó a las empresas integrantes, el primer aporte reembolsable por US$ 1,209,859. Asimismo, mediante carta N° COES/D-792-2010 de fecha 16 de diciembre de 2010 la Dirección Ejecutiva solicitó el segundo aporte reembolsable por US$ 309,223 y se adjuntó el cuadro de amortizaciones e intereses para los 10 años (2013 – 2022). El presupuesto de inversiones fue por US$ 137,000 en el 2012. Para el año 2013 no hubo presupuesto de inversión. Los préstamos devengan un interés del 12% anual.
13. PATRIMONIO INSTITUCIONAL Déficit acumulado.- Comprende el saldo acumulado de las transferencias del resultado de los ingresos sobre los gastos del COES, netos de la devolución de los aportes excedentes, luego de la ejecución de cada presupuesto anual. El Directorio en su sesión N° 414 del 13 de marzo del 2013, autorizó la devolución a los integrantes del saldo no utilizado después de la ejecución presupuestal del año 2012 por S/. 998,802 (S/. 759,482 en el 2012), el cual corresponde al superávit de los ingresos sobre los gastos ejecutados en el período 2012 sin considerar los aportes reembolsables, la depreciación y amortización de dicho año.
14. INGRESOS POR APORTES A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2013
2012
GENERADORAS Electroperú S.A. Edegel S.A.A. Duke Energy S. en C. por A. SN Power Perú S.A. Shoungang Generación Eléctrica S.A.A. Empresa Eléctrica de Piura S. A. Termoselva S.R.L. Emp.de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. Emp.de Generación Eléctrica del Sur S.A. Emp.de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. Enersur S.A. Emp.de Generación Eléctrica San Gabán S.A. Sociedad Minera Corona S.A. Kallpa Generacion S.A. Generadora de Energía del Perú S.A. SDF Energía S.A.C. Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Esco Cia. de Servicios de Energía S.A.C. Compañía Eléctrica el Platanal S.A. Chinango S.A.C. Maja Energía S.A.C.
3,206,901 3,820,754 1,403,315 878,459 9,821 309,662 510,149 645,345 150,965 332,730 2,691,411 308,231 69,398 2,104,883 32,001 110,202 43,664 12,230 603,496 491,570 6,554
2,939,470 3,628,796 1,133,541 810,606 8,198 362,030 269,350 619,298 111,850 301,025 2,104,245 300,520 65,094 1,642,782 11,357 49,238 23,202 10,304 536,856 481,326 7,890
MEMORIA ANUAL
73
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
2013
2012
GENERADORAS Agro Industrial Paramonga S.A.A. Sindicato Energético S.A. Illapu Energy S.A. Aguas y Energía Perú S.A. Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A.-ADINELSA Maple Etanol S.R.L. SDE Piura S.A.C Hidrocañete S.A. GTS Majes S.A.C. GTS Reparticion S.A.C. Petramas S.A.C. Tacna Solar S.A.C. Fenix Power Perú S.A. Generación Huanza S.A. Panamericana Solar S.A.C. Eléctrica Yanapampa S.A.C. Empresa Eléctrica Río Doble S.A. Termochilca S.A.C. Eléctrica Santa Rosa S.A.C.
43,264 29,093 38,807 40,015
34,685 24,268 46,850 26,875
5,392
4,412
40,167 53,841 66,502 40,774 6,449 9,501 14,106 3,488 14,975 3,470 13,200 11,132 12,984 1,808 183,936 5,438 15,919 8,571 9,800 38,632 2,026 18,331,017 15,678,082
2013
2012
TRANSMISORAS Red de Energía del Perú S.A. Eteselva S.R.L. Interconexión Eléctrica ISA-PERÚ S.A. Consorcio Transmantaro S.A. Consorcio Energético de Huancavelica S.A. Red Eléctrica del Sur S.A. Compañía Transmisora Norperuana S.R.L. Abengoa Transmisión Norte S.A.
1,156,152 97,906 129,677 719,149 31,578 159,593 10,527 186,811 2,491,393
2013
1,170,068 105,368 145,363 641,013 34,104 177,267 6,882 109,246 2,389,311
2012
DISTRIBUIDORAS Edelnor S.A. Electrocentro S.A. Electronoroeste S.A. Electronorte S.A. Electrosur S.A. Electro Sur Este S.A.A. Electro Dunas S.A.A. Hidrandina S.A. Luz del Sur S.A.A. Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.
74
MEMORIA ANUAL
3,110,733 414,744 587,377 391,063 191,678 263,686 417,550 994,159
2,696,869 389,964 540,627 331,738 180,881 227,655 356,172 811,978
3,558,289
3,027,841
567,092 10,496,371
538,393 9,102,118
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
2013
2012
217,023 106,719 4,005 105,015 34,630 415,234 74,915 38,514 46,230 112,394 226,955 46,415 86,163 65,865 4,847 118,838 9,291 3,874 69,170 85,126 28,673 9,814 271,804 58,397 58,566 36,883 46,141 158,263 166,650 596,323
53,351 90,022 83,955 27,619 13,619 104,736 32,951 297,627 85,426 37,516 40,158 86,295 178,806 37,052 48,725 2,148 55,188 4,389 95,134 5,476 21,271 62,655 63,484 21,183 8,919 243,018 43,987 56,498 32,107 53 37,746 136,894 153,354 568,336
752,524
701,547
14,213
14,689
55,936
48,858
CLIENTES LIBRES Cemento Andino S.A. Cementos Lima S.A.A. Cementos Pacasmayo S.A.A. Cerámica Lima S.A. Cerámica San Lorenzo S.A.C. Compañía de Minas Buenaventura S.A.A. Creditex S.A.A. Compañía Minera Antamina S.A. Compañía Minera Ares S.A.C. Compañía Minera Casapalca S.A. Compañía Minera Condestable S.A. Compañía Minera Milpo S.A.A. Corporación Aceros Arequipa S.A. Compañía Minera Miski Mayo S.R.L. Doe Run Perú S.R.L. Eléctrica Santa Rosa S.A.C. Empresa Minera Los Quenuales S.A. Exsa S.A. Empresa Siderúrgica del Perú S.A.A. Fundición Callao S.A. Gloria S.A. Gold Fields La Cima S.A. Industrias Cachimayo S.A. Metalúrgica Peruana S.A. Minera Colquisiri S.A. Minera Yanacocha S.R.L. Minsur S.A. Minera Barrick Misquichilca S.A. Papelera Nacional S.A. Perubar S.A. Productos Tissue del Perú S.A. Quimpac S.A. Shougang Hierro Perú S.A.A. Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. Southern Perú Copper Corporation, Sucursal del Perú Tecnológica de Alimentos S.A. Unión de Cervecerías Peruanas Backus y Johnston S.A.A. Volcan Compañía Minera S.A.A. Xstrata Tintaya S.A. Yura S.A. Messer Gases del Perú S.A. Empresa Administradora Cerro S.A.C. Trupal S.A.
224,190 188,286 134,082 111,354 94,499 63,666 3,818 2,491 17,382 816 4,600,197 3,960,589 35,918,978 31,130,100
15. CARGAS DE PERSONAL A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles):
MEMORIA ANUAL
75
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
2013 Sueldos Gratificaciones y bonificaciones Vacaciones empleados Seguros empleados Remuneración del Directorio Compensación por tiempo de servicio Otras remuneraciones
2012
9,828,587 9,370,079 4,603,395 3,241,849 1,018,599 1,025,238 1,543,830 1,508,529 2,730,750 1,860,000 1,146,899 1,092,436 1,876,372 1,429,132 22,748,432 19,527,263
16. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2013 Transporte y alojamiento Honorarios (a) Mantenimiento Servicios públicos Alquileres Otros servicios
634,520 3,405,719 1,094,373 1,018,351 1,364,857 782,822 8,300,642
2012 604,362 4,123,091 1,037,705 1,029,138 1,131,223 849,127 8,774,646
(a) Incluye principalmente honorarios por consultorías realizadas para la revisión de procedimientos técnicos del COES, la consultoría, análisis y diagnóstico para mejorar el proceso de entrega de información así como consultoría de verificación de procedimientos del COES.
17. CONTINGENCIAS El COES tiene los siguientes procesos arbitrales y judiciales interpuestos por algunos Integrantes al 31 de diciembre de 2013:
a) Referente al Expediente 10749-2009, con fecha 11 de junio de 2013, se notificó al COES la sentencia de la Tercera Sala Transitoria Especializada en lo Contencioso Administrativo, mediante la cual se declaró fundado en parte el Recurso de Apelación presentado por el COES en contra de la resolución que declaró infundada la demanda, por lo que se ordenó a OSINERGMIN emitir nueva resolución administrativa reduciendo las multas impuestas en 7.28 y 25.31 UIT correspondientemente.
76
MEMORIA ANUAL
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
OSINERGMIN ha interpuesto Recurso de Casación contra la sentencia de la Tercera Sala Transitoria Especializada en lo Contencioso Administrativo, estando pendiente la notificación del citado recurso al COES. El COES ha efectuado la provisión de la multa impuesta por S/. 120 583. b) En cuanto a la Resolución de Gerencia General de OSINERGMIN N° 010612 emitida en el Expediente 2009-142, referido al vertimiento de la Presa de Tablachaca, se encuentra pendiente de ser resuelto el Recurso de Reconsideración presentado por el COES con fecha 20 de abril de 2011. La Dirección Ejecutiva y los asesores legales estiman que dicho procedimiento no finalizará durante el 2014, por lo que no se ha constituido provisión alguna en los estados financieros. c) Respecto a la Resolución de Gerencia General de OSINERGMIN N° 5526-2006-OS/GG, referida a la inadecuada planificación del mantenimiento mayor de la TG3 y TG4 de la CT Ventanilla, se encuentra pendiente de ser resuelto el Recurso de Apelación presentado por el COES. La Dirección Ejecutiva y los asesores legales del COES estiman que dicho procedimiento no finalizará durante el 2014, por lo que no se ha constituido provisión alguna en los estados financieros. d) ELECTROPERU solicito al Tribunal Arbitral que reconozca a su favor daños y perjuicios que COES le habría generado como empresa generadora, al permitir la operación “por seguridad” de centrales térmicas. El importe de los daños y perjuicios seria determinado por una pericia que se presentara en la oportunidad que indique el Tribunal Arbitral. A octubre de 2013, el proceso se encontraba en etapas de prueba. El 16 de diciembre de 2013 se realizó la audiencia de pericias. El 30 de enero de 2014 las partes presentaron sus alegatos y el 5 de febrero de 2014 se realizó la audiencia de alegatos, en el cual se cerró la etapa probatoria. A la fecha está pendiente que se emita el laudo arbitral. Respecto al pedido de nulidad de acuerdos, no se están discutiendo derechos patrimoniales de COES. Sin embargo la pretensión indemnizatoria si se encuentra dirigida a COES y asciende a S/. 2,984,746.
18. SITUACIÓN TRIBUTARIA (a) A partir del año 2001 la exoneración de las rentas de asociaciones sin fines de lucro se restringe a aquellas que de acuerdo con sus estatutos tengan exclusivamente alguno o varios de los siguientes fines: deportivos, cultura, educación científica, literaria, artística, beneficencia y asistencia social y hospitalaria, política y gremial, por lo cual los ingresos por aportes de los integrantes del COES se encuentran inafectos del Impuesto a la Renta.
MEMORIA ANUAL
77
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
Con fecha 29 de diciembre del año 2011 se publicó la Ley N° 29820, mediante la cual se prorroga hasta el 31 de diciembre de 2012 las exoneraciones del Impuesto a la Renta a las asociaciones sin fines de lucro. El 18 de diciembre de 2012 se publicó la Ley No. 29966 mediante la cual se amplía dicho plazo hasta el 31 de diciembre de 2015. (b) El COES está exonerado del Impuesto General a las Ventas por los aportes de sus integrantes. (c) A partir del ejercicio 2004 se aprobaron medidas para la lucha contra la evasión e informalidad, obligándose al uso de determinados medios de pago para las obligaciones de dar sumas de dinero (bancarización) así como la creación del Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF), que grava una diversa gama de operaciones en moneda nacional o extranjera que se realizan, principalmente, a través del Sistema Financiero. En los casos en que el pago de obligaciones se haga por medios distintos a la entrega de suma de dinero o sin usar los medios de pago, el impuesto es del doble de la alícuota y siempre sobre el exceso del 15% de las obligaciones de la empresa que se cancelen por esta vía. A partir del 1 de abril de 2011 la alícuota es de 0.005%.
78
MEMORIA ANUAL
CATEDRAL DE AREQUIPA CREDITO: GIHAN TUBBEH
Hecho el deposito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N° 2000-3949 Las Fotografías incluidas en el presente documento son parte del archivo fotográfico de PROMPERU, SNMPE y de las empresas Integrantes del COES SINAC. Diseño y diagramación por la Sub Dirección de Gestión de la Información del COES Impreso por MV MASIDEAS S.A.C Calle Juan de la Torre 168 Piso 2 Santiago de Surco - Lima