memoria anual

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memoria anual
MEMORIA ANUAL
2013
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
COES
06
PROCESO DE MEJORA CONTINUA
07
DICTAMEN DE AUDITORES
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.
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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 técnico cuya finalidad es coordinar la operación de
corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.
Además, se encarga de planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y
administrar el mercado de corto plazo.
El COES ejerce además las siguientes funciones:
s %LABORACIØNDEL0LANDE4RANSMISIØN
s %LABORACIØNDEPROCEDIMIENTOSTÏCNICOS
s !SEGURARELACCESOOPORTUNOYADECUADODELOSINTERESADOSALAINFORMAción.
s !SEGURARLASCONDICIONESDECOMPETENCIAENEL-ERCADODE#ORTO0LAZODE
Electricidad.
s 0ROCURARLASMEJORASTECNOLØGICASREQUERIDASPARALOGRARElCIENCIA
2.2. ORGANIGRAMA
El COES está constituido por una Asamblea, un Directorio y la Dirección Ejecutiva, los cuales cumplen diferentes roles. En el Gráfico 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 año 2013.
Al finalizar el año 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
AGROINDUSTRIAL PARAMONGA S.A.A.
ESTADO
1
PARAMONGA
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°
1
2
ABREVIATURA
RAZÓN SOCIAL
ESTADO
ELECTROSURESTE
ELECTRO SUR ESTE S.A.A
OBLIGATORIO
ELECTROCENTRO
ELECTROCENTRO S.A.
OBLIGATORIO
HIDRANDINA
EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE
MEDIO S.A.
OBLIGATORIO
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
3
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
OBLIGATORIO
9
MINERA ANTAMINA
COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A.
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
Dirección Ejecutiva
Dirección de Operaciones
Dirección de Planificación de Transmisión
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%)
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.
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%)
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
EGENOR
(1.68%)
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.
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
CAMISEA
GAS NATURAL
MÁXIMA DEMANDA
(MW)
FECHA: 11-12-2013
HORA: 20:15
2 726.8
PARTICIPACIÓN POR
TIPO DE COMBUSTIBLE
%
48.9%
TG - GN SDF ENERGÍA
26.6
0.5%
TG - GN EGASA
35.4
0.6%
CCOMB - GN ENERSUR
797.0
14.3%
M. DIESEL - GN EGESUR
16.3
0.3%
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
SubTotal
CARBÓN
DIESEL 2
RESIDUAL 500
HÍDRICO (RER)
BAGAZO (RER)
BIOGÁS (RER)
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%
M. DIESEL - PETRAMÁS
SubTotal
TOTAL MÁXIMA DEMANDA ANUAL (20:15 h del 11-12-2013)
4.4
0.1%
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
TOTAL
0,00
0,00
00,00
80,00
877,51
262,07
637,59
7 813,07
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
CAPACIDAD (MVAR)
Chilca CTM
1
2
CENTRO
SUR
115,03
Chilca *
200,00
Poroma*
430,00
Ocoña*
360,00
Montalvo*
100,00
TOTAL
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
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
MEMORIA ANUAL
195
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
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 OPERACIÓN 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
5
2
Remitidos a la autoridad para su aprobación
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
ELECTROPERÚ
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
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
6,932,473
-
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
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.
14,213
14,689
55,936
48,858
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

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