PLAN OPERATIVO 2011 - peru.gob.pe

Plan Operativo 2011

ELECTRO ORIENTE S.A. _____________________

PLAN OPERATIVO 2011 ________________________

GERENCIA DE DESARROLLO EMPRESARIAL _______________________________________

Iquitos – Perú Enero 2011

__________

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Electro Oriente S.A. 2

INDICE Contenido Pág. I. ASPECTOS GENERALES ................................. .................................................................................... 3

1.1. NATURALEZA JURÍDICA .......................................................................................................... 3 1.2. OBJETO SOCIAL ....................................................................................................................... 3 1.3. ACCIONARIADO........................................................................................................................ 3 1.4. MISION....................................................................................................................................... 3 1.5. VISION........................................................................................................................................ 3 1.6. MARCO REGULATORIO........................................................................................................... 3 1.7. ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DE LA EMPRESA ........................................................... 4 1.8. FACTORES CRÍTICOS DE ÉXITO............................................................................................ 5 1.9. ÁREA DE INFLUENCIA ............................................................................................................. 5 1.10. SOPORTE OPERATIVO............................................................................................................ 6 1.11. LOGROS .................................................................................................................................... 7

II. LINEAS DE NEGOCIO DE LA EMPRESA .................... ...................................................................... 13

2.1. Descripción de las Líneas de negocio de la empresa.............................................................. 13 2.2. Información cuantitativa de líneas de negocio de los años: Real año 2009, estimado año

2010, Previsto año 2011........................................................................................................... 13 III. PLAN OPERATIVO ..................................... ......................................................................................... 15

3.1. Principales objetivos y metas del Plan Estratégico – Mapa estratégico de la empresa. ......... 15 3.2. Relación entre los Objetivos del Plan Operativo de la Empresa y los Objetivos del Plan

Estratégico de la Empresa, de FONAFE y del Sector. ............................................................ 16 3.3. Plan Operativo: Avance de Indicadores al III Trimestre y estimación al cierre del año 2010.. 19 3.4. Objetivos del Plan Operativo 2011........................................................................................... 20 3.5. Indicadores y metas del Plan Operativo................................................................................... 21

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I. ASPECTOS GENERALES

1.1. NATURALEZA JURÍDICA Electro Oriente S.A., se encuentra comprendida dentro de las empresas de la Actividad Empresarial del Estado, conforme a lo establecido en la Ley Nº 27170, Ley del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado – FONAFE, modificatorias y Reglamento.

1.2. OBJETO SOCIAL

El objeto de la sociedad es prestar el servicio de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica con el carácter de servicio público o de libre contratación dentro de su área de concesión.

1.3. ACCIONARIADO El capital social al 31 de julio de 2010 asciende a S/. 346 514 322 nuevos soles, de los cuales S/. 256 299 813 se encuentra suscrito y pagado; y S/. 90 214 509 solo suscrito. La totalidad de las acciones es de propiedad del estado peruano (FONAFE). Dicho capital está distribuido por clase de acciones de acuerdo al siguiente detalle:

346,514,322 100%TOTAL

Acciones Clase D 48,451,556 14.0%

Acciones Clase B 174,303,559 50.3%

Acciones Clase C 58,506 0.0%

CLASE Nº ACCIONES %

Acciones Clase A 123,700,701 35.7%

1.4. MISION Satisfacer las necesidades de energía eléctrica de nuestros clientes, contribuyendo a mejorar su calidad de vida y el medio ambiente, con un alto sentido de responsabilidad social.

1.5. VISION Ser reconocida como modelo de empresa eficiente y responsable.

1.6. MARCO REGULATORIO

- Electro Oriente S.A. se constituye por mandato de la Ley General de

Electricidad No 23406 y la Resolución Ministerial No 320-83-EM/DGE del 21 de diciembre de 1983, inscribiendo su Estatuto Social mediante escritura pública de fecha 25 de junio de 1984, en los Registros Públicos de Loreto en el Tomo 39, Folio 81, partida XIV y Asiento Nº 1.

- Inicia sus operaciones como persona jurídica de derecho privado el 01 de julio

de 1984, basándose en los activos y pasivos transferidos por la Unidad Operativa del Oriente de Electro Perú S.A.

- Las actividades de Electro Oriente S.A., desde el 06 de noviembre de 1992,

se sujetan a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas No 25844 y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo No 009-93-EM y las disposiciones modificatorias y complementarias.

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1.7. ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DE LA EMPRESA

Directorio

Oficina de Imagen Institucional

Organo de Control Institucional

Gerencia General

Gerencia de Administración y Finanzas

Oficina Asesoría Legal

Gerencia de Desarrollo Empresarial

Gerencia Unidad Empresarial San Martín

Gerencia de Operaciones Loreto

Dpto. de Generación Amazonas - Cajamarca

Aprobado en Acta de Sesión de Directorio Nº 022-2008 del 14.11.2008 – Certificación de Acuerdo Nº 059-2008

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1.8. FACTORES CRÍTICOS DE ÉXITO

Capital Humano Es factor determinante contar con un personal altamente capacitado y motivado, dentro de un clima laboral adecuado. Liderazgo en Todos los Niveles Es condición necesaria para la implementación de políticas, directivas y procedimientos, así como para la transformación de los procesos productivos y de servicios. Control de Gestión El desarrollo de la empresa requiere ser sistemático y bajo un marco de control de gestión, que permita involucrar a todas las áreas en los resultados de la empresa. Disposición Hacia el Cambio e Innovación Adaptarse a la innovación comprende la adopción de nuevas ideas, procesos y tecnología con el fin de lograr la mejora continua en la empresa. Fuerte Sentido de Identidad Corporativa Los integrantes de la organización deben sentirse identificados con la misma, para que a través de elementos de identidad común, generen sólidos lazos de compromiso y pertenencia con su institución.

1.9. ÁREA DE INFLUENCIA

El área de concesión de Electro Oriente S.A. está constituida por los Departamentos de Loreto y San Martín que suman un área geográfica de 420,105 Km2 (33% del territorio nacional). Asimismo, opera 5 centrales hidroeléctricas dentro de los Departamentos de Cajamarca y Amazonas, derivadas de un contrato de consorcio con la empresa ADINELSA, que sustituye al denominado contrato de Asociación en Participación con ADINELSA. Tiene su domicilio legal en la Avenida Augusto Freyre Monterroso Nº 1168 de la ciudad de Iquitos.

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1.10. SOPORTE OPERATIVO

Potencia Instalada y Efectiva

Instalada Efectiva

LORETO 63,11 55,69

C.T. Iquitos 56,84 50,30

C.T. Requena 1,50 1,35

C.T. Nauta 1,56 1,28

C.T. Caballococha 1,00 0,90

C.T. Contamana 1,65 1,35

C.T. Tamshiyacu 0,56 0,51

SAN MARTÍN 60,16 41,53

C.T. Tarapoto 23,75 16,03

C.T. Moyobamba 10,38 5,30

C.T. Bellavista 10,50 8,10

C.T. Yurimaguas (*) 5,10 3,50

C.T. Juanjui 1,32 -

C.H. Gera 6,60 6,60

C.H. Gera II 2,50 2,00

DPTO. DE GENERACIÓN AMAZONAS-CAJAMARCA

19,40 17,89

C.H. Muyo 5,67 5,20

C.H. La Pelota 3,18 2,90

C.H. Cáclic 5,01 4,80

C.H. Lonya Grande 0,38 0,36

C.H. Quanda 2,88 2,80

C.T. Chachapoyas 2,28 1,83

Total Térmico 79% 116,44 90,44

Total Hídrico 21% 26,22 24,66

Total 142,67 115,10 (*) Administrada en la Región San Martín por su cercanía geográfica.

Potencia(MW)Región

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1.11. LOGROS

a. Principales logros obtenidos por la Empresa dura nte el año 2009

1. Estructurales

• Implementación del Sistema de Gestión de Calidad ISO 9001:2008 en la actividad comercial.

• Elaboración: − Plan Estratégico 2009-2013, adecuado a la Matriz Estratégica desarrollada y

aprobada por FONAFE. − Plan de Energético 2009-2020. − Programa Integral de Modernización y Fortalecimiento Empresarial. − Código de Ética de Electro Oriente S.A.

• Relanzamiento del Sistema de Información Georeferenciado (GIS). • Implementación de manejo electrónico de documentos con FONAFE. • Inicio del proceso de Implementación del Sistema de Control Interno (COSO). • Inicio del proceso de Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo

(CBGC). • Implementación de la metodología de las 5’s. • Convenios con entidades bancarias para la recaudación.

2. Actividad de Generación

• Puesta en operación − Central Hidroeléctrica Gera II. − Grupos Electrógenos CAT-MAK 2 x 7,3 MW en la C.T. Iquitos. − Grupos Electrógenos CUMMINS 3,7 MW; CAT 3516 B de 3,2 MW en la C.T.

Tarapoto • Implementación del sistema SCADA.

3. Actividad de Distribución

• Actualización de la base de datos de los módulos de distribución, comercial, calidad, control de pérdidas y cálculo de VNR real y adaptado del GIS.

• Mejoramiento del sistema de protección con puesta a tierra en salidas, subestaciones y finales de circuito.

• Mejoramiento y optimización de alumbrado público. • Levantamiento de observaciones DMS por administración directa.

4. Actividad de Comercial

• Incorporación del IGV en el VAD, con incidencia en la futura compra de energía en bloque al SEIN.

• Implementación del Plan Piloto de los medidores prepago. • Modernización de los centros de cobranza y apertura de nuevos centros de

cobranza en zonas estratégicas de la concesión. • Implementación del Programa de focos ahorradores.

5. Actividad de Control de Pérdidas y Calidad de Se rvicio Eléctrico

• Implementación de la Oficina de Fiscalización y Calidad de Servicio, cuya meta es cumplir estrictamente con las normas que establece OSINERGMIN.

• Implementación del Plan de Neutralización de multas. • Cumplimiento al 100% de todos los procedimientos exigidos por OSINERGMIN.

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6. Inversiones

Loreto • Construcción Local Comercial del Servicio Eléctrico Menor de Nauta – Loreto

(Proyecto culminado). • Construcción del Local Comercial del Servicio Eléctrico Menor de Requena –

Loreto. • Estudios de:

− Ampliación Central Térmica Iquitos 2X10 MW (Factibilidad). − Renovación de Redes de Distribución MT Salidas S-02 y S-10 de la Ciudad de

Iquitos. − Subsanación de Deficiencias de Riesgos Alto de las Redes de Distribución MT

del Sistema Eléctrico Iquitos. − Soterrado de MT dentro de las Instalaciones de la C.T. Iquitos − Interconexión Padre Cocha.

b. Principales logros estimados a obtener el año 20 10

1. Estructurales

• Elaboración del Plan Energético 2010-2015. • Proceso de contratación del servicio de Certificación de la norma ISO 9001:2008,

en la actividad comercial. • Abastecimiento del Servicio Eléctrico en el Dpto. de Loreto y San Martín. • Culminación de la Construcción de la Oficina de Imagen Institucional. • Inicio del proceso del proyecto para la obtención de la Certificación ISO 14001

Sistema de Gestión Ambiental (SGA). • Proceso de Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo para

Electro Oriente S.A. • Saneamiento de los inventarios en los almacenes de la empresa. • Proceso de Implementación del Sistema de Control Interno (COSO). • Proceso de Contratación del servicio para la obtención de Bonos de Carbono del

proyecto en construcción C.H. Naranjos. • Proceso de listado de acciones clase “D” en la Bolsa de Valores de Lima

(S/. 48 451 556). 2. Actividad de Generación y Transmisión

• Proyecto de ampliación del parque de generación de la C.T. Iquitos (20 MW). • Overhault Wärtsilä Nº 1, 2 y 3 en Iquitos y Wärtsilä Nº 1 y 2 en Tarapoto. • Reforzamiento del parque de generación en los servicios eléctricos de Loreto (04

grupos electrógenos). • Culminación de la interconexión al SEIN del Sistema Interconectado Regional

San Martín L.T. 138 KV Tocache – Bellavista y Yurimaguas.

3. Actividad de Distribución • Implementación del Sistema de Telecontrol de Distribución. • Reducción del número de deficiencias por Distancia Mínima de Seguridad Pública

(DMS). 4. Actividad de Comercial

• Sostenimiento de la cobranza superior al 75%. • Licitación de suministro de energía para el sistema aislado Iquitos (30 MW). • Compra de potencia y energía (contrato con empresa San Gabán).

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• Reducción sostenida de la pérdida de energía de 8,91% (al 30.30.10) a 8,76% al finalizar el año 2010.

6. Inversiones

Loreto • Ejecución de la Construcción y Mejoramiento de los Talleres de Distribución de la

C.T. Iquitos. • Adquisición de 02 grupos rápidos de 2.0 MW C.T. Iquitos (Grupos instalados en la

C.T. Moyobamba y puestos en operación desde abril 2010). • Ampliación de Redes de Distribución Primaria, Secundaria y Conexiones

Domiciliarias del Distrito de Belén II Etapa, que beneficiará a 1,935 usuarios con 3,12 km de red primaria y 16,57 km de red secundaria, para el beneficio del distrito de Belén (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución Primaria, Secundaria y Conexiones Domiciliarias del Distrito de San Juan Bautista II Etapa- Sector I, que beneficiará a 1,680 usuarios con 3,83 km de red primaria y 17,24 km de red secundaria, para el beneficio del distrito de San Juan Bautista (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución Primaria, Secundaria y Conexiones Domiciliarias del Distrito de San Juan Bautista II Etapa- Sector II, que beneficiará a 2,072 usuarios con 3,18 km de red primaria y 19,15 km de red secundaria, para el beneficio del distrito de San Juan Bautista (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución Primaria, y Conexiones Domiciliarias de los Distritos de Punchana, Belén y San Juan Bautista, que beneficiará a 2,370 usuarios con 3,12 km de red primaria y 16,28 km de red secundaria, para el beneficio de los distritos de Punchana, Belén y San Juan Bautista (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución Primaria, Secundaria y Conexiones Domiciliarias de los Distritos de Iquitos y Punchana II Etapa , que beneficiará a 3,416 usuarios con 3,12 km de red primaria y 19,08 km de red secundaria, para el beneficio de los distritos de Iquitos y Punchana (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución Primaria, Secundaria y Conexiones Domiciliarias de la Localidad de Requena - Distrito Requena, que beneficiará a 1,160 usuarios con 2,58 km de red primaria y 11,89 km de red secundaria, para el beneficio del distrito de Requena (Obra culminada).

• Mejoramiento y Ampliación de Redes de Distribución Primaria, Secundaria y Conexiones Domiciliarias de la Localidad de Contamana - Distrito Contamana, que beneficiará a 439 usuarios con 0.42 km de red primaria y 4,94 km de red secundaria, para el beneficio del distrito de Contamana (Obra culminada).

• Mejoramiento y Ampliación de Redes de Distribución Primaria, Secundaria y Conexiones Domiciliarias de la Localidad de Caballococha - Distrito Ramón Castilla, que beneficiará a 231 usuarios con 0,2 km de red primaria y 3,44 km de red secundaria, para el beneficio del distrito de Ramón Castilla (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución Primaria, Secundaria y Conexiones Domiciliarias de la Localidad de Nauta - Distrito Nauta, que beneficiará a 121 usuarios con 0.035 km de red primaria y 1,3 km de red secundaria, para el beneficio del distrito de Nauta (Obra culminada).

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San Martín • Proyectos FONER: “P.S.E. Bellavista II Etapa, “P.S.E. Moyobamba I Etapa y PSE

Yurimaguas II Etapa (Proyecto culminado). • Ampliación redes MT y BT de las localidades del tramo Jerillo – Roque (Proyecto

culminado). • Electrificación rural de las localidades José Pardo y Unión Campesina – Bellavista

(Proyecto culminado). • Electrificación rural de Nuevo Oriente y Perlamayo - San Fernando (Proyecto

culminado). • Interconexión Eléctrica Tarapoto-Yurimaguas (Inicio y ejecución de obra). • Central Hidroeléctrica Naranjos II de 6,4 MW. (Inicio y ejecución de Obra). • L.T. 138 kV Tocache - Bellavisa y Subestaciones - Saldo de Obra (En Ejecución). • Ampliación de Redes de Distribución de MT y BT de 14 Sectores poblacionales

de las Provincias de Rioja y Moyobamba, que beneficiará a 736 usuarios de las Provincias de Rioja y Moyobamba (Obra a culminarse en noviembre).

• Ampliación de Redes de Distribución de MT y BT de 13 Sectores poblacionales de los Distritos de Yurimaguas y Pongo Caynarachi, que beneficiará a 922 usuarios de los Distritos de Yurimaguas y Pongo Caynarachi (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución de MT y BT de 18 Sectores poblacionales del Distrito de la Banda de Shillcayo, que beneficiará a 2,746 usuarios del Distrito de la Banda de Shillcayo (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución de MT y BT de 13 Sectores poblacionales del Sistema Eléctrico Bellavista Sector II, que beneficiará a 502 usuarios del Sistema Eléctrico Bellavista (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución de MT y BT de 13 Sectores poblacionales de las Provincias de Moyobamba y Lamas, que beneficiará a 546 usuarios de las Provincias de Moyobamba y Lamas (Obra culminada).

• Ampliación de Redes de Distribución de MT y BT de 28 Sectores poblacionales de Sistema Electrico Bellavista Sector I, que beneficiará a 1,670 usuarios del Sistema Eléctrico Bellavista (Obra a culminarse en noviembre).

• Ampliación de Redes de Distribución de MT y BT de 20 Sectores poblacionales de los Distritos de Tarapoto, Morales, Cactachi y Sauce, que beneficiará a 1,085 usuarios del Sistema Eléctrico Bellavista (Obra culminada).

• Renovación de línea y redes por DMS de la zona urbana de las ciudades de Alto Amazonas y de la región San Martín (Inicio y ejecución de obra).

• Renovación de redes de los sectores periféricos de Tarapoto - II Etapa, Soritor - II Etapa y Nueva Cajamarca - II Etapa (En reformulación de Estudio Definitivo para ejecución de Obra).

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c. Principales logros esperados a obtener en el año 2011

1. Estructurales

• Optimización del proceso de toma de lectura de medidores en la actividad comercial.

• Implementación de Sistemas de Soporte de Decisiones y Sistemas de Información para Ejecutivos, tales como: − Sistema de Información Gerencial. − Sistema de Balanced Score Card (BSC). − Sistema de Análisis de datos utilizando la herramienta SPSS.

• Seguimiento y Control de la comercialización de CERS y VERS del Proyecto C.H. Naranjos II.

• Seguimiento y Control del Código de Buen Gobierno Corporativo (CBGC) y el Sistema de Control Interno (COSO).

• Implementación de Módulo Informático que brinde atención de la información requerida por el Portal del Estado Peruano y el Portal de Transparencia.

• Implementación del Programa de Responsabilidad Social Corporativa.

2. Actividad de Generación y Transmisión • Inicio del proceso de ampliación del parque de generación de la C.T. Iquitos en

20 MW. • Realizar el mantenimiento eficiente de los grupos de generación de Iquitos (Over

hault de Grupos Wärtsilä Nº 1 y 3) entre diciembre 2010 y enero 2011 y Servicios Menores (Contamana, Caballococha y Tamishiyacu), a través del cumplimiento del programa de mantenimiento 2011 y continuando con el análisis vibracional, termografía y ultrasonido en los equipos principales de generación, así como análisis de aceite lubricante y aceite dieléctrico de los transformadores de potencia.

• Instalación y puesta de servicio de Grupos nuevos de 500 KW. • Reforzamiento de los Sistemas de potencia en 60 KV en la Central Térmica y en

la Sub-Estación Santa Rosa. • Afianzamiento de la L.T. Tocache – Bellavista y Yurimaguas.

3. Actividad de Distribución

• Reducir el número de deficiencias por Distancia Mínima por Seguridad Pública (DMS).

• Reducir las deficiencias de alumbrado público. • Disminuir los valores de tiempo y frecuencia promedios de interrupción (DEK y

FEK). 4. Actividad de Comercial

• Incremento de la cobranza mensual al 80,00%. • Realizar el programa de control de cobranza para reducir la morosidad de 3 a 8

meses y de 9 a más meses. • Licitación de suministro de energía para el sistema aislado Iquitos (30 MW).


• Reducción sostenida de la pérdida de energía de 8,91% (al 30.30.10) a 8,33% al finalizar el año 2010.

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6. Inversiones

Loreto • Culminación de Obra: Mejoramiento alumbrado publico ciudad de Iquitos y

distritos. • Desarrollo de estudio de Pre-factibilidad de la C.H. Mazán 150 MW. • Inicio de la obra: Ampliación de la C.T. Iquitos 2x10 MW. • Inicio de la obra: Renovación de redes de distribución MT Salidas S-02 y S-10 de

la ciudad de Iquitos. • Inicio de la obra: Soterrado de AMT dentro de las Instalaciones de la CT Iquitos. • Inicio de 05 obras enmarcadas en el D.U. 116-2009 (Proyecto 507 II Etapa)

distritos de Iquitos, Punchana, Belén y San Juan Bautista, así como en las localidades de Contamana, Requena, Nauta y Caballococha.

• Inicio de la obra: Electrificación Cabo López-Distrito de Belén–Maynas–Loreto. • Inicio de la obra: Ampliación Eléctrica del AA.HH. Triunfo, Distrito de Belén –

Maynas – Loreto. • Inicio de la obra: Instalación de la Electrificación Integral en el Sector 4 - IV Etapa

09 de Octubre -Distrito de Belén – Maynas – Loreto. • Inicio de la obra: Subsanación de Deficiencias de Riesgos Alto de las Redes de

Distribución MT del Sistema Eléctrico Iquitos. San Martín • Inicio de obra: Renovación de redes de los sectores periféricos de Tarapoto - II

Etapa, Soritor - II Etapa y Nueva Cajamarca - II Etapa. • Inicio de 05 obras enmarcadas en el D.U. 116-2009 (Proyecto 507 II Etapa) en las

provincias de Picota, El Dorado, Mariscal Cáceres, Huallaga, Moyobamba, Lamas, San Martín, Alto Amazonas y Rioja.

• Culminación de obra: − Central Hidroeléctrica Naranjos II. − Interconexión Eléctrica: Tocache / Bellavista

Tarapoto / Yurimaguas. − Renovación de línea y redes por DMS de la zona urbana de las ciudades de

Alto Amazonas y de la región San Martín.

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II. LINEAS DE NEGOCIO DE LA EMPRESA

2.1. Descripción de las Líneas de negocio de la emp resa La actividad principal de Electro Oriente S.A. es prestar servicio de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica con el carácter de servicio público y de libre contratación dentro de su área de concesión.

2.2. Información cuantitativa de líneas de negocio de los años: Real año 2009, estimado año 2010, Previsto año 2011.

2006 2007 2008 2009 2010Estimado

2011Proyectado

Crecimiento(2011 - 2010)

%Variación

2011 / 2010

Clientes Regulados 138 859 150 691 161 239 172 341 188 465 201 437 12 972 6,88%

Clientes MT 540 583 660 692 755 807 52 6,92%

Clientes BT 138 316 150 105 160 576 171 646 187 707 200 627 12 920 6,88%

Clientes en Barra MT 3 3 3 3 3 3 - 0,00%

Crecimiento % 8,52% 7,00% 6,89% 9,36% 6,88%

Evolución de Clientes(Número )

Descripción

2006 2007 2008 2009 2010Estimado

2011Proyectado


%Variación

2011 / 2010

Venta de Energía Regulado MW.h 328 043 367 001 409 820 435 762 491 696 536 828 45 133 9,18%

Venta en MT MW.h 90 991 106 382 121 686 124 866 145 394 161 762 16 369 11,26%

Venta en BT MW.h 173 169 191 059 210 753 227 135 254 837 274 716 19 879 7,80%

Venta en Barra MT MW.h 63 883 69 560 77 380 83 762 91 465 100 350 8 885 9,71%

Crecimiento % 11,88% 11,67% 6,33% 12,84% 9,18%

Evolución de Venta de Energía(MW.h)

Descripción

Descripción 2006 2007 2008 2009 2010Estimado

2011Proyectado

Crecimiento(2011-2010)

%Variación

2011 / 2010

Facturación de Energía Regulado

Miles de S/. 144 457 180 407 221 568 226 933 278 648 247 006 (31 642) -11,36%

Facturación en MT Miles de S/. 32 589 32 288 39 582 35 260 54 908 53 193 (1 715) -3,12%

Facturación en BT Miles de S/. 87 427 86 222 99 478 93 886 130 679 131 874 1 195 0,91%

Facturación en Barra MT /1 Miles de S/. 16 236 17 722 20 497 19 893 16 119 17 904 1 785 11,07%

FOSE Miles de S/. 8 206 8 172 8 946 8 819 9 673 9 432 (241) -2,49%

Compensación SSAA ELOR Miles de S/. - 36 004 53 065 69 074 67 270 34 314 (32 956) -48,99%

Aporte Peaje Trans. Sec. SERSA Miles de S/. - - - - - 290

Crecimiento % 24,89% 22,82% 2,42% 22,79% -11,36%

/1 Incluye la facturación de Amazonas-Cajamarca

Evolución de la Facturación de Energía(Miles de S/.)

Plan Operativo 2011


Descripción 2006 2007 2008 2009 2010Estimado

2011Proyectado


%Variación

2011 / 2010

Producción Bruta + Compra 376 812 419 093 466 735 496 976 557 162 606 209 49 047 8,80%

Compra al SEIN 190 703

Producción Bruta ELOR MW.h 376 812 419 093 466 735 496 976 557 162 415 506 -141 656 -25,42%

Loreto MW.h 189 468 208 140 229 157 238 983 261 395 276 592 15 197 5,81%

Hidráulica MW.h - - - - - -

Térmica MW.h 189 468 208 140 229 157 238 983 261 395 276 592 15 197 5,81%

San Martín MW.h 126 635 144 929 163 498 177 472 206 609 41 376 (165 233) -79,97%

Hidráulica MW.h 32 248 35 980 39 102 44 955 35 000 35 000 - 0,00%

Térmica MW.h 94 387 108 949 124 396 132 517 171 609 6 376 (165 233) -96,28%

Amazonas MW.h 60 709 66 024 74 080 80 522 89 158 97 537 8 379 9,40%

Hidráulica MW.h 59 608 64 431 71 310 79 108 88 553 95 392 6 839 7,72%

Térmica MW.h 1 101 1 593 2 770 1 413 605 2 146 1 541 254,70%

Crecimiento % 11,22% 11,37% 6,48% 12,11% 8,80%

Producción Bruta de Energía(MW.h)

Plan Operativo 2011


III. PLAN OPERATIVO

3.1. Principales objetivos y metas del Plan Estraté gico – Mapa estratégico de la empresa.

V I S I Ó N Y M I S I Ó N

Satisfacer las necesidades de energía eléctrica de nuestros clientes,contribuyendo a mejorar su calidad de vida y el medio ambiente, con unalto sentido de responsabilidad social.

CLI

EN

TE

PR

OC

ES

O

INT

ER

NO

AP

RE

ND

IZA

JE Y

C

RE

CIM

IEN

TO

FIN

AN

CIE

RA

Ser reconocida como modelo de empresa eficiente y responsable.

Lograr una rentabilidad adecuada

Mejorar la imagen empresarial

Fortalecer la transparencia en la

gestión

Optimizar la gestión de la empresa

Fortalecer el desarrollo del personal y su

inherencia a los valores de la empresa

Fomentar la responsabilidad social y

la preservación del medio ambiente

Plan Operativo 2011


3.2. Relación entre los Objetivos del Plan Operativ o de la Empresa y los Objetivos

del Plan Estratégico de la Empresa, de FONAFE y del Sector.

Promover la preservación y conservación delmedio ambiente por parte de las empresas delsector Energía y Minas, en el desarrollo de lasdiferentes actividades sectoriales fomentando lasrelaciones armoniosas enter las empresas delsector energético y la sociedad civil.

Mejorar la protección a la población

Fomentar laresponsabilidad social y lapreservación del medioambiente

Promover la transparenciaen la gestión de lasempresas del holding yencargos

Contar con una organización transparente,eficiente eficaz y descentralizada, que permita elcumplimiento de su misión a través de procesossistematizados e informatizados, con personalmotivado y altamente calificado y con una culturade planeamiento y orinetación a un servicio decalidad al usuario.

Generar confianza a la inversión /Asegurar la autonomía ytransparencia institucional

Fortalecer la transparenciaen la gestión



Objetivos Estratégicos FONAFE

Fortalecer la actividadempresarial del Estado

Fortalecer la imagen institucional /Mejorar la protección a la población /Desarrollar un proceso integrado decomunicación oportuna y derelacionamiento con los grupos deinterés

Objetivos Estratégicos MINEM

Promover el desarrollo sostenible y competitivo delsector energético, priorizando la inversión privada yla diversificiación de la matriz energética; a fin deasegurar el abastecimiento de los requerimientosde energía en forma eficiente y eficaz paraposibilitar el desarrollode las actividadesproductivas y la mejora de las condciones de vidade la población.


Lograr una rentabilidadadecuada

Generar valor mediante lagestión eficiente de lasempresas del holding yencargos

Impuslsar un abastecimientoenergético suficiente, eficiente y decalidad / Mejorar los procesos desoporte / Contribuir a la mejora de lagestión de las empresas menoseficientes que supervisamos /Implementar sistemas de TIC quesoporten los procesos

Contar con capital humano de altodesempeño / Implementar sistemasde TIC que soporten los procesos

Objetivos EstratégicosElectro Oriente S.A.

Reforzar los valores, lacomunicación y eldesarrollo del personal

Fortalecer el desarrollo delpersonal y su inherencia alos valores de la empresa

Fortalecer la imagen de lacorporación FONAFE

Optimizar la gestión de laempresa

Mejorar la imagenempresarial

Objetivos Estratégicos OSINERGMIN

Incrementar la eficiencia en el uso delos recursos

Plan Operativo 2011


CUADRO Nº 1 OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL FONDO NACIONAL DE FINANCIAMIENTO DE LA ACTIVIDAD EMPRESARIAL DEL ESTADO (FONAFE)

CUADRO Nº 2 OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MINEM)

LITERAL OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE FONAFE

A Generar valor mediante la gestión eficiente de las empresas del holding

y encargos.

B Fortalecer la actividad empresarial del estado.

C Fortalecer la imagen de la corporación FONAFE.

D Reforzar los valores, la comunicación y el desarrollo del personal.

E Promover la transparencia en la gestión de las empresas del holding y

encargos.

LITERAL OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL MINEM

I

Promover el desarrollo sostenible y competitivo del sector energético, priorizando la

inversión privada y la diversificación de la matriz energética; a fin de asegurar el

abastecimiento de los requerimientos de energía en forma eficiente y eficaz para posibilitar

el desarrollo de las actividades productivas y la mejora de las condiciones de vida de la

población.

II Promover el desarrollo sostenible, racional y competitivo del sector minero, priorizando la

inversión privada y fomentando las relaciones armoniosas entre las empresas del sector

minero y la sociedad civil.

III Promover la preservación y conservación del medio ambiente por parte de las empresas del

sector energía y minas, en el desarrollo de las diferentes actividades sectoriales fomentando

las relaciones armoniosas entre las empresas del sector energético y la sociedad civil.

IV

Contar con una organización transparente, eficiente, eficaz y descentralizada, que permita el

cumplimiento de su misión a través de procesos sistematizados e informatizados, con

personal motivado y altamente calificado y con una cultura de planeamiento y orientación a

un servicio de calidad al usuario.

Plan Operativo 2011


CUADRO Nº 3 OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DEL ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA (OSINERGMIN)

LITERAL OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE OSINERGMIN

C1 Impulsar un abastecimiento energético suficiente, eficiente y de calidad

C2 Fortalecer la imagen institucional

C3 Generar confianza a la inversión

C4 Mejorar la protección a la población

F1 Incrementar la eficiencia en el uso de recursos

P1 Optimizar los procesos de supervisión y fiscalización

P2 Optimizar los procesos de regulación tarifaria

P3 Optimizar la resolución de controversias, reclamos, denuncias y sanciones

P4 Mejorar el marco normativo para impulsar el abastecimiento de energía

P5 Asegurar la autonomía y transparencia institucional

P6 Desarrollar un proceso integrado de comunicación oportuna y de relacionamiento con los grupos de interés

P7 Mejorar los procesos de soporte

P8 Contribuir a la mejora de la gestión de las empresas menos eficientes que supervisamos

A1 Contar con capital humano de alto desempeño

A2 Implementar Sistemas de TIC que soporten los procesos

Plan Operativo 2011


3.3. Plan Operativo: Avance de Indicadores al III T rimestre y estimación al cierre del

año 2010.

RESULTADO REAL Meta al Cumplimiento Meta

2005 2006 2007 2008 2009 Al III Trim III Trim. Estimada

2010

I. Aportar valor a los clientes

Lograr y mantener altos estándares de calidad en elservicio eléctrico

Ampliar la cobertura del servicio 1Duración Equivalente deInterrupción (DEK) horas CR 15,79 14,18 14,46 33,66 36,75 112,48 158,24 100% 217,92

Garantizar eficientemente la oferta de energía ypotencia

II. Lograr rentabilidad sostenida

Incrementar la rentabilidad2 Margen Operativo % CI -4,07% -9,27% 2,44% 5,38% 9,83% -0,01% 2,13% 0,0% 4,97%

Optimizar la aplicación y utilización de recursos

Reducir el riesgo operacional minimizando lascontingencias

Mantener el equilibrio económico y financiero

3 Tasa de Pérdidas enDistribución (acumulada 12 meses)

% CR 11,38% 10,54% 10,27% 9,83% 9,72% 9,03% 9,03% 100,0% 9,00%

III. Lograr la modernización y fortalecimiento empr esarial

Implementar soluciones tecnológicas

Mejorar la infraestructura orientada al cliente y altrabajador

Implementar herramientas de gestión estratégica

Fortalecer el control de gestión 4Cumplimiento de Emisión deInformes de Evaluación deGestión Empresarial

% CI - 50% 100% 100% 100% 100% 100% 100,0% 100%

Mejorar el marco legal de la actividad eléctrica

Implementar la investigación y el desarrollo continuode buenas prácticas

Desarrollar un sistema de comparación continua conestándares nacionales e internacionales, en aspectosclaves del negocio

IV. Reforzar la cultura, comunicación y el desarrol lo de capacidades del personal

Desarrollar las política que establezcan la culturaempresarial de Electro Oriente y difundirlasadecuadamente

Fortalecer la comunicación al interior de laorganización

5Horas de Capacitación porTrabajador

horas / trabajador

CI 2,33 7,83 5,04 6,71 11,00 8,12 7,80 100,0% 9,00

Establecer mecanismos para el desarrollo delpersonal

V. Fortalecer la imagen institucional

Promover la imagen de la empresa 6Cumplimiento del PlanComunicacional de ElectroOriente S.A.

% CI - 30% 100% 100% 100% 100% 100% 100,0% 100%

CI: Continuo de Incremento NIVEL DE CUMPLIMIENTO ==> 83,3%CR: Continuo de Reducción

OBJETIVOS GENERALES Unidad TipoINDICADORES

Resultado

Plan Operativo 2011


3.4. Objetivos del Plan Operativo 2011

Electro Oriente se propone llevar adelante su Misión y buscar el logro de su Visión, mediante la consecución de los siguientes objetivos estratégicos: 1. Lograr una rentabilidad adecuada

Generar rentabilidad sostenidamente y atraer los recursos necesarios para las inversiones requeridas.

2. Mejorar la imagen empresarial Lograr el posicionamiento en la población y en las entidades relacionadas, quienes deben percibir que Electro Oriente es una empresa eficiente y segura, con altos estándares éticos y morales; que contribuyan al progreso y desarrollo para nuestros clientes y la región en su conjunto.

3. Fomentar la responsabilidad social y la preserva ción del medio ambiente Promover los usos productivos de la energía eléctrica que den valor agregado a recursos disponible de cada zona; así como, fomentar entre el personal de la empresa una actitud de liderazgo en la protección y preservación del medio ambiente.

4. Optimizar la gestión de la empresa

Desarrollar sistema de administración estratégica, que propicie el uso de herramientas especializadas para el control de gestión de la empresa.

5. Fortalecer el desarrollo del personal y su inher encia a los valores de la

empresa Implantar una sólida cultura empresarial, propiciando actividades de desarrollo personal, para aumentar la confianza y la comunicación entre los trabajadores.

6. Fortalecer la transparencia de la gestión

Promover la transparencia de la gestión utilizando todos los canales de comunicación.

Plan Operativo 2011


3.5. Indicadores y metas del Plan Operativo.

Resultado Real Estimado Proyectado

2007 2008 2009 2010 2011

I. Lograr una rentabilidad adecuada

1 Rentabilidad Patrimonial - ROE % CI 1,20 2,04 3,78 0,84 3,01

Tener una rentabilidad sostenida 2 Rentabilidad de la Inversión - ROA % CI 1,84 3,46 5,59 1,48 2,56

3 Margen Operativo % CI 3,74 6,33 11,08 2,95 5,43

Mantener el equilibrio económico4 Indice de Cobrabilidad % CI 72,82 72,38 74,37 75,15 75,95

5 Eficiencia Administrativa % CR 6,58 5,74 6,52 5,70 5,00

Reducir el riesgo operacional6 Indice de Pérdidas de Energía % CR 10,27 9,83 9,72 9,50 8,76

7 Nivel de Accidentabilidad número CR 0 1 1 0 0

II. Mejorar la imagen empresarial

8Duración Promedio de Interrupciones del Sistema -SAIDI

horas CR 13,66 32,93 57,59 38,11 32,44

9Frecuencia Promedio de Interrupciones del Sistema -SAIFI

veces CR 16 29 40 32,57 27,77

Mejorar la satisfacción del cliente10 Gestión de Reclamos % CI 98,75 99,08 99,57 99,65 99,73

11 Grado de Satisfacción del Cliente % CI s/i s/i s/i 37,00 43,00

Mejorar la cobertura del servicio 12 Coeficiente de Electrificación % CI 63,42 66,62 68,72 78,97 82,75

III. Fomentar la responsabilidad social y la preserv ación del medio ambiente

Promover los usos productivos de laenergía eléctrica

13Actividades Promovidas para uso Productivo queIncrementen el Consumo de Energía

% CI s/i s/i s/i 100 100

IV. Optimizar la gestión de la empresa

14Implementación del Sistema de Control Interno -COSO

% CI s/i s/i s/i 100 100

Fortalecer el control de gestiónempresarial

15Implementación del Código de Buen GobiernoCorporativo - CBGC

% CI s/i s/i s/i 100 100

16 Procesos Certificados y Recertificados % CI s/i s/i s/i 100 100

V. Fortalecer el desarrollo del personal y su inher encia a los valores de la empresa

Fortalecer valores empresariales 17 Eventos de Difusión y Evaluación de Valores % CI s/i s/i s/i 100 100

Fortalecer sistema de comunicacióninterna

18 Mecanismos de Comunicación % CI s/i s/i s/i 100 100

Fortalecer al desarrollo del personal 19 Cumplimiento del Plan de Capacitación % CI s/i s/i 96 100 100

VI. Fortalecer la transparencia en la gestión

Cumplir con la directiva detransparencia

20Grado de Cumplimiento de la Directiva deTransparencia

% CI 83,47 88,66 98,29 100 100

CI: Continuo de IncrementoCR: Continuo de Reducción

OBJETIVOS GENERALES Unidad TipoINDICADOR

Plan Operativo 2011


Indicador 1 RENTABILIDAD PATRIMONIAL (ROE)

Fundamento

Este indicador nos muestra el rendimiento del patrimonio de la empresa. Se trata de obtener un resultado del ejercicio positivo que permita cumplir el objetivo de lograr una mejor posición financiera entre las empresas del sector eléctrico.

Ámbito del desempeño

Rendimiento.

Tipo de indicador Continuo de incremento.

Unidad Porcentaje.

Áreas involucradas Todas las áreas de la empresa.

Forma de cálculo

100 x anterior año del cierre al Patrimonio Total

Neta Pérdida o Utilidad

Consideración: - El cálculo corresponde al valor final acumulado alcanzado al período de la

medición y evaluación, respecto al total patrimonio al cierre del año anterior.

Fuente auditable Estados Financieros Auditados del ejercicio para el informe final. Formatos del Estado de Pérdidas y Ganancias (Formato 3E) y Balance General (Formato 2E) para los reportes parciales.

Datos históricos 2008: 2.04 2009: 3.78 2010: 0.84

Meta para el año 2011 2011: 3.01

Metas parciales

Al Trimestre I. Trimestre: 1.01 II. Trimestre: 1.95 III. Trimestre: 2.65 IV. Trimestre: 3.01

Del Trimestre I. Trimestre: 1.01 II. Trimestre: 0.94 III. Trimestre: 0.70 IV. Trimestre: 0.37

Interpretación literal Durante el periodo 2011 se estima en 3,01% de rentabilidad del patrimonio, de acuerdo a los resultados económicos del ejercicio proyectado.

Frecuencia de reporte al FONAFE

Trimestral.

Plan Operativo 2011


Indicador 2 RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN (ROA)

Fundamento

Este indicador nos muestra el rendimiento del activo de la empresa. Se trata de obtener un resultado del ejercicio positivo que permita cumplir el objetivo de lograr una mejor posición financiera entre las empresas del sector eléctrico.


Rendimiento.


Unidad Porcentaje.


Forma de cálculo

100 x anterior año del cierre al ActivoTotal

Operativa Pérdida o Utilidad

Consideración:

- El cálculo corresponde al valor final acumulado alcanzado al período de la medición y evaluación, respecto al total activo al cierre al año anterior.

Fuente auditable Estados Financieros Auditados del ejercicio para el informe final. Formatos del Estado de Pérdidas y Ganancias (Formato 3E) y Balance General (Formato 2E) para los reportes parciales.



Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2011 se estima en 2.56% de rentabilidad del activo, de acuerdo a los resultados económicos del ejercicio proyectado.


Trimestral.

Plan Operativo 2011


Indicador 3 MARGEN OPERATIVO Fundamento Mide el porcentaje de los ingresos totales que no se destinan a gastos

operativos. La racionalización del gasto operativo permitirá el incremento del margen operativo a niveles mayores a los obtenidos en períodos anteriores.

Ámbito del desempeño Costo.


Unidad Porcentaje.


Forma de cálculo

100 x Brutos Ingresos TotalOperativa Pérdida o Utilidad

Consideración: - El cálculo corresponde al valor final acumulado alcanzado al período de

la medición y evaluación.

Fuente auditable Estados Financieros Auditados del ejercicio para el informe final y formato del Estado de Pérdidas y Ganancias (formato 3E) para los reportes parciales.



Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2011 se estima en 5.43% de margen operativo, de acuerdo a los resultados económicos del ejercicio proyectado.


Trimestral.

Plan Operativo 2011


Indicador 4 INDICE DE COBRABILIDAD Fundamento

Mide el porcentaje de cobranza por consumo de energía eléctrica.


Eficiencia operacional.


Unidad Porcentaje.

Áreas involucradas Dpto. Comercial de Loreto y San Martín. Servicios Eléctricos de Loreto. Unidad Operativa de San Martín.

Forma de cálculo

100 x Total nFacturació

Total Cobranza

Consideración:

- Se considera a Loreto y San Martín. - El cálculo corresponde al valor final acumulado alcanzado al período de la

medición y evaluación. - No se considera los siguientes ingresos:

� FOSE � Ley de Compensación Eléctrica � Venta en Barra de Media Tensión a SERSA, Electronorte y EMSEU.

Fuente auditable Información estadística reportada por el área comercial.


Meta para el año 2011 2011: 75.95

Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2011 se debe alcanzar la cobrabilidad en 75.95%.


Trimestral.

Plan Operativo 2011


Indicador 5 EFICIENCIA ADMINISTRATIVA

Fundamento Persigue la eficiencia de los Gastos Administrativos.

Ámbito del desempeño Control de Costos.

Tipo de indicador Continuo de reducción.

Unidad Porcentaje

Áreas involucradas Dpto. de Finanzas. Oficina de Administración San Martín.

Forma de cálculo

100 x Brutos Ingresos Total

iónAdinistrac de Gastos

Consideración:

- Se considera a Loreto y San Martín.

Fuente auditable Estados Financieros Auditados del año 2011 para el Informe Final y el formato del Estado de Pérdidas y Ganancias (Formato 3E) para los reportes parciales.



Metas Parciales

Al Trimestre I. Trimestre : 4.88 II. Trimestre : 4.90 III. Trimestre : 4.94 IV. Trimestre : 5.00


Interpretación literal Para el periodo 2011, la eficiencia administrativa se estima reducir a 5.00%.


Trimestral.

Plan Operativo 2011


Indicador 6 INDICE DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

Fundamento Mide el volumen de energía que es distribuida y no facturada.

Ámbito del desempeño Costo.


Valor de referencia 8,76%.

Unidad Porcentaje.

Áreas involucradas

Dpto. de Control de Pérdidas y Calidad de Servicio Loreto y San Martín. Dpto. de Distribución Loreto y San Martín. Dpto. Comercial Loreto y San Martín. Servicios Eléctricos de Loreto. Unidades Operativas de San Martín.

Forma de cálculo

( )

100 x osDistribuid kW.hFacturados kW.h - osDistribuid kW.h

Consideración:

- Se considera la energía distribuida solamente a clientes en Loreto y San Martín.

- No considera la venta en barra de media tensión como venta de distribución.

Fuente auditable Información estadística que se reporta a OSINERGMIN.

Datos históricos

2004: 11.91 2005: 11.38 2006: 10.54 2007: 10.27 2008: 9.80 2009: 9.72 2010: 9.50


Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2011 se estima alcanzar el 8.76% de pérdidas de energía en distribución.


Trimestral.

Plan Operativo 2011


Indicador 7 NIVEL DE ACCIDENTABILIDAD

Fundamento

Estable sistemas de seguimiento y control de la accidentabilidad de la empresa, con el objeto de extraer información precisa para el conocimiento y mejora del nivel de seguridad en las áreas de trabajo.

Ámbito del desempeño Dpto. de Prevención de Riesgo y Medio Ambiente

Tipo de indicador Continuo de incremento

Unidad Numero

Áreas Involucradas Dpto. de Prevención y Medio Ambiente.

Forma de cálculo Número de Accidentes Fatales Ocurridos

Fuente auditable Información estadística que se remite a OSINERGMIN.

Datos históricos 2007: 0 2008: 1 2009: 1 2010: 0

Meta para el año 2011 2011: 0 Metas parciales Al Trimestre

I. Trimestre: 0 II. Trimestre: 0 III. Trimestre: 0 IV. Trimestre: 0

Del Trimestre


Frecuencia de reporte al FONAFE Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se tiene prevista cero accidentes fatales.

Plan Operativo 2011


Indicador 8 DURACIÓN PROMEDIO DE INTERRUPCIONES DEL SISTEMA - S AIDI

Fundamento Mide el tiempo promedio (horas ) o duración de interrupciones por usuario, dentro del periodo considerado.

Considera: Restricciones no programadas y programadas.

Ámbito del desempeño Costo y calidad del servicio.


Unidad Horas.

Áreas involucradas Dpto. de Generación Loreto y San Martín. Dpto. de Distribución Loreto y San Martín.

Forma de cálculo

( )

Usuarios Total

Horas enónInterrupci la de Duración x AfectadosUsuarios∑

Consideración :

- Para la determinación del indicador se consideran a Loreto y San Martín.

Fuente auditable Información Técnica

Datos históricos

2007: 13.66 2008: 32.93 2009: 57.59 2010: 38.11

Meta para el año 2011 2011: 32.44.

Metas parciales

Al Trimestre

I. Trimestre: 36.69 II. Trimestre: 35.28 III. Trimestre: 33.86 IV. Trimestre: 32.44


Interpretación literal Durante el periodo 2011 el sistema de distribución de la empresa no debe ser interrumpido en más de 32 horas con 44 minutos.

Frecuencia de reporte al FONAFE Trimestral.

Plan Operativo 2011


Indicador 9 FRECUENCIA PROMEDIO DE INTERRUPCIONES DEL SISTEMA - SAIFI

Fundamento

Mide el número promedio (veces ) o frecuencia de interrupciones que ha sido afectada a nivel usuario, dentro del periodo considerado.

Considera: Restricciones no programadas y programadas en las salidas o alimentadores por causa de generación y distribución.

Ámbito del desempeño Costo y calidad del servicio.


Unidad Número.

Áreas involucradas Dpto. de Generación Loreto y San Martín. Dpto. de Distribución Loreto y San Martín.

Forma de cálculo

( )Usuarios Total

onesInterrupci de Número x AfectadosUsuarios∑

Consideración: Para la determinación del indicador se consideran a Loreto y San Martín.

Fuente auditable Información Técnica

Datos históricos

2007: 16 2008: 29 2009: 40 2010: 32.57

Meta para el año 2011 2011: 27.77

Metas parciales



Interpretación literal Durante el periodo 2011 la totalidad de potencia instalada (KVA) del sistema de distribución de la empresa no debe ser interrumpido en más de 27.77 veces.

Frecuencia de reporte al FONAFE Trimestral.

Plan Operativo 2011


Indicador 10 GESTIÓN DE RECLAMOS Fundamento Implementar un Sistema de Gestión de Reclamos accesible, de respuesta

inmediata y eficiente, en búsqueda de la satisfacción total del cliente.

Ámbito del desempeño Calidad del Servicio.


Unidad Porcentaje

Áreas Involucradas Dpto. Comercial.

Forma de cálculo ( )

100 x sPresentado Reclamos N

AtendidosReclamos de N

°°

Consideraciones: El Dpto. Comercial alcanzará la información de Reclamos Atendidos y de Reclamos Presentados.

Fuente auditable Formato de Evaluación de Gestión de Reclamos.

Datos históricos 2007: 98.75 2008: 99.08 2009: 99.57 2010: 99.65

Meta para el año 2011 2011: 99.73

Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre


Frecuencia de reporte al FONAFE Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará cumplir al 99.73% la meta planteada del gestión de reclamos.

Plan Operativo 2011


Indicador 11 GRADO DE SATISFACCIÓN DEL CLIENTE

Fundamento Con el fin de mejorar la satisfacción del cliente se debe obtener información para medir y evaluar el grade de satisfacción del cliente del servicio de energía eléctrica.

Ámbito del desempeño Calidad del Servicio.


Unidad Porcentaje

Áreas Involucradas Dpto. Comercial.


100 x sEncuestado Clientes N

Satisfecho Clientes de N

°°

Consideraciones: El Dpto. Comercial alcanzará la información de clientes satisfechos y clientes encuestados.

Fuente auditable Formato de Evaluación del Grado de Satisfacción del Cliente.

Datos históricos 2010: 37.00

Meta para el año 2011 2011: 43.00

Metas parciales Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará cumplir al 43.00% la meta planteada del grado de satisfacción del cliente.

Plan Operativo 2011


Indicador 12 COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN

Fundamento

Determinar el coeficiente de electrificación, en función a la información obtenida, para el seguimiento y control en búsqueda de alcanzar el nivel indicado en la meta propuesta.

Ámbito del desempeño Cobertura del Servicio.


Unidad Porcentaje

Áreas Involucradas Dpto. Comercial, Dpto. Proyectos e Ingeniería y el Dpto. de Prevención de Riesgos y Medio Ambiente.


x100concesión la de Población

familia por personas de número x Clientes de Número

Consideraciones:

El Dpto. de Proyecto e Ingeniería alcanzará la información población de la concesión.

Fuente auditable

Datos históricos 2007: 63.42 2008: 66.62 2009: 68.72 2010: 78.97

Meta para el año 2011 2011: 82.75

Metas parciales

Al Trimestre


Del Trimestre



Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará alcanzar el 82.75% de coeficiente de electrificación.

Plan Operativo 2011


Indicador 13 ACTIVIDADES PROMOVIDAS PARA USO PRODUCTIVO QUE INCREMENTEN EL CONSUMO DE ENERGÍA

Fundamento La implementación de actividades para promover los usos productivos de la energía eléctrica, permitirá que se incremente el consumo de energía eléctrica con responsabilidad social y preservación del medio ambiente.

Ámbito del desempeño Responsabilidad Social y Prevención del Medio Ambiente.


Unidad Porcentaje

Áreas Involucradas Dpto. de Planeamiento y Desarrollo, Imagen Institucional y Medio Ambiente y el Dpto. Comercial.

Forma de cálculo 100 x

sProgramada es Actividadde NdasImplementa es Actividadde N

°°

Consideraciones: El Dpto. Comercial alcanzará el programa referente a las Actividades Promovidas para Uso Productivo que Incrementen el Consumo de Energía.

Fuente auditable Formato de Evaluación del Grado de Satisfacción del Cliente.

Datos históricos 2010: 100

Meta para el año 2011 2011: 100



Del Trimestre



Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará cumplir el cumplimiento del “Programa de Actividades Promovidas para Uso Productivo que Incrementen el Consumo de Energía”.

Plan Operativo 2011


Indicador 14 IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL INTERNO - COSO Fundamento La implementación del Sistema de Control Interno – COSO, permitirá

fortalecer el control de la gestión empresarial.

Ámbito del desempeño Control de Gestión.


Unidad Porcentaje

Áreas Involucradas Todas las áreas de la empresa.

Forma de cálculo

100 x sProgramada es Actividadde N

dasImplementa es Actividadde N

°°

Consideraciones:

- La Gerencia de Administración y Finanzas, alcanzará el Plan de Implementación del Sistema de Control Interno – COSO, programando actividades de manera mensual. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.

- En caso de que alguna actividad no fuera realizado se indicará los motivos por el cual no se cumplió.

Fuente auditable Plan de Implementación del Sistema de Control Interno – COSO.





Del Trimestre



Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará el cumplimiento del Plan de Implementación del Sistema de Control Interno al 100%.

Plan Operativo 2011


Indicador 15 IMPLEMENTACIÓN DEL CÓDIGO DE BUEN GOBIERNO

CORPORATIVO - CBGC Fundamento La implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo - CBGC,

permitirá fortalecer el control de la gestión empresarial.



Unidad Porcentaje


Forma de cálculo


dasImplementa es Actividadde N

°°

Consideraciones:

- La Gerencia de Administración y Finanzas, alcanzará el Plan de Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo – CBGC, programando actividades de manera mensual. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Plan de Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo – CBGC.





Del Trimestre



Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará el cumplimiento del Plan de Implementación del Código de Buen Gobierno Corporativo al 100%.

Plan Operativo 2011


Indicador 16 PROCESOS CERTIFICADOS Y RECERTIFICADOS

Fundamento La implementación de procesos certificados y recertificados, permitirá fortalecer el control de la gestión empresarial así como su optimización.



Unidad Porcentaje


Forma de cálculo

100 x sProgramada adosRecertific o osCertificad Procesos de N

adosRecertific o osCertificad Procesos de N

°°

Consideraciones:

- El Dpto. de Planeamiento y Desarrollo de la Gerencia de Desarrollo Empresarial, alcanzará el Programa de Procesos Certificados y Recertificado, con actividades de manera mensual. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Programa de Procesos Certificados y Recertificados.





Del Trimestre



Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará el cumplimiento del Programa de Procesos Certificados y Recertificados al 100%.

Plan Operativo 2011


Indicador 17 EVENTOS DE DIFUSIÓN Y EVALUACIÓN DE VALORES Fundamento Fortalecer los valores empresariales a través de la difusión de los valores

consignados en el Plan Estratégico 2009-2013 y su asegurar su entendimiento a través de evaluaciones permanentes.

Ámbito del desempeño Valor empresarial.


Unidad Porcentaje

Áreas Involucradas Oficina de Imagen Institucional y Dpto. de Recursos Humanos.

Forma de cálculo 100 x

sProgramada es Actividadde NRealizadas es Actividadde N

°°

Consideraciones: - La Oficina de Imagen Institucional y el Dpto. de Recursos Humanos

alcanzarán un programa de actividades mensualizado referente a los eventos de difusión y evaluación de valores empresariales. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Programa de Difusión y Evaluación de Valores Empresariales.





Del Trimestre



Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará dar cumplimiento al 100% el Programa de Difusión y Evaluación de Valores.

Plan Operativo 2011


Indicador 18 MECANISMOS DE COMUNICACIÓN Fundamento Fortalecer el sistema de comunicación interna, desarrollando la estrategia

y los mecanismos de comunicación necesaria, obteniendo el enriquecimiento de la relación entre todos los trabajadores de la empresa.

Ámbito del desempeño Valor Empresarial.


Unidad Porcentaje

Áreas Involucradas Of. Imagen Institucional y Dpto. de Recursos Humanos.

Forma de cálculo


Realizadas es Actividadde N

°°

Consideraciones: - La Of. de Imagen Institucional y el Dpto. de Recursos Humanos

alcanzarán un programa de actividades mensualizado referente a la implementación de mecanismos de comunicación interna. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Programa de Comunicación Interna.





Del Trimestre


Frecuencia de report e al FONAFE

Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará dar cumplimiento de la Implementación del Programa de Mecanismos de Comunicación al 100%.

Plan Operativo 2011


Indicador 19 CUMPLIMIENTO DEL PLAN DE CAPACITACIÓN Fundamento El Plan de Capacitación es una de las bases más importantes para el

desarrollo de la empresa y sus trabajadores.

Ámbito del desempeño Desarrollo del Personal.


Unidad Porcentaje

Áreas Involucradas Dpto. de Recursos Humanos y demás áreas de la empresa.

Forma de cálculo

100 x sProgramada es Actividadde Número

dasImplementa es Actividadde Número

Consideraciones: - El Dpto. de Recursos Humanos alcanzará el Plan de Capacitación,

programando actividades de manera mensual. Al cierre del mes alcanzará el listado de las actividades que se ha ejecutado.


Fuente auditable Plan de Capacitación.





Del Trimestre



Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará el cumplimiento del Plan de Capacitación al 100%.

Plan Operativo 2011


Indicador 20 GRADO DE CUMPLIMIENTO DE LA DIRECTIVA DE TRANSPAREN CIA Fundamento El establecimiento del Ranking Corporativo de Transparencia por parte de

FONAFE, es una herramienta fundamental para construir la cultura empresarial basada en una gestión confiable.

Ámbito del desempeño Transparencia en la Gestión.


Unidad Porcentaje

Áreas Involucradas Dpto. Planeamiento y Desarrollo.

Forma de cálculo Puntaje promedio del Ranking Corporativo

de Transparencia de FONAFE vigente Consideraciones: El Dpto. de Planeamiento y Desarrollo alcanzará el Ranking Corporativo de Transparencia de FONAFE.

Fuente auditable Políticas elaboradas e Informe de Difusión.





Del Trimestre



Trimestral

Interpretación Literal Durante el periodo 2011 se logrará cumplir al 100% la directiva de transparencia de FONAFE.

Documents

PLAN OPERATIVO 2011 - peru.gob.pe