OFICIO SIED Nro. 004-2015/GCS/ADINELSA Firmado Digitalmente por: ROJAS BAL TAZAR Juan Josa Fecha: 2015.04-15 21 :13:57 COT Motivo: SOY AUTOR DEL DOCUMENTO Ubicación: UMAIPERU adinelsa EMPRESA DE ADMINISTRACIÓN DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA S.A. "AL SERVICIO DE LA ELECTRIFICACION RURAL" San Juan de Miraf/ores, 15 de abril de 2015 GG-///-2015ADINELSA Señora: PATRICIA ISABEL ELLIOT BLAS. Directora fjecutíva (e) Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial de! Estado - FONAFE Presente.- Asunto: Evaluación Presupuesta/ de ADJNELSA al 3110312015. De nuestra mayor consideración: www.adinelsa.com.pe Es grato dirigimos a usted, con la finalidad de hacerle llegar, de conformidad con lo establecido en la Directiva de Gestión, los formatos correspondientes a la evaluación presupuesta! al 3110312015. Formato 1 E : Perfil Formato 2E : Estado de la situación financiera. Formato 3E : Esiado de resultados integrales. Formato 4E : Presupuesto de ingresos y egresos. Formato 5E : Flujo de Caja. Formato 6E · Endeudamiento. Formato 7E : Gastos de Capital. Formato 9E : Saldo de Caja, Depósitos, Colocaciones e Inversiones Formato 10E : Plan Operativo Formato 11 E : Dietas. Formato 12E : Fichas de proyectos de inversión. Data relevante que contenga información operativa y anexos. Asimismo estamos anexando el Informe de Evaluación Financiera y Presupuesta/ ( 62 páginas), elaborado de acuerdo con e/ modelo aprobaáo para el presente período, remitido con Oficio Circular N° 013-2014/GOIFONAFE. Sin otro asunto en particular, le manifestamos nuestra especial consideración y alta estima persone!. Atentamente, PROLONGACIÓN PEDRO MIOTIA Nº 421 - SAN JUAN DE MIRAFLORES - LIMA 29 217-2000 FAX: 466-6666 Correo Electrónico: [email protected]
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Firmado Digitalmente por: ROJAS BAL TAZAR Juan … DE DIRECTORI… · Resumen Ejecutivo ADINELSA es la empresa administradora de la infraestructura eléctrica rural ejecutada por
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OFICIO SIED Nro. 004-2015/GCS/ADINELSA Firmado Digitalmente por: ROJAS BAL TAZAR Juan Josa Fecha: 2015.04-15 21 :13:57 COT Motivo: SOY AUTOR DEL DOCUMENTO Ubicación: UMAIPERU
adinelsa EMPRESA DE ADMINISTRACIÓN DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA S.A.
"AL SERVICIO DE LA ELECTRIFICACION RURAL"
San Juan de Miraf/ores, 15 de abril de 2015
GG-///-2015ADINELSA
Señora: PATRICIA ISABEL ELLIOT BLAS. Directora fjecutíva (e) Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial de! Estado - FONAFE Presente.-
Asunto: Evaluación Presupuesta/ de ADJNELSA al 3110312015.
De nuestra mayor consideración:
www.adinelsa.com.pe
Es grato dirigimos a usted, con la finalidad de hacerle llegar, de conformidad con lo establecido en la Directiva de Gestión, los formatos correspondientes a la evaluación presupuesta! al 3110312015.
Formato 1 E : Perfil Formato 2E : Estado de la situación financiera. Formato 3E : Esiado de resultados integrales. Formato 4E : Presupuesto de ingresos y egresos. Formato 5E : Flujo de Caja. Formato 6E · Endeudamiento. Formato 7E : Gastos de Capital. Formato 9E : Saldo de Caja, Depósitos, Colocaciones e Inversiones Formato 10E : Plan Operativo Formato 11 E : Dietas. Formato 12E : Fichas de proyectos de inversión. Data relevante que contenga información operativa y anexos.
Asimismo estamos anexando el Informe de Evaluación Financiera y Presupuesta/ ( 62 páginas), elaborado de acuerdo con e/ modelo aprobaáo para el presente período, remitido con Oficio Circular N° 013-2014/GOIFONAFE.
Sin otro asunto en particular, le manifestamos nuestra especial consideración y alta estima persone!.
Atentamente,
PROLONGACIÓN PEDRO MIOTIA Nº 421 - SAN JUAN DE MIRAFLORES - LIMA 29 217-2000 FAX: 466-6666 Correo Electrónico: [email protected]
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INFORME DE EVALUACION
FINANCIERA Y PRESUPUESTAL
AL 31 DE MARZO 2015
EMPRES.ñ. DE /~DM'NISTRAC!ON !NFRAESTRUCTURP. ELECTRICA
Informe Ejecutivo de Evaluación Financiera y Presupuestaria
Resumen Ejecutivo
ADINELSA es la empresa administradora de la infraestructura eléctrica rural ejecutada por el Estado, en zonas fuera del área de concesión de las empresas distribuidoras. Dicha infraestructura está constituida por Centrales Hidroeléctricas, Grupos Térmicos, Centrales Eólicas, Pequeños Sistemas Eléctricos, Líneas de Transmisión y Sistemas Fotovoltaicos, y su operación se efectúa a través de contratos de administración y/o convenios con las empresas concesionarias, municipalidades y/o comunidades campesinas.
Al 31 de marzo del 2015, la gestión de ADINELSA mostró los siguientes resultados:
En el caso de los sistemas eléctricos administrados en cogestión con Municipalidades, se llegó al 18.37% de Pérdidas; éstas se deben prioritariamente al sobredimensionamiento de las instalaciones de distribución (Principalmente por los transformadores de las Subestaciones de Distribución) frente a las reducidas demandas de energía de las cargas. Adicionalmente el exceso de Pérdidas, también se debe a que dichos sistemas eléctricos son de líneas extensas, con localidades y usuarios dispersos, ubicados en áreas con niveles de pobreza y extrema pobreza, con consumos por vivienda que varían entre los 8 y 35 kWh mensuales; así mismo, han sido construidos para una demanda proyectada de 20 años, con el consiguiente sobredimensionamiento de sus materiales y equipos.
La Utilidad Neta (SI. O. 1 )es menor en comparación a la utilidad reportada al mismo periodo del año anterior (SI. O. 7 MM) debido principalmente a los mayores costos de operación y al menor margen financiero ocasionado por la mayor pérdida por diferencia en cambio de la actualización de la deuda el MEF
Con relación a la meta prevista para el mismo periodo del presente año (SI. 0.2 MM), la variación se debió principalmente a los mayores costos de ventas antes mencionados y al menor margen financiero de lo presupuestado debido al registro de la perdida por diferencia en cambio por la actualización de la duda al MEF.
La ejecución presupuesta/ de los ingresos operativos de (SI. 20. 33 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una ejecución del 90. 8 %, debido a los menores ingresos por fa prestación de bienes y servicios, e ingresos financieros producido por las inversiones en las subastas de fondos.
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INDICE
l. - Objetivo del Informe ................................... 5
//.-Base Legal.... .............. . ..................................................................... . 5 2.1 Directiva de Gestión de FONAFE..... . ............................................... 5 2.2 Acuerdo de Directorio de aprobación del Plan Operativo y Presupuesto .... ...... 5
Misión.............. . ......................................... .7 Visión.................... . ....................................... 7 Valores.................. ................ . ......................................... .7 Horizonte del Plan Estratégico........ . .............................................. .7
3.7 Área de Influencia de fas operaciones de fa empresa ................................... 8 3.8 Líneas de Negocio de la Empresa ............................................................ 9 3.9 Logros ................ ............................................................................ 10 3. 1 O Descripción del Comportamiento de fa Economía, del sector donde se
desenvuelve fa empresa .......... ............................................................ 1 O
Etv1PRESft, CE ADM!NISTF~,1\ClON DE JN.f~f-<AESTRUCTURf.\ EL.ECTRJCA S.A
l. Objetivo del Informe
Evalu~1ción a San Juan de W1kafüx€s 14 de Enero !Jicienlbre 2014
1.1. Brindar la información necesaria y pertinente de la empresa bajo el ámbito de FONAFE que permita entender y evaluar de manera eficiente el desempeño financiero y presupuesta/ de la misma, asegurando de este modo la toma continua de medidas correctivas que logren incrementar la rentabilidad.
JI. Base Legal
2.1. Directiva de Gestión de FONAFE aprobada por Acuerdo de Directorio N° 001-20131006-FONAFE.
2.2. Acuerdo de Directorio de Aprobación del Plan Operativo y Presupuesto:
Acuerdo de Directorio N° 001-20141016-FONAFE. Orden del Día N' 01 de Sesión de Directorio N° 391 del 08-01-2015, AD/NELSA.
Yl ASPECTOSGENERALES
3.1 Naturaleza jurídica y constitución La Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A., se constituyó el 02 de Diciembre de 1994 por Acuerdo de COPRI, como empresa estatal de derecho privado, inicialmente bajo la denominación de Empresa de Ingeniería y Construcción de Sistemas Eléctricos S.A. - ICSA; con el objeto de fac1!1tar el proceso de privatización de los centros de producción de Electroperú S.A. y dedicarse a las actividades propias de la ingeniería y construcción de sistemas eléctricos y actividades conexas.
Esta constitución se mantuvo en suspenso, debido a que no se ejecutó el proceso de privatización de Electroperú S.A. en forma integral, hasta que la COPRI, mediante acuerdo del 06 de octubre de 1998, autorizó su reactivación a fin de complementar el proceso de privatización de las Empresas Regionales de Servicio Púb/k;o de Electricidad.
En Enero de 1999 la Junta General de Accionistas acordó la adecuación, a la Nueva Ley de Sociedades N° 26887, de los Estatutos Sociales de /CSA, así como el cambio de su denominación por Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. - ADINELSA, estableciéndose por objeto social, el dedicarse a la administración de bienes e infraestructura que se le aporte, transfiera o encargue, especialmente de obras de infraestructura eléctrica ejecutadas por entidades del Estado, así como de bienes e infraestructura no incluidos en la transferencia a empresas privatizadas del sector eléctrico. Así mismo, ADINELSA debe complementar el proceso de privatización de las empresas concesionarias de distribución eléctrica, implementando que los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de electrificación rural ejecutadas por el Estado, sean parcialmente cubiertos por dichas empresas, efectuándose la prestación servicio eléctrico en las localidades beneficiadas, de acuerdo a lo establecido en los dispositivos legales vigentes para la electrificación.
La Junta General de Accionistas del 03 de diciembre de 2004, acordó modificar el objeto social de ADINELSA, adicionándose la facultad de administrar y operar servicios, de electricidad en las zonas rurales y localidades aisladas y de frontera donde no exista operador de otras entidades del Sector Público o Privado. Así mismo, se autoriza a ADINELSA a ejecutar obras complementarias a las obras realizadas y transferidas por la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas.
3.2 Objeto Social
ADINELSA tiene por objeto dedicarse a la administración de bienes e infraestructura que se le aporte, transfiera o encargue, especialmente de obras de Infraestructura Eléctrica efectuadas por Entidades del Estado o a través de las Entidades a que se refieren las disposiciones sobre la materia y de bienes e infraestructura no incluidos en la transferencia a empresas privatizadas del sector eléctrico. Está facultada además, en las zonas rurales y localidades aisladas y de frontera en que no exista operador de otras entidades del sector público o del sector privado, de administrar y operar servicios de electricidad a cuyo fin podrá solicitar las concesiones y autorizaciones correspondientes, de acuerdo a las disposiciones legales vigentes. Asimismo, ADINELSA está facultada para ejecutar obras complementarias a las obras realizadas y transferidas por la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas y de otras entidades según se establezca en las normas de la materia. Para efectos de cumplir con su objetivo social, ADINELSA puede celebrar todo tipo de actos y contratos sobre los bienes que se aporte, transfiera o encargue, inclusive aquellos que suponen establecer cargas o gravámenes sobre los bienes materia de administración, ciñéndose a los compromisos contractuales que puedan afectar cada bien.
Su ámbito de operación son las zonas rurales y localidades aisladas y de frontera, de pobreza y extrema pobreza, que se encuentran fuera de las áreas de concesión de las empresas distribuidoras de electricidad del sector público o privado, que por no ser atractivas para la inversión, originan la necesidad del subsidio estatal.
3.3 Accionariado El 100% de las la Acciones pertenecen al FONAFE.
3.4 Directorio
Presidente del Directorio
Jorge Luis Sánchez Aya/a
Directores
César Eduardo Chávez Velando
Carlos Agustín Saito Silva
Gerencias principales
lng. Carlos Arturo Falconí Sa!azar
lng. José María Rabanal Abanto
lng. Juan José Rojas Baltazar
CPC. Víctor Edwin Navarro Valdivia
3.5 MARCO REGULA TORIO
designado mediante Acuerdo de Directorio N° 005-20111028-FONAFE del 17, 11.2011
designado mediante Acuerdo de Directorio N° 005-20111028-FONAFE del 17, 11.2011
designado mediante Acuerdo de Directorio N° 001-20121003-FONAFE del 23.01.2012
Gerente General Con fecha de ingreso 09.05.2013
Gerente Técnico Con fecha de ingreso 01.05.1999
Gerente de Comercialización y Sistemas (e) Con fecha 13. 1O.2014 se le encarga la Gerencia de Comercialización y Sistemas.
Gerente de Administración y Finanzas Con fecha de ingreso 01.04. 1999
El accionar de ADINELSA se encuentra regido por:
• Ley Nº 27170, Ley del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresaria/ del Estado - FONAFE y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo N" 072-2000-EF.
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• Decreto Legislativo N' 1031 que promueve la eficiencia de la actividad empresarial del Estado, publicado el 24. 06. 2008 y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 176-2010-EF publicado el 19.08.2010.
• Decreto Ley N' 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo N' 009-93-EM, y sus ampliatorias, complementarias y modificatorias.
• Ley N' 28749, Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo N' 025-2007-EM, y sus ampliatorias, complementarias y modificatorias.
• Ley General de Sociedades y demás normas legales aplicables a las empresas de su naturaleza.
• Estatuto Social de ADINELSA
• Reglamento de Organización y Funciones - ROF, aprobado en Sesión de Directorio Nº 143 de ADINELSA realizada el 04.10.2004.
• Manual de Organización y Funciones - MOF, aprobado en Sesión de Directorio Nº 143 de ADINELSA, realizada el 04.10.2004 y modificatoria, aprobada en Sesión de Directorio Nº 185 del 06. 07. 2006.
3.6 FUNDAMENTOS ESTRA TEGICOS
a. Misión: "Satisfacer las necesidades de energía de nuestros clientes, incrementando la calidad de los servicios que presta la empresa, actuando en forma responsable para contribuir con el desarrollo rural sostenible del país y comprometidos con el bienestar de nuestros colaboradores, la mejora continua y la creación de valor".
b. Visión: "Ser reconocida como una empresa modelo, eficiente, moderna y responsable que contribuye al desarrollo de las poblaciones rurales en situación de pobreza y extrema pobreza".
c. Valores: • Honestidad; Creemos en la Honestidad en nuestras acciones y relaciones con los
colaboradores, y en fa transmisión de información de fa empresa a nuestros Grupos de interés en forma veraz, ciara y oportuna.
• Ética; Consideramos que el compromiso personal de actuar en base a principios éticos es una característica que distingue al personal de la empresa y genera un clima de respeto y confianza entre los colaboradores.
• Responsabilidad Social y Cuidado del Medio Ambiente; Creemos que la Responsabilidad Social es uno de los pilares de nuestra filosofía empresarial, representa fa contribución activa y voluntaria del personal y fa empresa al mejoramiento social y económico, y el cuidado del medio ambiente en la realización de operaciones eficientes en las zonas rurales, especialmente donde habitan comunidades en situación de pobreza y exirema pobreza.
• Respeto; Consideramos que el respeto es un valor fundamental en nuestras relaciones internas y exiernas.
d. Horizonte del Plan Estratégico: a cinco (05) años 2013- 2017
• Lineamientos para fa formulación, aprobación y modificación del Plan Estratégico de las empresas bajo el ámbito de FONAFE; Aprobados mediante el Acuerdo de Directorio Nº 003-20131002-FONAFE de fecha 05.02.2013
• Sesión de Directorio AD/NELSA Nº 348 del 1210612013, en el que se aprueba el Plan Estratégico 2013-2017
• Acuerdo de Directorio Nº 002-20131013-FONAFE del 1511112013 aprueba Plan Estratégico de ADINLESA 2013-2017
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• Sesión de Directorio ADINELSA N° 362 del 1811212013, se ratifica el Plan Estratégico 2013-2017.
• En sesión de Directorio ADINELSA N° 376 del 1110612014 se aprobó la modificación de metas del Plan estratégico 2013-2017.
El Plan estratégico 2013 al 2017 presenta las siguientes metas:
Porcentaje -1.62 _117 ..f.BO .. u 4 -4.:.3 (Garanci~oPilrdidaC'peiabl!l/Tc1alAdlOalcitirradel aiioantooOl)x!OD
1.50 (Venla de ener¡¡la en ~Wh .dal eje~icio !Venta de energiaenMWhdel\>jen:i~oan!enor-1)1100
lmpernootadón del Programa 00 PoR:e.1laja 100.00 100.GO !OG.00 100.00 100.ool~~u,·.~~~~p'rog'~.-d.:OO, ,.'.,im)<pl~100!t!lladas 1 Nürnero de ,ReosponsabiikladSodalErnpresrui~I """""""" "'""
Pen::epción ool alcance d-i la misión PoR:en!a,i! 25 10 , 25_10 26 Sl' 28.40 30.00 Poreen!a~ da ciia~1es con buena pe!Wpción del ak:ance Cma:-\fllor social de la empresa · , ¡ de la m1s16n social de la emp.'llsa en casa a encoosta
!:~~=~:~~ ~l:::i~~~osirt:O!pCra:.<-Ollpoí Número 4951 5:191 1000 Númerodeusuariooir\co:oorado>p;rel!l<:trilicaciónMal
rem\6b.'es
G.:!r.:ritizar!a ~dad del . kia1ca de sacisfacció~ de los usuarios Pm;oo!ajade ·Mentes satisíech:r; y muy satisfechos en Mejcrarla :~~:i~~:::,i:~i:::t!o' cooelseNcioOOeneig!aciéclrlca Porcentaje 15.0C 1500 27.00 39.00 50.00 OOseaencues~ -~00
em¡:resaiia! P¡ommer 'a prse.'\!lcirln dsl Desca.1e dtl í'fl5aricia de Bi!enilcs Porcen'.aja C.00 O.OO O.OO t.OO O.DO Cantida\I de transfcrmadores analiladoo f cantidad da medio ambiente Pol1cloraa«; • PCB lransOOnadoros programados '100
irropcwlioooas pt.idicas de lmplamen!aci6!1 del Código de Buen i _ ! (NUmetTJ da 1Wtilidodes implementadas 1Nümero00 gastón ccrporat1\ij Gobjemo CaporatM Po;i;enta¡~! 100 00 1C-O.OO mLoo '.DO.DO m:.oo acti~oaOOs po;¡ramadas) 1 100
lnc~tfl!l_ntor!a . _ ~=~ ~ FoOalac&Tel c;on'.rof de la lmplemootacióo 001 Sis lama da POfW•,la'a lOO.OO \OO.OO HlG.OO 100.00 100.00 (N~merode actilidadas irnplwlootadas i NiHr,ero de
Aprendlzaj1 !alenlo huma~, ~rKfmlijn\Q la Oi'yariiracián y d&I p&mnal el USQ de las TIC
enla rorporaciOO
ygobiem:i i IDurat16:\promedloOOinlem.'pc1ones Horas 11500 112.00 Ho.0:)110_00 105.00 [rJsua~os af;c1oOOsXDurac;(mde iai,1errupciónen ro-¡x¡ralilo ':Am1:fa1f y mejorarla loe! sistwia · SA.01 horas) 1 Total Usuanoo)
' nhes~tura eféatiica froc~'OOCia pmm~ de interrupciones Vecos lJ.OO i 23_00 Zl.OO n.ao l1.00 [(Usuarios. afectados XNL'.mero de ir1eirupciones) 1 del sis lema - SAIFl Total U;uanoo)
Oírr.al..Jtoral P=in!aje 61.00 61.00 m.!>J 65 00 P~oo!aje ae oa~s!acci6!1 labooll en Oasa a estudiD
· mahzado
Lograrunambianledetrabajo Forlalwer!a qu~ brnenla lo prorfucti~dad gestiOOdel labaal
!ale,'\IO F~------lf-----------1---+--l--t-+-t--+------------1 huma ro Forta!eellí el desarrol!o del M'"ora da cooi"""coo:ias p 1 _ 00 00 OC 00 Q;~·jOO 00 (Cursos 1lillizai:k» para rn~orarccrn~taocias / Cursoo
3.7 AREA DE INFLUENCIA DE LAS OPERACIONES DE LA EMPRESA.
ADINELSA administra y/o opera temporalmente infraestructura eléctrica, las cuales se ubican en áreas geográficas que no han sido concesionadas a las empresas de distribución. La presencia de ADINELSA con redes eléctricas convencionales está en las regiones de Amazonas, Cajamarca, Tumbes, Piura, Lambayeque, la Libertad, Lima Provincias, lea, Huancave/ica, Ayacucho, Junin, Paseo, Huanuco, San Martín y Arequipa. Así mismo, con Sistemas Fotovoltaicos Domésticos, en las regiones de /quitos, Ucayalí, Cajamarca, Paseo y Ayacucho.
Los sistemas eléctricos operados por Municipalidades, principalmente se ubican en la región Lima Provincias, siendo el mercado más relevante.
8
•
Mediante Co Gestión con Municipios:
Sistema Eléctrico Región
P SE Gracias a Dios Amazonas
SER Asquipala Ayacucho SER Sanla Leonor Lima
SER Hongos Lima
SER Quinches Lima
SER Canla Lima
SER Cajalambo Lima
SER H uarochiri Lima
SER Quicacha Arequipa
SER Marcabamba Ayacucho
SER H umay Pampano lea
SER Paseo Rural (H uachon) Paseo
SER Yauyos Lima
SER Lunahuana Lima
SER Charape Cajamarca
SER Coracora Ayacucho
SER C huquibamba Arequipa
SER Nuevo Seasme Amazonas
SER PURMACANA-BARRANCA Lima
SER TAMBO QUEMADO Ayaeueho
SER Cangallo V E lapa Ayaeueho
SFD SELVA Ueayali, !quitos SFD SIERRA Paseo, Cajamarea, Ayacueho
SER Ayacucho Sur Ayaeucho
SER Canaan - Fermin Tanguis lea
SER Castro Virreyna-Huaylara Huaneaveliea
SER Huaura Sayán 11 E1apa Lima
SER Yauca del Rosario- SE0269 lea
Mediante Contratos con Distribuidoras:
Electrocento Ju nin, Huanuco,Ayacucho, Paseo
Electronorte Lambayeque, Cajamarca
EN OSA Piura, Tumbes
Hidrandina La Libertad, Cajamarca
COELVISAC Lima
Electrotocache San Martin
¡Electrooriente Amazonas
3.8. lÍNEAS DE NEGOCIO DE LA EMPRESA
La administración de la infraestructura eléctrica a cargo de ADINELSA es operada en las siguientes líneas de negocio:
• Contrato de Administración con las empresas del Grupo DISTRILUZ (Electrocentro, Electronorte, Electronoroeste, Hidrandina), y Electro Oriente para la operación, mantenimiento y comercialización de energía eléctrica en las actividades de Generación, Transmisión y Distribución,
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• Contrato Consorcio con Electro Oriente S.A para el servicio al SER Nuevo SEASME. • Contrato de Administración con ELECTRO TOCA CHE y COEL VISAC, para la operación,
mantenimiento y comercialización en la actividad de Distribución. • Convenios de Operación y Mantenimiento con Municipalidades, para la operación,
mantenimiento y comercialización de energia eléctrica en las actividades de Generación, Transmisión y Distribución.
• Contratos de Operación con Operadores Privados para fa operación, mantenimiento y comercialización de los Sistemas Fotovoltaicos Domésticos (SFD).
3.9.LOGROS
Los principales Logros Obtenidos:
a. A marzo 2015, se concluyeron seis (06) Servicios de Obra por un monto de 7'157,828 Nuevos Soles, con financiamiento de la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas, en el marco de los Convenios Específicos suscritos con el Ministerio de Energía y Minas para la Transferencia de Recursos a fin de Subsanar Deficiencias Constructivas de acuerdo a las Normas Técnicas de Electrificación Rural.
b. A marzo del 2015 se han recepcionado tres obras de infraestructura eléctrica ubicadas en las Regiones de Huancavelica y Ayacucho, las mismas que fueron ejecutadas por fa Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas y que beneficiaron a 40 localidades, con la recepción de dichas obras se incorporaron 687 a nuevos usuarios. Así mismo, se ha recepcionado la obra Electrificación de fas Localidades de fa Municipalidad de Los Molinos, en la Región lea; dicha obra que fue ejecutada por el Gobiemo Regional de lea, beneficiando a 06 localidades, con las que se incorporaron 400 nuevos usuarios.
3.10. Descripción del comportamiento de la economía del sector e industria donde se desenvuelve la empresa.
El Instituto Nacional de Estadística e Informática informa que, la producción nacional en febrero de 2015 registró un crecimiento de 0,94%, contabilizando 67 meses de crecimiento sostenido. El resultado alcanzado se sustentó en el desenvolvimiento positivo de la mayoría de los sectores, con excepción de fa pesca, minería e hidrocarburos, manufactura y construcción.
Entre los sectores que registraron crecimiento destacan financiero y seguros, comercio, telecomunicaciones y otros servicios de información, servicios prestados a las empresas y agropecuario, sustentado principalmente por el desempeño favorable de la demanda intema.
En el primer bimestre de 2015 la actividad económica acumuló un crecimiento de 1,31% y durante los últimos 12 meses marzo 2014-febrero 2015 alcanzó un crecimiento de 1,81%.
El sector electricidad, gas y agua registró una variación de 3,32% respecto a similar mes del año anterior, debido al crecimiento del subsector electricidad en 4,02% y del subsector gas en 0,48%; mientras que el subsector agua se redujo en 0,51%. Según origen la producción de energía hidráulica de uso público aumentó en 7, 16%; mientras que, la producción de energía térmica de uso público disminuyó en 2,27%.
Según empresas, incrementaron su producción: Electro Perú, Electro Piura, Statkraf Perú, Electro Oriente, Egesur, Electro Ucaya/i y Egemsa. La distribución de gas en el mes de análisis, se incrementó en 0,48%, explicado por la mayor distribución de GNV (Gas Natural Vehicular) en 1,53%; que fue contrarrestada parcialmente por la menor distribución de la categoría E (industrial) en 2,99% al igual que fa destinada a fa categoría GE (generadoras) en -0,47%.
10
ELECTRICIDAD,- GAS V AGUA Mensual:- _3~32% -- · Acumufado: 3,85%
Subsec:t;or Electricidad: 4;0%
SU:1tkrar Peal
EJectru Pern
EgE!nor Edegel
4,6%
-0,3
-14,8%
Knllpa Generadon -26>3%
¡ .::,:9%
Subsector Gas~ 0,,5%
Gas
Subsector Agua:
IV. Gestión Operativa
S8dapar
Sedripal
So.<:lalib
' 0,S<;>-<>
-O,~~ 1 -0,.03%
5..-0'?<>
4.1 La gestión operativa de la empresa al cierre del primer trimestre del 2015, por cada una de sus líneas de negocios es la siguiente:
4.1.1 DISTRILUZ
Grupo Distríluz Ingresos
Costos 14,794,909 14,062,390
Resuffado 74,418 1,378,430
Muestra mejores resultados en comparación a lo presupuestado debido al incremento en el rubro de distribución de energía y por los menores costos debido a la menor depreciación de activos, para este caso las tan'fas aplicadas corresponden a los sectores típicos 5 y 6
4.1.2 TOCACHE COLVISAC
Tocache Coelvisac Ingresos
Costos
Resuffado
828,699 811,754
850,746 868,421
-22,047 -56,667
Para la presente línea de negocio se ha obtenido una mayor perdida en comparación a lo presupuestado debido al menor consumo de energía de lo previsto.
4.1.3 SISTEMAS ELÉCTRICOS RURALES
SER Ingresos
Costos
Resuffado
5,724,164 5,221,662
4,136,302 5,019,050
1,587,862 202,612
Podemos obseNar que en esta línea Ja empresa ha obtenido menor utilidad en comparación a lo presupuestado debido entre otros aspectos al ajuste de los costos en las liquidaciones de los sistemas cogestíonados con municipalidades vs lo presupuestado.
11
4.1.4 SISTEMAS FOTOVOLTA/COS DOMICILIAR/OS
Fotovoltaicos Ingresos
Costos
Resuffado
925,531 517,550
438,901 532,568
486,630 -15,018
En lo que corresponde a los Sistemas Fotovo/taicos Domiciliarios se ha tenido pérdida por los menores ingresos de lo previsto y los mayores costos de operación y mantenimiento con relación a lo presupuestado.
4.2 Energía
. .· .... ·.·· ·• • Ejecución del Marco del Nivel de Ejecución del año
. . .
•• Energía periodo {MWh) periodo (MWh) Ejec.% anterior (MWh) Var. 0/o . · .. ·· .. . Producción 7,894.38 7,675.65 102.8 6,916.25 14.14
Compra 26,656.32 26,132.76 102.0 24,492.10 8.84
Venta 31.269.89 31,157.99 100.4 29,133.28 7.33
Al mes de marzo 2015, fa producción se ha incrementado en 14. 14% en relación al mismo periodo del año anterior, para los efectos de comparación sobre bases iguales, en el año 2014 no se toma en cuenta a las centrales hidroeléctricas del SER Bagua Jaén, por haber sido transferidos a Electro Oriente S.A. La producción proviene de las mini centrales hidroeléctricas operadas por las Municipalidades y atienden a sistemas eléctricos aislados de distribución, constituyéndose como única aftemativa, para los casos con posibilidad de interconexión es más conveniente económicamente efectuar fa compra al Sistema Interconectado Nacional (SEIN).
En general, en el sector eléctrico la generación propia otorga los mayores márgenes económicos siempre en cuando las potencias superen 1 MW
ADINELSA para atender a sus clientes con el suministro de energía eléctrica durante el mes de marzo 2015, ha realizado la compra de 26. 65 Gwh del SEIN, tomando en cuenta que la producción propia es inferior a la demanda total de sus clientes.
• Producción
Ejecución del Marco del Nivel de Ejecucfón del año -; . Central . Var. % .... ·. periodo (MWh) periodo (MWh) · Ejec. % anterior (MWb)
C.G.H. Santa Leonor 664.07 705.57 94.1 506.52 31.08
C.G.H. ELORSA CH Nuevo Seasme 118.27 217.27 100.4 227.27 0.44
Total 7,894.38 7,675.65 102.8 6,916.25 !4.14
La producción de energía a marzo 2015 respecto al mismo periodo del 2014, se ha incrementado en 14. 14%, debido a incrementos importantes en Electro Centro (36. 32%) e Hidrandina (15. 70).
La variación de la energía hidráulica producida a marzo 2015 respecto al mismo período del 2014, en las centrales hidroeléctricas administradas en cogestión con las Municipalidades, se debió principalmente a lo siguiente:
Hidráulica:
12
.
•
" Incremento en 31.08% de la energía hidráulica producida en la central hidroeléctrica de Santa Leonor, debido principalmente al incremento de consumo por parte de la empresa EDELNOR, que incrementó su consumo acumulado de energía de 45.24 MWh (período enero marzo 2014) a 97.33 MWh (Período enero marzo 2015). Al ser un sistema aislada toda la demanda debe ser cubierta por ADINELSA
Reducción en 50. 80% de la energía hidráulica producida en la central hidroeléctrica aislada de Gorgor, debido principalmente a dos factores: • Reducción de la demanda por parte del cliente Hidrandina S.A., debido a que desde el 11.03.14,
viene alimentado sus cargas con energía proveniente de su Central Hidroeléctrica de Pacarenca (ya reparada).
• Salida de servicio de la turbina del Grupo Hidráulico N°2 de 340 kW potencia instalada, del 01.07.14 al 26.01.15, por rotura de una de las cazoletas de la rueda Pe/Ion y por daño en el generador, esto debido al ingreso de un elemento extraño por la tubería de presión.
La producción de energía de la central hidroeléctrica de Gorgor durante el período enero marzo 2015 fue de 364.04 MWh, mientras que la producción de energía durante el mismo período del año 2014, fue de 739. 85 MWh.
Térmica:
Reducción en 4.05% de la energía térmica producida con el grupo térmico de Charape (energía térmica producida durante el período enero marzo 2014 fue de 3.42 MWh y la energía térmica producida durante el mismo período en el año 2015 fue de 3.28 MWh), debido a la reducción de la demanda por parte de los usuarios. El Sistema Eléctrico Charape es aislado y requiere generar energía térmica en horas punta para cubrir su demanda.
Electro Dunas-Las Monjas Distrilo de Santa Cruz 0.50
Electro Sur Este-Asquipata 13.71
Luz del Sur-Huarochirí 597.40
Luz del Sur-Calango 24.92
SEAL-Chachas 23.36
SN Power-Mayush 0.30
Edelnor-Comunidad Pasac 10.56
Edelnor-Canta 72.72
Electronorte-Santa Catalina 16.74
Electronorte-Nuevo Seasme 0.00
Total Servicios 5,229.90 '
Electro Centro 8,621.52 1
Electro Norte 7,155.69
Hidrandina 1.556.16
Electro Nor Oeste 3,053.58
Coelvisa 42.98
Electro Tocache 996.48
Total Bienes 21,426.41
·• ·.
Total 1
' 26,656.32
14
Para el suministro de energía eléctrica a sus clientes ADINELSA a marzo 2015, ha realizado la compra de 26. 65 Gwh al sistema interconectado considerando que su producción no abastece toda la demanda y es conveniente efectuar la compra de energía al SEIN debido a los menores precios antes que una auto producción.
Las compras de energía se realizan a: EGESUR (70% de lo requerido) y Empresas Concesionarias de Distribución (30% de lo requerido).
La compra de energía a las empresas distribuidoras, se realiza en los casos que:
• Los contratos de suministro sean regulados y debe transcurrir un año desde su solicitud para su cambio de condición a cliente libre.
• La demanda sea menor a 200 kW
La adquisición de la energía a la empresa generadora EGESUR se realiza a precios en barra lo cual ha permitido un ahorro respecto a la condición anterior del orden de SI. 46,000 mensuales, gozando además de un descuento adicional por pronto pago del 5% en el valor de la energía (ahorro aproximado de SI. 9,000 mensuales).
Las insta/ackmes de ADINELSA operadas en cogestü5n con los Municipios tienen actualmente mayor relevancia en el Sistema Eléctrico Rural (SER), sin embargo las instalaciones operadas por el grupo Distriluz permanecen aún en los otros sectores típicos. El VAD de los sectores típicos 5,6 y SER son superiores a los determinados para los sectores típicos 2,3 y 4 por lo que, de cumplir los requisitos la tendencia debería estar orientada a llegar a los primeros, lo cual permitiría incrementar nuestros ingresos.
Libre O.DO
Regulado 31,269.89
Spot-COES 0.00
31,269.89
15
Ventas por Unidad de Negocio
·. .· ... · ... ·. .
Ejecución del Marco dd Nivel de Eje-;;ución del año. Descrl¡i:lón
{v) SE0'.97 PSE Gra:;ias a Dkls 8.21 i0.54 77.9 8.77 -6.3 6 (v) SE0198 SER Asqui;iata i 838 6.27 131.7 3.59 ?B.O SER (v) SE0201 SER Santa Looro- 258.30 323.01 "'·º 25224 24 SER (v) SEa.m: SER Horgos 103.23 1dl.53 9'.l.6 85.23 381 SER (v} SE0203 SER Qwin::hes 109:\B 121.371 83.6 102.58 5.5 SER {v) SEOK14 SER Carta 54.84 5€.10 97.8 49.94 9.8 SER (v) SED205 SER Cajatambo 2t0.80 261.82 00.5 197,28 6.9 SER
i(v) SE02C€ SER Hua'OClliri 36285 475.ro 76.2 ~.60 3.5 SER i(v) SED200 SER Qubocha 4220 '8.83 86.4 41.36 2e SER (v) SE021G SER Mm:abamba 47.93 54.47 880
' 46.13 3.9 SER
(v~ SE0211 SER Humaf P<ID1paio 16291 167.55 97.2 18C':'9 -11-6 SER (v) SE0212 PSE Paseo Rural (Huoc"6n) 43.66 53.44 774 5'.l.76 -1~.0 6 (v) SE0213 SER Yauyos 18.30 2123 00.5 1&35 -0.3 SER (v) SE0214 SER LunahJana 278.32 311.&l- 89.3 231.02 3).5 SER (\') SE0216 SER Cha"<?'! 3204 46.56 68.8 3~.97 0.2 SER (v) SE0264SER Cora:::ora 915.58i 2391.Jl 38.3 1,953.59 -53.4 SER M SE0265SER Chu:¡uibamba 15.66 21.12 74.l 17.32 -9.S SER (v) SECG09 SER Purnocana-Ba-ranca 337.82 265.$ 127.0 175.25 928 SER (v) SE0310SER Tarnoo Quemacb 55.87 54.60 1023 51.45 8.6 SER (v) PSER C a'l;la'lo V Etapa 2.86 3.61 79.1 223 2Jl.1 SER M SRC127 SER SFD Selva 49.44 5278 53.7 71.85 -31.2 SER (v) SRC129 SER SFD Sierra 64.84 74.72 86.8 60.00 8.1 SER (v)SR0131 SERCora:;ora 8.42 9.87 953 9.94 ·15.3 SER (v) SR0132 SER AyocucOOSur 16.14 1814 89.0 11.98 34.6 SER (v) SR0143 SER Cariaan Fermin Tan;iuis
1 10.04 7.2Jl 137.8 6.95 44.5 SER (v) SR0144 SER Ca.strovirreyna-Huaytaril 30.48 26.00 84.7 20.071 51.9 SER {v) SR0268 SER H uaura SayOO 11 Etapa 34"1.32 284.33 120.0 326.11' 4.7 SER (v) SR0269 SER Yau::a OOI Rosa~o 44.71 1XJ,64 34.2 51.&J -13.2 SER (v) SR0271 SER Pampa Cormn Topara 179.56 1&l,71 100.5 0.00 O.O SER (v) SR0273 SER Oarern OOI Ma·afión 7.21 21.721 112 C.00 o.o SER (v) SR0274 SER Quílman.il 5.2Jl 3.30 160.2 0.00 O.O SER
!(v) SR0278 SER CP Gu<rlawpe-Santa Fe.Ruqu;a Vegue 2300 23.83 95.5 0.00 e.e SER (v) SR:J27S SER Valle de Cara 74.41 53.75 138.4 0.00 e.e SER (v) SR02B3 SER Acafi..C hala 293.21J 518.11 57.2 0.00 O.O SER (V) SR0284 SER caango il Etapa 26.64 31.05 85.8 0.00 O.O SER (v) SR0285 SER lhuai 2Jl.5<3 26.35 81.3 o.ro O.O SER Total venta de ~rvicio& 4,27S.2S 6,2$7.63 4,422.41 ·3.2
(v) Electro Centro 8,959.12 8,oo:J.01 100.0 7,829.69 14.4 Varios
(v) Electro Norte 8,894.93¡ 7, 134.19 124.7 10,026.75 -11.3 Varios
(v) Hi:lraid:na 1,565.28' 1,533.31 1021 1,481.22 5.7 Varios
(v) Eledro Nor Oesi:i 3,235.51 3,C3S.92 103.5 3,262.87 -08 Varios
Total de Ventas Bienes 26,990.60 24,860.37 10S.& 24,710.871 '·' Total 31,269.89 31,157.99 29,133.28 7.33
Las ventas al mes de marzo 2015 tiene un incremento del 7.33% con referencia al mismo período del año 2014, que se explica principalmente por las mayores ventas efectuadas en los Sistemas eléctricos operados por las empresas concesionarias, donde se puede apreciar que la tasa de crecimiento ha sido de 9. 20%, este crecimiento es importante tomando en cuenta que mientras más vendan las empresas concesionarias, mayor transferencia efectuaran a ADINELSA.
Los sistemas eléctricos rurales operados por Municipalidades tienen una reducción en la venta de 3.2% con referencia al mismo periodo del año pasado, esto se debe principalmente a la reducción sustancial en la venta en el SER Cara Cara principalmente por la devolución realizada al cliente Buenaventura.
Es de precisar que ENSA ha transferido a ELORSA, instalaciones de propiedad de ADINELSA tales como:
1. L.P. Lonya Chico - lnguilpata
16
SER SER SER
.
2. PSE Conila - Cohechan 3. PSE Tabaconas 4. PSE Nambal/e 5. PSE Jaen 1 Etapa 6. PSE. Lonya Grande 7. PSE. Bagua 1 Etapa 8. PSE Chachapoyas li Etapa. 9. PSE San Ignacio.
En mérito a dicha transferencia, las liquidaciones comercia/es se efectuarán con ELORSA, por lo que los resultados muestran una reducción en ENSA pero cuyo valor se registra en ELORSA
.··. · .. · ·. .• •· Ejecución del Marco del Nivel de Ejecución del año Descripéión Var.%
periodo (GWh) periodo (GWh) Ejec.% anterior (GWh) : -- '=-:-_-, .. .
Venta clientes libres AT 0.00' 0.00 O.O 0.00 0.00
Venta clientes libres MT D.00 0.00 O.O 0.00 0.00
Venta clientes regulados AT 0.00 0.00 O.O 0.00 o 00
La venta de energía se realiza preponderantemente en el segmento de baja tensión (B T), desde redes de 3801220 v. y 4401220 v., es importante destacar que en dicho segmento se obtienen mayores márgenes comercia/es, pues se tiene un mayor reconocimiento tarifaría (se suma el VAD de MT más el de BT), es decir se debe priorizar la venta en dicho segmento, sin embargo también es inevitable el suministro en media tensión para fines de telecomunicaciones y pequeñas industrias, conforme lo solicite el cliente. Por otro lado la venta en baja tensión permite elevar el factor de utilización de nuestras instalaciones de BT.
Como consecuencia de la promoción de usos productivos se viene efectuando el suministro en media tensión, se espera que en adelante se incremente el consumo de dicho segmento.
. .. ... ·. Ejecución del Marco del Nivel de .. Ejecución del .. Descripci_óri var. % .
,.- o -:, . · ·. · . •• periodo (GWh) período (GWh) Ejec. % - - . año ... ( +) Adquirido a generadoras y COES 26.66 26.13 102.0 24.49 8.84
(+} Energia generada en centrales
propias 7.89 7.68 102.8 6.92 14.14
H Pérdidas en transmisión 0.59 0.68 102.2 0.63 10.00 (-} Consumo propio 0.12 0.12 102.8 0.10 14.14 (-) Venta ai Mercado Spol (COES) O.DO 0.00 o.o 0.00 0.00 Total Energía Disponible 33.74 33.02 102.19 30.68 9.99 H Pérdidas de despacho {lécnicas y
247 1.86 132.9 1.54 60.15 comerciales) Total de Ventas 31.27 31.16 100.36 29.13 7.33
Técnicamente en el despacho de energía eléctrica se producen pérdidas, el objetivo es buscar que dichas pérdidas sean los mínimos posibles. Del cuadro anterior podemos apreciar que para el abastecimiento de energía eléctrica de los sistemas interconectados al SEIN, se efectuó la compra de energía a otras empresas distnbuidoras y generadoras, ascendente a 26. 66 Gwh, mientras que la energía suministrada por nuestras propias centrales alcanzaron 7. 89 Gwh; sin embargo la venta fue de 31.27 Gwh, la diferencia se presenta debido a fas pérdidas de despacho que están en el orden del 3.28 Gwh (considera pérdidas de transmisión, consumo propio y pérdidas de distribución), este valor es considerado como moderado y fueron calculadas en función a los volúmenes suministrados.
17
4.3 Demanda máxima
Ejecución· del -
periodo {MW) · -' 1 _ ---
Marco del _ periodo {MW) , --
Descripci6n ' ', - -:. _-_,,_- -
(Cffiax) SE0197 PSE Gracias a Dios 0.01 0.01
(Dmax) SE0198 SER Asquipala 0.01 0.01
(!lnax) SE0201 SER Santa Leonor 0.26 0.32
(Dmax) SE0202 SER H>n9os 0.12 0.12
(Dnax} SE0203 SER Quinches 0.10 0.13
(Dnax) SE0204 SER Canta 0.05 0.06
(D'nax) SE0205 SER Cajatambo 0.21 0.26
(frnax) SE020€ SER Huarochiri 0.33 0.47
(DTiax] SE020S SER Quica:ha 0.04 0.05
{Cmax] SE0210 SER Marcabarnba 0.05 0.05
(O"nax) SE0211 SER Humay Pámpano 0.17 0.17
(crnax) SEC212 PSE Paseo Rural (Huachó o 04 o 06
(Dmax) SE0213 SER Yauyos 0.02 0.02
{Cmax) SE0214 SER Lunahuaná 0.29 0.31
(Cmax) SE0216 SER Charape 0.03 0.05
(Cmax) SE0264 SER Coracora C.63 2.38
(Crnax) SE 0265 SER Chuquibamba 0.01 0.02
(Cmax) SE 0309 SER Purmacana-Barranc 0.34 0.26
(Cmax) SE 0310 SER Tambo Quemado 0.06 0.05
(Cmax) PSER Cangallo V Etapa 0.00 0.00
(Dmax) SR 0127 SER SFD Selva 0.05 0.05
(Dmax) SR 0129 SER SFD Sierra 0.06 0.07
(Cffiax) SR Oí31 SER Ccraccra 0.01 0.01
(Cmax) SR 0132 SER Ayacucho Sur 0.01 0.02
[Cmax) SR 0143 SER Canaan Fermín Tan 0.01 0.01
(Cmax) SR 0144 SER Castrovi11eyna-Hua1 0.03 0.04
(Dnax) SR 0268 SER Huaura Sayán 11 Eta 0.36 0.28
(!Jnax) SR 0269 SER Yauca del Rosario 0.03 0.13
(Dnax] SR 0271 SER Pampa Concon Top 0.21 0.17
(D-nax) SR 0273 SER Datem del Marañón 0.01 0.02
(Cmax) SR 0274 SER Qui!maná 0.00 0.00
(Dmax) SR027B SER CP Guadalupe-Santa 0.02 0.02
(Dnax) SR0279 SER Valle de Caral 0.07 o.os (Dnax) SR0283 SER Acari-Chala 0.19 0.52
{Cmax) SR0284 SER Calango 11 Etapa C.02 0.03
(Dmax) SR028S SER lhuari 0.03 0.04
Total Servicios 3.89 6.27
(Cmax) Electro Centro 8.90 B.90
(Cmax) Electro Norte 8.84 7.09
(DTiax) Hidrandina 1.48 1.52
(Üllax) Electro Nor Oeste 3.31 3.02
(Cmax) Coelvisa 0.04 0.04
(Cmax) Electro Tocache 0.92 0.92
[Dnax) Electro Oriente - Cesión de Posició 2.90 2.89
{Dnax) Electro Oriente - Nuevo Seasme 0.18 0.16
(Cmax} Venta HCNA 0.00 0.00
(Cmax) Venta ELECTRODUNAS-Coracora 0.00 0.00
(O"nax) Venta EDELNOR 0.26 0.16
Tola! Bienes 26.82 24.70
. Total 30.71 30.97
Nivel de
Ejec. %
73.1
96.9
79.9
97.3
80.7
98.0
79.8
70.0
81.5
85.1
103.0
75.8
85.0
94.3
66.B
26.2
67.5
130.0
102.6
81.2
93.1
86.6
88.7
79.1
143.5
90.9
125.7
22.4
125.5
3S.4
128.5
96.6
140.1
36. 7
51.1
90. 7
62.08
100.0
124.7
97.2
109.7
96.6
100.0
100.5
111.B
o.o O.O
159.0
108.60
99.18
Ejeclición de! año -
-·_ -_anterior (MW)
0.01
0.00
0.26
0.08
0."10
0.05
0.19
0.31
0.04
0.04
0.18
O.OS
0.02
0.23
0.03
1.96
0.02
0.17
0.05
0.00
o 07
0.06
0.01
0.01
0.01
0.04
0.26
0.08
0.001
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4.31
7.82
9.82
1.47
3.29
o.os 1.02
0.00
0.00
0.00
0.85
0.14
24.46
28.Tl
Var. % -.< 0.8
63.2
-1.7
45.6
-O.O
16.1 8.4
8.4
6.0
15.2
-2.1 -15.1
3.B
25.5
7.2
-68.1
-17.0
107.9
21.5
22.7
-31.2
B.O
5.3
31.6
50.2
• 1S.7
37.2
-64.0
O.O o.o o.o o.o o.o o.o o.o o.o ·9.7
13.9
-10.0
0.5
0.6
-23.2
-10.3
o.o o.o o.o o.o 92.5
9.7
6.n .
Al mes de marzo 2015, la demanda ha registrado un incremento del 6. 77%. En el caso de los sistemas operados por Municipalidades, se ha registrado una reducción del 9. 7% respecto al mismo periodo del año anterior, en el caso de las empresas concesionarias también puede notarse un incremento importante del orden de 9. 70%.
18
.. . .· . .. . Potencia Potencia . . ·.
Central Instalada Efectiva
' ,' ·._-' .-. - ·. ·. (MW) (MW) .
C. G. H. Sanla Leonor 1.12 1.06
C.G.H. Quinches 0.26 0.12
C. G. H. Gorgor 0.68 0.68
C.G.H. Charape 0.50 0.50 C.G.H. Electro Centro 2.58 2.32
C.G.H. Electro Norte 0.00 0.00 C.G.H. Hidrandina 4.40 3.96
C.G.H Electro Oriente - Cesión de Posición Contractua 0.30 0.27
C.G.H Electro Oriente- Nuevo Seasme (PI) 0.22 0.20 Total 10.05 9.10
Las centrales hidroeléctricas administradas en cogestión con Municipalidades están llegando a un Factor de Planta de Uno, debido a que la mayoría de éstas tienen dificultades en las horas punta y vienen operando en paralelo con grupos térmicos, como es el caso de la central hidroeléctrica Charape y otras que han sido interconectadas al SEIN (caso de las centrales hidroeléctricas de Hongos y Marcabamba).
4.4 Clientes
.. ------ .---,_:":=:--- :·. Ejecución del ; Marco del Nivel de Ejecución del año .
(N") Electro Oriente - Cesión de Posic 21,794 21,838 99.8 o 0.00
(N") Electro Orienle - Nuevo Seasme 846 846 100.0 o º·ºº SUB TOTAL 150,725 150,672 100.0 147, 043 2.51
TOTAL 205,671 209,023 98.4 194,289 5.86
19
.
El número de clientes se ha incrementado en 5.86% y se explica por lo siguiente:
• El número de clientes de ADINELSA, ubicados en las instalaciones eléctricas operadas por las Empresas Concesionarias se incrementaron en 2.51% , siendo El operador Electrocentro que tiene el mayor número de clientes, significando un incremento del 5. 39%
• En el caso de los clientes de los sistemas eléctricos operados por las municipalidades se incrementó en 16. 29%, debido principalmente al crecimiento en clientes de los SER Santa Leonor (13.86%), SER Quinches (5.95%), Cajatambo (7.74%), Yauyos (30.64%), Purmacana -Barranca (28.07%). Este incremento de clientes en sistemas ya operados por la empresa, permite reducir los costos unitarios de la empresa. Por otro lado se ha incorporación nuevos sistemas eléctricos rurales como: Valle del Cara!, Acari Chala, Calango 11 Etapa e lhuari.
El crecimiento en ventas del mercado de ADINELSA le permite reducir sus pérdidas técnicas, así como incrementar sus ingresos y reducir sus costos medios, así como consolida su participación en el sector eléctrico como un agente de solución a la problemática rural y facilitador del acceso y servicio universal.
4.5 Insumos (Compra de combustibles, residual o diésel y precios)
Con la puesta en marcha de la nueva turbina en la Central Hidroeléctrica Charape (se incrementó de 35 Kw a 50 kW la potencia instalada), por/o cual se redujo, la generación térmica yen consecuencia la compra de combustible fue de 7. 67%.
4.6 El plan operativo al I Trimestre 2015, alineado al plan estratégico de la empresa y resumido en los indicadores que se detallan a continuación:
PLAN OPERATIVO 2015
Lograrunaren!:a,ilidad 2 Rantabilidad Operaiva. ROA Porcenaj& -1.66 -0.01 0.60 GAF
so;lanida 3 Liqc-idetkida CI VaiorUMlrio 12.91 15.59 30.29 234.62 GAF
5 !Reduc~ión da :nwrtarlos CR Potoonejo 0.00 0.00 0.00 GAF
hcrementar ics ingresos y Incremento 00 la wnta de energía a e: Poroenlljo 3.10 O.B2 7.33 236.45 op:imi<ll!"costos clienllls GC5
7 ?erd,da de EnergiaTotales GR Poroenll¡a 20.00 20.00 18.37 9'.85 GT
Foialecer leo relaciones Implementación del Programa da
con los Grupos de lnlerósy a (Nu"""'<kiaotivi:J..00.~,,,.<laol Por<:<lnl'l• 100.00 100.00 100.00 100.00 Responsabilidad Sccial Empresarial Numorodo..::ll;.l::adMpro¡¡rarredal>)•10::
medioambienlll GG
Prommerlaelecllilicaoión
rural, el usoproduc~\.Ode 9
\blumen ~e ensrgia p11ra uso lli:l"""'doKwhf..::wradospot""o CI Kw·hla<turwfo• 112,828 97,470 104,494 92.61 lasieci"icid~dyenergla5 produc~\.O pcoduelivodft-d
renovables GC5
Ga'anJZM la calidad del
suminisro eliicl!ico y 10 Gestión de reclamos ((L'Ri>e8m>spme'lllo-)J(/.:Oó>ol<to))º CR POf(>ln\'!j& 073 \,60 0.12 16.44
mejorarels.eNciode ,00 atención a!clienla GC5
Promol'.!fl8 preservanci5n I'
lmplementac16n de Programa de \~dooctt...<IB<bo~dsol Pon:•n"'i• 1ü0.00 100.00 100.00 100.00
de: medio ambiente Cuidado del Medio ,4mboen1B Núm>rodo&::t1v..-.prog~)x100 GT
Incorporar buenas Implementación del Programa de j1'.lim!rode~<>W<l,,,;,..,~dm>I
prácticas de gestión 12. Incorporación de Bue nao Practicas de ""'"""'<!e..::!hi:l-P"'ll~lx100
Por(>lo"i• 100.00 100.00 100.00 100.00
corporatillil Gesfón GG
Foialecer e! contm: de la i 13
imp!<lm~ntaoiOn del Progrnma de (lli:lr>YlfQdeactt.i\J....s...~dasl PQrcenl!le 100.00 100.CO 100.00 100.00 ges~ón empresarial Fortalec1m:enlodelCcnlrol Núm>rn de aotrvi:JadM :>'<lllratn>das) x 100
colobo<o<l0tat)l1'9msoo¡.¡,,¡,,,,)•100 produc!ilidadlaboral GAF Fortaiecerel desarrollo d ... !
17 Mejora de compelenciao ¡eu.-..,..,...,¡,,..;o."'"'"""",.,.,. Pot(>lO~& 1C-O.OO 100.00 100.00 100.0C
personal ~oe.,. /C<ir!loo prog•~rr•1tk") x 10-0 GAF
" : Conlnuo¡jjllr.crumnb
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V. Gestión Financiera
5.1 Los Ingresos por Actividades Ordinarias (SI. 22.0 MM) aumentaron en 5.0% respecto al mismo periodo del año anterior (SI. 20.9 MM) debido principalmente a los mayores ingresos en distribución producto del mayor consumo de energía, lo cual a su vez se compensa parcialmente con los menores ingresos de S/. 2.0 MM como consecuencia de la transferencia de activos correspondientes al SER Amazonas - Cajamarca.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (SI. 22.3 MM), el decremento fue de 1.6% debido a los menores ingresos en venta de servicios.
5.2 El costo de ventas (S/. 20.5 MM) aumentó en 8.1% respecto al mismo periodo del año anterior (S/. 19.0 MM) debido principalmente al incremento de las compras de energía relacionadas con las mayores ventas lo cual se compensa con la menor depreciación debido a la revisión de los valores atribuidos a los activos.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (S/. 20.2 MM}, la variación del 1.3% se debió a los mayores costos por compra de energia e incremento de los gastos de operación y mantenimiento de los sistemas cogestionados con municipalidades lo que a su vez se compensa con un menor costo por depreciación.
22.3
Previsto 15
Ingresos y Costos (En MM de S/.)
mar-14
8: Ingresos 1.J Costos u
22.0
mar-15
5.3 Se obtuvo una Utilidad Neta (S/. 0.1) es menor en comparación a la utilidad reportada al mismo periodo del año anterior (S/. 0.7 MM) debido principalmente a los mayores costos de operación y al menor margen financiero ocasionado por la mayor pérdida por diferencia en cambio de la actualización de la deuda el MEF.
Con relación a la meta prevista para el mismo periodo del presente año (S/. 0.2 MM}, la variación se debió principalmente a los mayores costos de ventas antes mencionados y al menor margen financiero de lo presupuestado debido al registro de la perdida por diferencia en cambio por la actualización de la duda al MEF.
21
Utilidad Neta Previsto 2015 - Ejecutado marzo 2014- Ejecutado marzo 2015
(En MM de S/.) 0.7
0.2
0.1
Previsto 15 mar-14 mar-15
~Utilidad/Pérdida Neta
5.4 Los activos (S/. 307.9 MM) disminuyeron en 5.8% respecto al mismo periodo del año anterior ( S/. 326.9 MM) debido principalmente al ajuste de Activos por Impuestos a las Ganancias Diferidas debido a que en la medida que no sea probable disponer de ganancias fiscales contra las que cargar las pérdidas o créditos fiscales no utilizados, no se procederá a reconocer los activos por impuestos diferidos y las menores inversiones financieras por la ejecución de obras de fondos transferidos por la DGER lo cual se compensa con el incremento de cuentas por cobrar comerciales a corto y largo plazo y las cuentas por cobrar a relacionadas las mismas que no se han compensado con sus respectivas cuentas por pagar a grupo DISTRILUZ.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (S/. 344.8 MM), se logró una ejecución de 89.3% lo que se debió a la rebaja de la provisión de Activos por Impuestos a las Ganancias Diferidas explicado líneas arriba.
5.5 Los pasivos (S/. 36.8 MM) decrecieron en 7.3% respecto al mismo periodo del año anterior (S/. 39.7 MM) debido principalmente a la reclasificación del pasivo por impuesto a las ganancias diferido y a las menores obligaciones financieras debido a la amortización de la deuda al MEF lo cual se compensa con los mayores ingresos diferidos en virtud del contrato para la instalación de paneles fotovoltaicos y las mayores cuentas por pagar relacionadas.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (S/. 24.3 MM), se incrementó en 51.1% lo que se debió a las mayores cuentas por pagar a relacionadas al no haberse compensado con sus respectivas cuentas por cobrar al grupo DISTRILUZ y por el registro de los ingresos diferidos en virtud del contrato para la instalación de paneles fotovoltaicos.
Estado de Situación Financiera (En MM de S/.)
Activo Pasivo Patrimonio
OPrevistolS Limar-14 umar-15
22
5.6 El patrimonio (SI. 271.2 MM) disminuyó en 5.6% respecto al mismo periodo del año anterior (S/. 287.2 MM) debido principalmente a los ajustes en resultados acumulados de los activos por impuestos a las ganancias diferidas.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (S/. 320.5), la ejecución llego al 84.6% lo cual se debió al registro de los mayores resultados acumulados al cierre del ejercicio anterior vs lo previsto, según lo comentado líneas arriba, así como la menor utilidad del ejercicio.
5.7 La rentabilidad sobre el patrimonio ROE (0.03), respecto al mismo periodo del año anterior, presenta una variación debido a menor utilidad registrada en el presente periodo vs la obtenida en el ejercicio anterior.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (S/. 0.07), la variación se debió a la menor utilidad registrada en el presente ejercicio por el menor margen financiero vs lo previsto.
5.8 La rentabilidad sobre los activos ROA (-0.01 ), respecto al mismo periodo del año anterior (0.05), presenta significativa variación debido a la pérdida operativa obtenida durante el presente periodo por los mayores costos operativos.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (-0.22) se observa una variación significativa debido a la menor pérdida operativa obtenida durante el presente periodo vs lo presupuestado.
Indicadores de rentabilidad
ROE, 0.19
ROE, 0.03 ROE, 0.07 ROA, O.OS
_.,.,,,,,...
ROA, -0.01
Previsto 15 1Trim14 1Trim15
-ROE -ROA
5.9 El índice de eficiencia de los gastos administrativos (4.00), respecto al mismo periodo del ejercicio anterior (4.9), presenta una ligera mejoría debido a que el incremento en gastos administrativos ha sido menor respecto al incremento de los ingresos con relación al ejercicio anterior.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (5. 7) se observa una variación significativa debido a la ejecución de menores gastos administrativos de lo previsto.
23
Indicador de eficiencia 5.7 ______ _
_ 4.9
- 4.0
Previsto 15 1Trim14 1Trim15
-Eficiencia
5.10 El EBITDA (S/.2.6 MM), respecto al ejercicio 2014 (S/.4.0 MM), presenta una disminución debido a los mayores costos de operación lo cual trae consigo un menor resultado operativo.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (S/.2.5 MM) existe una ligera variación lo que se explica debido a la mayor pérdida operativa la misma que se compensa con la mayor provisión de depreciación
EBITDA
4.0
2.5 2.6
Previsto 15 1Trim14 1Trim15
-Ebitda
5.11 El índice de Solvencia (0.14), respecto al ejercicio 2014 (0.14) se mantiene, con lo cual podemos observar que por cada S/.0.14 centavos de deuda, la empresa posee S/.1.0 de patrimonio.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (0.08) existe una variación la misma que se explica debido a las menores obligaciones previstas lo que hace que la empresa por cada SI O. 08 centavos de deuda, posea SI 1. O de patrimonio.
24
Indicador de Solvencia 0.14
0.14
0.08
Previsto 15 1Trim14 1Trim15
--Solvencia
5.12 El índice de Liquidez (8.2), respecto al ejercicio 2014 (10.2) presenta una variación de 19.2%, debido los menores saldos del activo corriente por el pago de diversos proyectos de inversión con relación al periodo anterior, aun así se observa que la empresa tiene la capacidad para cubrir sus obligaciones de
corto plazo.
Con relación a la meta prevista para el periodo del presente año (15.8) la variación es del orden de 47.9% lo cual se debe a los mayores saldos presupuestados del activo corriente con relación a lo
ejecutado, aun así la empresa tiene la capacidad para cubrir sus obligaciones de corto plazo.
Indicador de Liquidez
--8.2
Previsto 15 1Trim14 1Trim15
--Liquidez
VI. Gestión de Caja
6.1. Los Ingresos de Operación del Flujo de Caja (SI. 7. 6 MM) respecto a fa meta aprobada de (SI. 7.8 MM), presenta una ejecución del 98.01%, debido principalmente a la menor recaudación por la prestación de bienes y servicios, así como en los ingresos producidos en fas inversiones de subastas de fondos.
Los Egreso de Operación del Flujo de Caja (SI. 7.2 MM), respecto a fa meta aprobada de (SI. 3.9 MM), presenta un incremento del 85.3 % por los mayores desembolsos principalmente en
25
pago de las facturas provisionadas el año 2014, como la compra de energía en sistemas de distribución de energía eléctrica, como por el mantenimiento y reparación de los sistemas administrativos de transmisión y dislnbución de energía eléctrica.
6.3. El Flujo Operativo de caja (SI. 0.4 MM), respecto a la meta aprobada (S/.3.9 MM), presenta una ejecución del 9.39 % debido a los menores ingresos y mayores desembolsos que hemos detallado en los numerales 6.1 y 6. 2.
6.4. El Flujo Económico de Caja de (SI - 4.8 MM), respecto a la meta aprobada de (S!.0.3 MM), presenta una importante variación, debido principalmente a las colocaciones efectuadas en la subasta de fondos realizados por ADINELSA.
6. 5. El saldo final de caja (SI. 1. 2 MM) respecto a la meta aprobada (Sl.1. 8 MM), presenta una ejecución del 66. 7 %, debido principalmente al cumplimiento de pago de las obligaciones provisionadas en el año 2014, por la compra de energía en sistemas de distribución de energía eléctrica, como por el mantenimiento y reparación de los sistemas administrativos de transmisión y distribución de energía eléctrica, como a lo indicado en numeral 6.4.
El saldo de caja final, en un 1OO.00 % se encuentra comprometido en para cubrir las operaciones del giro del negocio en el próximo mes.
No existiendo saldo de libre disponibilidad al 11 Trimestre.
VII. Gestión Presupuesta!
7.1. La ejecución presupuesta! de los ingresos operativos de (SI. 20.33 MM), respecto a la mela aprobada, presenta una ejecución del 90.8 %, debido a los menores ingresos por la prestación de bienes y servicios, e ingresos financieros producido por las inversiones en las subastas de fondos.
15.3
Ventas Bienes
6.2
Ingresos de Operación (En MM de Si.)
IL9 03 -·~---··. __ _
Ventas Servicios !ng, Finan.
Mareo •Ejecución
o.o 0.1
Otros lng.
7.2. Los egresos operativos (SI. 17.87 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una ejecución del 89. 71 %, debido a menores gastos en compra de bienes, gastos de personal y principalmente en servicios prestados por terceros por el importe de SI. 1.6 MM equivalente al 8.37% de los gastos efectuados al mes de marzo.
26
Egresos: de Operación (En MM de SI.)
182
Compra de Gto Personal Serv. Prest Gto. Oiver Bienes Terceros
tvlarco •Ejecución
-Gto. Fin Otros Egre
7.3. La egresos por compra de bienes (SI O. 08 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una ejecución del 52. 07 %, debido a los menores gastos efectuados en la adquisición de bienes, principalmente en insumos y suministros de los SFD cuyo proceso de adquisición quedo desierto siendo reprogramada su compra para el presente ejercicio.
7.4. Los gastos de personal (S! 0.74 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una ejecución del 75. 72%, la menor ejecución es debido a que durante el primer trimestre, ADINELSA contó con 21 trabajadores, quienes se encuentran en planilla a plazo indeterminado y al 31 de marzo aún se encuentra pendiente fa cobertura del Jefe de fa Oficina de Control Institucional de la empresa actualmente cubierto por personal de la Contraloría, la Gerencia de Comercialización y Sistemas, así como como dos supe1Visores de la Gerencia Técnica. También, se debe tener en cuenta que el puesto de Asesor Legal, recién ha sido cubierto el 25 de marzo del presente.
Debemos mencionar que la empresa cuenta con el apoyo de Se!Vicios Complementarios y especializados de 5 personas, contratados a través de la empresa Corporación RyH S.A. C. El gasto por estos se1Vicios se reporta en el rubro Provisión de personal por cooperativas y services.
Así mismo, se contrata servicios de profesionales de apoyo y conductores para viajes al interior del país. El costo por este servicio se registra en los rubros Consultorías y Otros Servicios no Personales.
7.5. Los servicios prestados por terceros (SI. 16. 57 MM), respecto a la meta aprobada, presenta un menor ejecución del 91.25%, principalmente debido a los menores gastos en Consultorías y Auditorias las cuales se encuentran en proceso de ejecución, como a los menores gastos en mantenimiento y reparación entre otros, que totalizan el impone de SI. 1. 6 MM.
7.6. Los egresos por tributos (SI. 0.01MM), respecto a fa meta aprobada, presenta una menor ejecución del 49. 91%, debido a la menor ejecución en el impuesto y contribuciones.
7.7. Los gastos diversos de gestión (SI. 0.4 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una menor ejecución del orden de 78. 79%, debido a la menor ejecución en seguros como en viáticos.
7.8. Los egresos financieros (Sl.0.01 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una mayor ejecución, debido a gastos financieros generados, por el ajuste de diferencia de cambio.
7.9. Los otros egresos operativos que compensa a los Gastos FISE de (SI. O. 04 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una menor ejecución del 48. 52%.
7.10. Los gastos de capital (S! 0.4 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una ejecución del 64. 00%, toda vez que los proyectos de inversión ya adjudicados, se encuentran en proceso de ejecución.
27
Proy. Inversión
Gastos de Capital (En MM de Si)
03
No Ligados Pmy
Marco 1!11 Ejecución
7.11. Los ingresos de capital no presentan movimiento.
O.O O.O
otros
7.12. El transferencias netas (SI. 0.04 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una ligera ejecución del O. 22%, principalmente debido a que esta en proceso la remisión de documentos de los gastos no ligados a proyectos a ejecutarse, con el fin de recibir la transferencia de los recursos financieros del MEM-DGER, y proceder a la ejecución de los Gastos de Capital no Ligados a Proyectos de acuerdo a lo programado para el 2015.
7.13. El resultado económico (SI. 2. 12 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una ejecución del 10.05%, principalmente por/o mencionado en los puntos 7. 1, 7.2 y 7.12.
7.14. El financiamiento neto (-SI. 0.02 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una mayor ejecución del 15. 36%, debido al mayores provisiones para el pago de intereses por el financiamiento recibido Ministerio de Energía y Minas
7.15. La Partida Resultado de ejercicios no presenta movimiento.
7.16. El saldo final presenta una ejecución del (SI. 2. 1 MM) respecto a la meta aprobada presenta una ejecución del 9.97%, por/o mencionado principalmente en el numeral 7. 12.
7.17. El gasto integrado de personal (SI. 1.2 MM), respecto a la meta aprobada, presenta una ejecución del 55. 98%, la menor ejecución es debido a que al primer trimestre del 2015, ADINELSA contó con 21 trabajadores, quienes se encuentran en planilla a plazo indeterminado y al 31 de marzo aún se encuentra pendiente la cobertura del Jefe de la Oficina de Control Institucional de la empresa actualmente cubierto por personal de la Contralor/a, la Gerencia de Comercialización y Sistemas, así como como dos supervisores de la Gerencia Técnica. También, se debe tener en cuenta que el puesto de Asesor Legal, ha sido cubierto el 25 de marzo del presente. Así como por los menores gastos en Auditoria y Consultoría y otros servicios no personales.
7. 18. Todas las partidas cuentan con marco presupuestario.
7.19. Gestión de Proyectos:
a)
b)
Respecto a la ejecución de los proyectos de inversión ha tenido menor ejecución debido a estar en proceso de instalación los S. D.F.
Por otro lado, la ejecución de los Gastos de Capital no Ligados a Proyectos respecto a la subsanación de deficiencias correctivas se encuentran en proceso de ejecución.
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VIII. Aspectos Relevantes
Al 31 de Marzo del 2015, se tienen los siguientes hechos relevantes:
Las compras efectuadas a EDELNOR para el abastecimiento de los Sistemas Eléctricos Rurales Huaura Sayán, Purmacana-Barranca, Cara/, Guadalupe y Supe, fueron transferidas a EGESUR, el referido generador aplica las tarifas en barra y al cargo de energía le adiciona un descuento del 5 % por pronto pago.
Aspectos Técnicos:
c. El servicio de Adecuación de Distancias de Seguridad de la Línea de Transmisión Chic/ayo -Poma/ca - Tumán - Cayaltí (adjudicado en tercera convocatoria por SI 1'400,759. 00), se encuentra concluido y en arbitraje.
d. Se han suscrito tres Convenios Específicos con el Ministerio de Energía y Minas para Transferir Recursos a ADINELSA fin de Subsanar Deficiencias Constructivas de acuerdo a las Normas Técnicas de E/ectnficación Rural, de doce (12) Proyectos ejecutados por la DGERIMEM (Convenio DGERIMINEM) y que fueron transferidos a AD/NELSA para su operación y mantenimiento; el monto total de la transferencia asciende a SI. 14'039,908.80. Se adjudicaron once (11) servicios por el monto de SI 10'604,434.30 (incluye monto de obra y supervisión) y el presupuesto correspondiente al servicio Ampliación y Mejoramiento del Sistema Eléctrico 60 kV Bagua -Jaén de la Región Amazonas fue transferido a la empresa Electro Oriente S.A. por el importe de SI 3'037,064.71, por orden del FONAFE como aporte de capital. El avance de los servicios en mención, se descnbe a continuación:
• Subsanación de Deficiencias Constructivas del PSE Cajamarca Eje Asunción Cospán (monto adjudicado de SI. 913, 130.67), con un plazo de ejecución de 266 días calendarios, el servicio en mención se encuentra concluido y en proceso de recepción; así mismo, se suscribió el contrato de supervisión (monto del contrato Sl.59,646.94).
• Servicio Subsanación de Deficiencias Constructivas del PSE Lonya Grande (monto adjudicado de SI. 2'074,664.41) con un plazo de ejecución de 266 días calendarios; el servicio en mención, se encuentra concluido y en proceso de recepción; así mismo, se suscribió el contrato de supervisión (monto del contrato S! 104,460.50).
• Servicio de Subsanación de Deficiencias Constructivas del PSE Chachapoyas 11 Etapa (monto adjudicado fue de SI. 1'173,415.43) con un plazo de ejecución de 266 días calendarios; el servicio en mención, se encuentra concluido, recepcionado y /iqwdado; así mismo, cuenta con contrato de supervisión concluido (monto del contrato SI. 65,000.30) y en proceso de liqwdación.
• Servicio Subsanación de Deficiencias Constructivas del PSE Cajabamba - San Marcos -Huamachuco (monto adjudicado de SI 1'403,981.00) con un plazo de ejecución de 267 días calendarios; el servicio en mención, se encuentra concluido y en proceso de recepción; así mismo, cuenta con el contrato de supervisión concluido (monto del contrato SI. 78,895.98).
• Servicio Subsanación de Deficiencias Constructivas del PSE Tarma 111 Etapa (monto adjudicado de SI. 492, 194.97) con un plazo de ejecución de 90 días calendarios, el servicio tiene un avance del 60% y a la fecha se encuentra paralizado, a la espera de Ja aprobación del cronograma de corte de servicio por parte de la empresa Electrocentro S.A. para continuar con los trabajos programados. Se cuenta con contrato de supervisión (monto del contrato SI. 47,085.90).
• Servicio de Subsanación de Deficiencias Constructivas del PSE Huánuco Eje Dos de Mayo 11 Etapa (el monto adjudicado fue de SI. 1'436,322.96), con un plazo de ejecución de 260 días calendarios, a la fecha se tiene un avance del 70%, se aprobó el cronograma de corte de servicio por parte de la empresa E!ectrocentro S.A. para continuar con los trabajos programados. También, se suscribió el contrato de supervisión (monto del contrato SI 82,743.08).
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• Se1Vicio de Subsanación de Deficiencias Constructivas del PSE Huancavelica Norte, Eje Paica 11 Etapa (monto adjudicado de SI 490,390.00) con un plazo de ejecución de 260 días calendarios, el se/Vicio se encuentra culminado y en proceso de liquidación. Se cuenta con contrato de supervisión (monto del contrato SI 49,462.65).
• Se/Vicio de Subsanación de Deficiencias Constructivas, Consistentes en la Implementación de Equipos de Protección y Medición en la Obra Electrificación Rural Grupo 12 en 11 Departamentos, Proyectos 20 y 21 (monto adjudicado de S! 456,780.59), dicho servicio tiene un plazo de ejecución de 260 días calendarios, se encuentra concluido y en proceso de liquidación.
• Servicio de Subsanación de Deficiencias Constructivas del PSE San Ignacio I Etapa (monto adjudicado de SI 360,500.00) con un plazo de ejecución de 75 días calendarios, se suscribió el contrato y tiene un avance del 15%, a la fecha se encuentra en suspensión temporal por lluvias; así mismo, se cuenta con contrato de supervisión (monto del contrato SI 40,268.98).
• Servicio de Subsanación de Deficiencias de Distancia de Seguridad de la Línea LP y RP Conila Cohechan y Lonya Chico lngui!pata (monto adjudicado de SI. 181,000.00) con un plazo de ejecución de 90 días calendarios, tiene un avance del 85% y se encuentra en ejecución.
• Obra Mejoramiento del Servicio Eléctrico al Sector Electro Oriente del PSE Chachapoyas 11 con la Línea de Interconexión en 22.9 kV CH Các!ic - Chachapoyas (monto adjudicado de SI. 1 '039, OO. 00) con un plazo de ejecución de 180 días, y tiene un avance del 20%; se cuenta con contrato de supervisión (monto del contrato SI. 56,479.50).
e. Se viene inspeccionando la obra Electrificación de los Anexos Mutanga Alto y Checcche (02 Localidades y 22 usuarios), ubicado en el Distrito de Quitoarma, Provincia de Huaytará, Región Huanvelica, ejecutada por el Gobiemo Local de Quitoarma; dicha obra se encuentra en etapa de verificación del levantamiento de observaciones y será integrada al Sistema Eléctrico Huancano.
f. Se viene inspeccionando la obra Electrificación Rural de los Anexos Naranjo/loe y Sumba (02 Localidades y 22 usuarios), ubicada en el Distrito de Tibil/o, Provincia de Palpa, Región lea; dicha obra fue ejecutada por el Gobiemo Local de Tibil/o y se encuentra en etapa de verificación de levantamiento de observaciones; así mismo, será integrada al Sistema Eléctrico Tambo Quemado.
g. Se viene inspeccionando la obra Ampliación de las Instalaciones Eléctricas de las Localidades del Distrito de Langa (12 localidades y 150 usuarios), ubicada en el distrito de Langa, provincia de Huarochirí, Región Lima, la misma que fue ejecutada por el Gobierno Local de Langa; dicha obra será entregada a ADINELSA para su operación y mantenimiento. A la fecha se encuentra en etapa de levantamiento de observaciones y será integrado al SER Huarochirí.
h. Se viene inspeccionando la obra Electrificación Rural Grupo 35, en Siete Departamentos - ltem N°4 - Proyecto Electrificación Rural de los Distritos de Cusicancha, Huallacundo Arma, Quitoarma, Huaytará y Pilpichaca, Provincia de Huaytará, Región Huancavelica (21 localidades y 350 usuarios), la misma que fue ejecutada por la DGERJM/NEM, a la fecha se encuentra en etapa de inicio de operación experimental; dicho sistema será integrado al SER Castrovirreyna.
Se viene inspeccionando la obra Ampliación de Electrificación Rural de los Caseríos del Distrito de Arma, Provincia de Castrovirreyna, Región Huancavelica (10 localidades y 136 usuarios), la misma que fue ejecutada por la DGERIMINEM; a la fecha se encuentra en etapa de inicio de operación experimental y será integrado al SER Castrovirreyna.
j. Se viene inspeccionando la obra Instalación del SeNicio de Energía Eléctrica Mediante el Sistema Convencional en el Sector de Ñaupiza y Huasipírcana, ubícado en el Distrito de San Juan de Yanac, Provincia de Chincha, Región lea (02 localidades y 53 usuarios), la misma que fue ejecutada por la Municipalidad Distrital de San Juan de Yanac, a la fecha, se encuentra en etapa de verificación de levantamiento de obse1Vaciones, dicho sistema será integrado al SER Castrovirreyna.
k. Se viene inspeccionando la obra de Electrificación de las Localidades de la Municipalidad de Los Molinos, ubicado en el Distrito Los Molinos, Provincia de lea, Región lea (06 localidades y 400 usuarios), la misma que fue ejecutada por la Municipalidad Provincial de lea. A la fecha se encuentra en etapa de operación experimental; dicho sistema será integrado al SER Castrovirreyna.
30
Se viene inspeccionando la obra Electrificación Rural Grupo 25 en 03 Departamentos (ltem N° 01) SER Tambo Quemado 11 Etapa, ubicado en los Distritos de San Pedro y Leoncio Prado, Provincia de Lucanas, Región Ayacucho (12 localidades y 214 usuarios), la misma que fue ejecutada por la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (DGERIMINEM). A la fecha se encuentra en etapa de inicio de operación experimental y será integrado al SER Tambo Quemado 1 Etapa.
m. Se viene inspeccionando la obra SER Puquio IV Etapa, ubicado en el Distrito San Pablo y Puquio, Provincia de Lucanas, Región Ayacucho (07 localidades y 123 usuarios), la misma que fue ejecutada por la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (DGERIMINEM). A la fecha se encuentra en etapa de inicio de operación experimental y será integrado al SER Tambo Quemado.
IX. Conclusiones y Recomendaciones
Los ingresos por actividad fueron menores en 1.59% respecto a lo presupuestado para el presente periodo, lo que en suma acumulo una venta total de (S/.22.0 MM).
Por otro lado se tiene que el costo de ventas fue mayor en 1.29% de lo presupuestado debido a mayores costos por compra de energía e incremento de los gastos de operación y mantenimiento de los sistemas cogestionados con municipa/ídades.
X. Anexos
Anexo 1.- Data Relevante. Anexo 2. - Pian Operativo. Anexo 3. - Presupuesto de Ingresos y Egresos (Formato 4E). Anexo 4. - Formatos de Evaluación. Anexo 5 .- Declaración de Remisión de Información.
31
AnexoNº 5
Declaración de Remisión de Información
La información que se detalla y que sustenta el presente informe, considera la remitida a través del Sistema de Información (SISFONAFE) con las especificaciones y cierre electrónico dentro de los plazos establecidos en la Directiva de Gestión de FONAFE.
• Perfil (Formato 1 E) • Estado de Situación Financiera (Formato 2E) • Estado de Resultados Integrales (Formato 3E) • Presupuesto de Ingresos y Egresos (Formato 4E) • Flujo de Caja (Formato SE) • Endeudamiento (Formato 6E) • Gastos de Capital (Formato ?E) • Saldo de Caja, Depósitos e Inversiones (Formato 9E) • Plan Operativo (Formato 1 OE) • Dietas (Formato 11 E) • Fichas de Proyectos de Inversión (Formato 12E) • Altas y Bajas • Data Relevante
32
EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA S.A.
PERFIL EMPRESARIAL
Al 31 de Marzo de 2015
DATOS GENERALES
NOMBRE O RAZON SOCIAL EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA S.A.
NOMBRE COMERCIAL ADINELSA
RUC 20425809882
DIRECCION Prolongaci¿n Pedro Miotta N¿ 421 - San Juan de Miraflores
TEL.EFONO 217-2000 'FAX 466-6666 EMAll a tenciones@adine!sa .corn .pe
OFICINA DE ENLACE PROLONGACl¿N PEDRO MIOTTA 421 - SAN JUAN DE MIRAFLORES
117010000478806 Nuevo Sol 4.88 365 07/0712015 1,000,000 35,970 1,035,970
117010008770 Nuevo Sol 4.95 302 09/12/2015 1,018,155 6,718 1,024,872
11701000961692 Nuevo Sol 4.76 320 08/02/2016 1,054,803 818 1,055,621
BANCO GNB 431,845 2,708 434,553
TDC 150419992 Nuevo Sol 4.7 302 09/12/2015 431,845 2,708 434,553
FINANCIERA NUEVA VISION 5,200,000 189,709 5,389,709
1000004258 Nuevo Sol 4.95 365 07/07/2015 5,200,000 189,709 5,389,709
TOTAL: 65,738,017 1,372,635 67,110,652
FONDO NACIONAL DE FINANCIAMIENTO DE LA ACTJVIDAO EMPRESARIAL DEL
ESTADO FONAFE
Fecha Cierre- 13104/2015
Hora Cierre: 23.23.47
DENOM!NACION SOCIAL DE LA ENTIDAD
SIT\JACION DEL PLAN ESTRATEGICO
ADINELSA
HORIZONTE DEL PLAN ESTRATEGICO
ADINELSA
PLAN OPERATIVO 2015
NIVEL DE AVANCE AL 1 TRIMESTRE
VISION DE LA ENTIDAD
Página
Fecha lmpr:
Hora lmpr
(C47232304-201513)
iS/04/2015
11.48.26
EN PROCESO DE MOOIF!CAC!ON
~ DE: 2013 SER RECONOCIDA COMO UNA EMPRESA MODELO, EFICIENTE, MODERNA Y RESPONSABLE QUE CONTRIBUYE Al DESARROLLO DE LAS POBLACIONES RURALES EN
CULMINADO S!TUAC!ON DE POBREZA Y EXTREMA POBREZA EN PROCESO DE ELABORAC!ON A· 2011
NO CUENTA CON PLAN
MISION DE LA ENTIDAD SATISFACER LAS NECESIDADES OE ENERGIA DE NUESTROS CUENTES, !NCREMENTANDO LA CALIDAD DE Lf\JOS SEVICIOS QUE PRESTA LA EMPRESA, ACTUANDO EN FORMA RESPONSABLE PARA CONTRIBUIR CON El DESARROLLO RURAL SOSTENIBLE DEL PAIS Y COMPROMETIDOS CON EL BIENESTAR DE NUESTROS COLASORADORES, LA MEJORA CONTINUA Y LA CREACION DEL VALOR
OBJETIVOS
LINIO.MEO ¡ VALORES Aílü METllS P/IR/I EL AÑO 2015
2014 ANUAi.
'"I 0.07
' m•"""'"""'""""'" """e~~·" 11 °''""º ""'""º °'' "''" oPCAAWO ' ! ! ! l 1LOGRAR UNA RENfADILIOAD
SONTENIOA l 1rolomo•obroo1psl'1morno-!ll•
, "I ~" 2 '""'•bNd~d oporntr.~ - ROA
'"··"·· I 1 12'11 15.59
3 llq>Jldozooldo
' ' , "I 0.83 4m•<g"nd••»<>I••
VALORESAílOI METAS PARA F.LA>l020\S
2014 ANUA! l OellTR!M 08JF.T!VO ESPECIFICO OEl PLAN OPERATIVO
º'°I 0.00
2 INCREMENTAR LOS INGRESOS Y OPTIMIZAR LOS COSTOS 1 1 <•<i<Jo<londol¡wonl~do.•
3 mej<lrar la imagen empresarlal OBJETNO ESPECIFICO rlF,l PLAN OPERATIVO INOICAOOR IJNIO. MEO VALORES AÑO METAS PARA El ANO iois >::Jt\O\!C( 2014 ANUA!.
I' '"""'~"'""''';ºº'°'"•o<ohwo~ 1 oo=""'"""<º""~"~'AAWo wrno.oM '"" vrn VACORCSAOO º"""•M<Uwo'"" "''°"'º""' '""~• 2014 ANUAL OH 1 TRIM AL 11RIM DEL l TF!.IM Al 1 TF!.IM Ali TRIM
1 l OGRAR UN AMBIFNTF Df TRABAJO
1 auE FOMENTE LA PRooucnv10Aol l 1NVrnsmN<:NcAPAcirAcioN 1 1 o.orl 0.091 o.os! o.osl o.os! o.os! 55.56 LABORAL
PROGRAMA DE PRODUCCION
BIENES Y/O SERVICIOS
PROGRAMA DE VENTAS
BIENES YIO SERVICIOS
PHOGRAMA DE COMPRAS DE INSUMOS
B!FNES YIO SERVICIOS
~ .........
/ -<¡ CPC FREDY
VALVERDE
OBJETIVO ESF'tiC!FICO OS.. PIAN OPERATIVO
:ZFORTALECER EL DESARROLLO PERSONAL
EN VOLUMEN Y/O IJNIOADES FISICAS
1.!NIO.MED
1 m..jo,-a6"rom¡;olendao
UNIDAD DE PROGRAMACION 2015 EJECUCION Af,¡o 2015
MEDIDA ANUAL DEL 1 TRIM AL l lRIM DEL 1 "JRIM AL 1 TRIM
EN VOLUMEN Y/O UNIDADES FIS!CAS
UNIDAD DE PROGRAMACION 2015 EJEGUCION AÑO 2015
MFOIDA ANUAL DEL 1 TRIM Al J TRIM DFl 1 TRIM AL 1 TR!M
FONOO '4ACIONAl DE FINA.NC1AMIENTO DE lA AC71\flDAD EMPRESAAl.oJ. DEL ES7ADO
fONAfE EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA S.A.
DIETAS
FECHA CIERRE: 13/04/2015 AÑO : 2015 MES : MARZO
HORA CIERRE: 10.26 PM NUEVOS SOLES FORMATO N' 11E
SANCHEZ AYALA JORGE LUIS 396 1210312015 1,587.00
397 2710312015 1,587.00
VELASQU EZ SALAZAR GERMAN 396 1210312015 1,058.00
CHAVEZ VELANDO CESAR 396 1210312015 1,058.00
397 2710312015 1,058.00
4 SAITO SILVA CARLOS AGUSTIN 396 1210312015 0.00 NO COBRA DIETA
397 27/0312015 0.00 NO COBRA DIETA
TOTAL 6,348.00
5.Z
Página: de
Fecha 151041201
Hora lmpr: 11 :22 AM
(C47262204-201513)
•
FONOO NAC:O'I:"'- DE FINANC-AMl~NTO DE lA l<CT!.llON:: Er.IPRESARIAl DEL ESTADO
'~' EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA Página: de
S.A. Fecha 151041201
EVALUACION PRESUPUESTAL DEL EJERCICIO 2015 FECHA CIERRE: 1310412015 Ficha de Proyecto de lnversion Hora lmpr: 11.27 AM
HORA CIERRE 12.00 AM FORMATO N' 12E (C02272204-201513)
1. NOMBRE DEL PROYECTO perfil
Codigo SNIP 1 no tiene 1 Fecha de Viabilídad: 1 1 Entidad que otorgó 1
2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
Departamento 1 Seleccione f Provinci 1 Seleccione Provincia j Distrito 1 Seleccione Distri:o ! localidad 1 Seleccione Locaiidad 1 Beneficiario 1
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ELABORACION DE PERFILES PARA EJECUCION DEL ANO 2015
4.DBJETIVOS Y BENEFICIOS
4.1 FINANCIEROS
4.2 SOCIALES ...
5. MONTO TOT Al DE LA INVERSION 1
SI. i 11ssooo.o 1 US$ 1
5. FINANCIAMIENTO (EN SI.) 1
FUENTES 1
DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSOS
1
DESEMBOLSO 2015
1 SALDO AL! TR!M 2015
TOTAL PREVISTO A.CUM Al 31.12.2014 AL 1 TRIM 2015
RECURSOS PROPIOS 1,155,000 o 14,542 1,140,456
ENDEUDAMIENTO INTERNO o o o o
ENDEUDAMIENTO EXTERNO o o o o
OTRAS FUENTES DE o o o o FINANCIAMIENTO
TOTAL 1, 155,000 o 14,542 1,140,456
7 INDICADORES DE EVALUAC!ON
7.1 VAN
7.2 T!R
7.3 Periodo de Recuperación
7A Presupuesto del proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO 1 1 MARCO PRESUPUESTAL 1 EJECUCION PRESUPUESTAL 1 NIVEL DE EJECUCION EN%
1 2014 1 2015 1 DEL 1 TR!M 1 AL! TRIM 1 DELITRJM 1 AL 1 TRIM 1 DEL 1 TR!M 1 AL 1 TRIM 1 AVANCE ANUAL
INGRESOS o o o o e o o o o
EGRESOS o 1,l55,000 o o 14,542 14,542 o o 1
DIFERENCIA o ~1, 155,000 o o -14,542 -14,542 o o -1
7.5 Flujo de Caja mensualizado del Proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JUUO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBR DICIEMBRE
SALDO FINAL o o -14,542 o o o o o o o o o EGRESOS o o 14,542 o o o o o o o o o SALDO INICIAL o o o o o o o o o o o o DIFERENCIA o o -14,542 o o o o o o o o o INGRESOS o o o o o o o o o o o o
8. CRONOGRAMA DE AVANCE DEL 1 TRlM RESPECTO A AL! TRIM RESPECTO A PROGRAMAC!ON 2015 DESDE INICIO HASTA EL 1 TRJM RESPECTO TOTAL
FONAFE EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA Página: de
S.A. Fecha 151041201
EVALUACION PRESUPUESTAL DEL EJERCICIO 2015
FECHA CIERRE: 13/04/2015 Ficha de Proyecto de lnversion Hora lmpr: 11.28 AM
HORA CIERRE: 12.00 AM FORMATO Nº 12E (C02272204-201513)
1. NOMBRE DEL PROYECTO estudios definitivos
Codigo SNIP 1 no tiene 1 Fecha de Viabilidad: 1 1 Entidad que otorgó 1
2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
Departamento 1 Seleccione 1 Provinci 1 Seleccione Provincia 1 Distrito 1 Seleccione Distrito 1 Localidad 1 Seleccione Localidad 1 Beneficiario 1
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ESTUDIOS DEFINITIVOS PARA EJEUCION DEL AÑO 2015
4.0BJETIVOS Y BENEFICIOS
4.1 FINANCIEROS
4.2 SOCIALES
5. MONTO TOTAL DE LA INVERSION 1 SI. 1300000.0 1 US$
1
5. FINANCIAMIENTO {EN sn 1
FUENTES 1
DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSO 2015
1 SALDO ALITRIM 2015
TOTAL PREVISTO AClJM AL 31.12.2014 AL 1 TRIM 2015
RECURSOS PROPIOS 300,000 o o o
ENDEUDAMIENTO INTERNO o o o o
ENDEUDAMIENTO EXTERNO o o o o
OTRAS FUENTES DE o o o o FINANC!AMlENTO
TOTAL 300,000 o o o
7 INDJCADORES DE EVALUACION
7.1 VAN
7.2 T!R
7.3 Periodo de Recuperación
7.4 Presupuesto del proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO 1 1 MARCO PRESUPUEST AL 1 EJECUCION PRESUPUESTAL 1 NIVEL DE EJECUCION EN%
1 2014 1 2015 1 DEL 1 TRIM 1 AL 1 TRIM 1 DELITRIM J AL 1 TR!M 1 DEL 1 TRIM 1 AL 1 TRlM 1 AVANCE ANUAL
INGRESOS o o o o o o o o o
EGRESOS o 300,000 o o o o o o o
DIFERENCIA o -300,000 o o o o o o o
7.5 Flujo de Caja mensualizado del Proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBR DICIEMBRE
SALDO FINAL
EGRESOS
SALDO INICIAL
DIFERENCIA
INGRESOS
8. CRONOGRAMA DE AVANCE DEL! TR!M RESPECTO A AL 1 TRIM RESPECTO APROGRAMACION 2015 OESDE INICIO HASTA EL 1 TRIM RESPECTO TOTAL
B.1 Avance F1sico
8.2 Avance Financiero
FONDO NAC;ONA.:. DE FINANCl/l.M!EN"TO OE LA ACTIV'0Afl EM~RESl\R'Al l:>E~ ESTADO
FONAFE EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA Página: de
S.A. Fecha 15/04/201
EVALUACION PRESUPUESTAL DEL EJERCICIO 2015 FECHA CIERRE: 13/0412015 Ficha de Proyecto de lnversion Hora lmpr: 11.29 AM
HORA CIERRE: 12,00 AM FORMATO Nº 12E (C02272204-201513)
1. NOMBRE DEL PROYECTO EJE. OBRA- PROYECTO DE ELECTRIFICACION SFD REGION AYACUCHO
Codigo SNIP 1 233666 1 Fecha de Viabilidad 1 1 Entidad que otorgó 1 DGPMA
2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
Departamento 1 AYACUCHO 1 Provine! 1 LUCANAS 1 Distrito 1 PUQUIO 1 Localidad 1 PUQUIO 1 Beneficiario 1 3192
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO INSTALACION DE MODULOS FOTOVOLTAICOS
4.0BJETJVOS Y BENEFICIOS
4.1 FINANCIEROS
4.2 SOCIALES
5. MONTO TOTAL DE LA !NVERS!ON 1 SI. 12448338.0 1 US$ 1
5. FINANCIAMIENTO (EN Sf.) 1
FUENTES 1
OESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSO 201S
1 SALDO ALI TRIM 2015
TOTAL PREVISTO ACUM AL 31.12.2014 AL! TR!M 201S
RECURSOS PROPIOS 120,000 o 23,254 96,746
ENDEUDAMIENTO INTERNO o o o o
ENDEUDAMIENTO EXTERNO o o o o
OTRAS FUENTES DE o o o o FINANCIAMIENTO
TOTAL 120,000 o 23,254 96,746
7 IND!CADORES DE EVALUACION
7.1 VAN 2823590.0
7.2TIR 26.17
7.3 Periodo de Recuperación
7.4 Presupuesto del proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO 1 1 MARCO PRESUPUESTAL 1 EJECUCION PRESUPUESTAL 1 NIVEL DE EJECUCJON EN%
1 2014 1 2015 1 DEL 1 TRIM 1 Al 1 TR!M 1 DEL i TRIM 1 AL l TRIM 1 DEL 1 TRIM 1 AL ITR!M 1 AVANCE ANUAL
INGRESOS o o o o o o o o o
EGRESOS o 120,000 75,000 75,000 23,254 23,254 31 31 19
DIFERENCIA o -120,000 -75,000 -75,000 -23,254 -23,254 -31 -31 -19
7.5 Flujo de Caja mensuallzado del Proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOV!EMBR DICIEMBRE
SALDO FINAL o -11,924 -11,329 o o o o o o o o o EGRESOS o 11,924 11,329 o o o o o o o o o SALDO INICIAL o o o o o o o o o o o o DIFERENCIA o -11,924 -11,329 o o o o o o o o o INGRESOS o o o o o o o o o o o o
S. CRONOGRAMA DE AVANCE DEL! TRIM RESPECTO A AL 1 TRIM RESPECTO A PROGRA.MACION 2015 DESDE INICIO HASTA El !TRIM RESPECTO TOTAL
S, 1 Avance Físico
B.2 Avance Financiero
55
FONDO /'<ACIDNAL CE flMNCIAMIENTO DE LA AC-IVIOAO E!APRESAR Al DEL ES":"/<00
FONAFE EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA Página: de
S.A. Fecha 15/04/201
EVALUACION PRESUPUESTAL DEL EJERCICIO 2015
FECHA CIERRE: 13/04/2015 ficha de Proyecto de lnversion Hora lmpr: 11.32 AM
HORA CiERRE: 12 00 AM FORMATO Nº 12E (C02272204-201513)
1. NOMBRE DEL PROYECTO EJE. OBRA- PROYECTO DE ELECTRIFICACION SFD REGION LIMA
Codigo SNIP 1
234423 1 Fecha de Viabilidad· 1 1 Entidad que otorgó 1 DGPMA
2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
Departamento 1 LIMA 1 Provine! 1 HUAURA 1 Distrito 1 VEGUETA 1 Localidad 1 VEGUETA 1 Beneficiario 1 2108
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO INSTALACION DE MODULOS FDTDVDLTAICOS
4.0BJETlVOS Y BENEFICIOS
4.1 FINANCIEROS
4.2 SOCIALES
5. MONTO TOTAL DE LA INVERSION 1 SI. 11605713.0 1 US$ 1
5, FINANCIAMIENTO (EN S/.) 1
FUENTES 1
DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSO 2015
1 SALDO Al l TRIM 2015
TOTAL PREVISTO ACUM AL 31.12.2014 Al 1 TRIM 2015
RECURSOS PROPIOS 116,100 o 15,356 100,744
ENDEUDAMIENTO INTERNO o o o o
ENDEUDAMIENTO EXTERNO o o o o
OTRAS FUENTES DE o o o a FINANC!AMJENTO
TOTAL 116,100 o 15,356 100,744
7 INDICADORES DE EVALUAC!ON
7.1 VAN 1931726.0
J.2 TIR 26.58
7.3 Periodo de Recuperación
7.4 Presupuesto del proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO 1 1 MARCO PRESUPUESTAL 1 EJECUCION PRESUPUESTAL 1 N!VEL DE EJECUCION EN%
1 2014 1 2015 1 DEL 1 TRIM 1 AL! TR!M 1 DEL 1 TRIM 1 Al l TRIM 1 DEL 1 TRIM 1 AL ITR!M 1 AVANCE ANUAL
INGRESOS a o o o a a o o o
EGRESOS o 116,100 71,100 71,100 15,356 15,356 22 22 13
DIFERENCIA a -116,10{) -71,100 -71,100 -15,356 -15,356 -22 -22 -13
7.5 Flujo de Caja mensualizado del Proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBR DICIEMBRE
SALDO FINAL a -7,874 -5,315 o o o a o a o a o EGRESOS o 7,874 5,315 o o o o o o o o a SALDO INICIAL o o o a o o o o o a o a DIFERENCIA o -7,874 ·5.315 o o o o o a o o a INGRESOS o o o o o o o o o o o o
B. CRONOGRAMA DE AVANCE DEL 1 TRIM RESPECTO A AL 1TRIM RESPECTO A PROGRAMACIOJ\ 2015 DESDE INICIO HASTA ELl TRIM RESPECTO TOTAL
a.1 Avance Flsico
6.2 Avance Financiero
FOMJO NACIONAL DI;_ FiNANGAMIENTQ OE: lA ACTIVIDAD EMPRESARIAL OEL EST.0.00
FONAFE EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA Página
S.A. de
Fecha 15104/201 EVALUACION PRESUPUESTAL DEL EJERCICIO 2015
FECHA CIERRE 13/C4/2015 Ficha de Proyecto de lnversion Hora lmpr: 11.36 AM
HORA CIERRE' 12.00 AM FORMATO N' 12E (C02272204-201513)
1. NOMBRE DEL PROYECTO EJE. OBRA- PROYECTO DE ELEGTRIFICACION SFD REGION CAJAMARCA
Codigo SNIP 1 267448 1 Fecha de Viabilidad· 1 1 Entidad que otorgó 1 OGPMA
2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
Departamento 1 CAJAMARCA 1 Provine! 1 CAJAMARCA 1 Distrito 1 CAJAMARCA 1 Loi:alidad 1 CAJAMARCA 1 Beneficiario 1 4060
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO INSTALAGION DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS
4.0BJET!VOS Y BENEFICIOS
4.1 FINANCIEROS
4.2 SOCIALES
5. MONTO TOTAL DE LA INVERSION 1
SI. 13103426.0 1 US$ 1
5. FINANCIAMIENTO {EN Sf.} 1
FUENTES 1
DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSO 201 S
1 SALDO Al l TRIM 201 S
TOTAL PREVISTO ACUM AL 31.12.2014 AL 1 TRIM 2015
RECURSOS PROPIOS 113,000 o 29,581 83,419
ENDEUDAMIENTO INTERNO o o o o
ENDEUDAMIENTO EXTERNO o o o o
OTRAS FUENTES DE o o o o FINANCIAMIENTO
TOTAL 113,000 o 29,581 83,419
7 INDICADORES DE EVALUACJON
7.1 VAN 3786659.0
7.2 T!R 26.61
7.3 Periodo de Recuperación
7A Presupuesto del proyecto (En Nuevos Sotes)
PERIODO 1 1 MARCO PRESUPUESTAL 1 EJECUCION PRESUPUESTAL 1 NIVEL DE EJECUCION EN %
1 2014 1 2015 1 DEL 1 TRIM 1 AL 1 TRIM 1 DEL 1 TRIM 1 AL 1 TRIM 1 DEL 1 TRIM 1 AL 1 TRIM 1 AVANCE ANUAL
INGRESOS o o o o o o o o o
EGRESOS o 113,000 68,000 68,000 29,581 29,581 44 44 26
DIFERENCIA o ·113,DOO -68,000 -68,000 -29,581 -29,581 -44 -44 -26
7.5 Flujo de Caja mensualizado del Proyei:to {En Nuevos Soles)
PERIODO ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBR DICIEMBRE
SALDO FINAL o -15,171 -14,410 o o o o o o o o o EGRESOS o 15,171 14,410 o o o o o o o o o SALDO INICIAL o o o o o o o o o o o o DIFERENCIA o -15,171 -14,410 o o o o o o o o o INGRESOS o o o o o o o o o o o o
8. CRONOGRAMA DE AVANCE DEL 1 TR!M RESPECTO A AL 1 TRIM RESPECTO APROGRAMACION 2015 DESDE INICIO HASTA EL i TRiM RESPECTO TOTAL
8.1 Avani:e Fisico
8.2 Avani:e Financiero
FONDO N~CIONAL CE FINANCl,OMIENTO OE LAACTllllOIW El.lºR.ESAR:AL DEL ES"':~OO
FONAFE EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA Página: de
S.A. Fecha 15/04/201
EVALUACION PRESUPUESTAL DEL EJERCICIO 2015 FECHA CIERRE: 13/0412015 Ficha de Proyecto de lnversion Hora lmpr: 11.37 AM
HORACIERRE: 12.00AM FORMATO N° 12E (C02272204-201513)
1. NOMBRE DEL PROYECTO EJE. OBRA- PROYECTO DE ELECTRIFICACION SFD REGION AREQUIPA
Codigo SNIP 1 259078 1 Fecha de Viabilidad 1 1 Entidad que otorgó 1 DGPMA
2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
Departamento 1 AREQUIPA 1 Provlnci 1 AREQU!PA 1 Distrito 1 AREQUIPA 1 Localidad 1 AREQU!PA 1 Beneficiario 1 3828
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO INSTALACION DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS
4.0BJETIVOS Y BENEFICIOS
4.1 FINANCIEROS
4.2 SOCIALES
5. MONTO TOTAL DE LA INVERSlON 1
SI. 12903060.0 1 US$ 1
5. FINANCIAMIENTO (EN S/.) 1
FUENTES 1
DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSO 2015
1 SALDO Al 1 TRIM 2015
TOTAL PREVISTO ACUM AL 31.12.2014 AL 1TRIM2015
RECURSOS PROPIOS 110,00G o 27,891 82,109
ENDEUDAMlENTO INTERNO o o o o ENDEUDAMIENTO EXTERNO o o o o OTRAS FUENTES DE o o o o FINANCIAMIENTO
TOTAL 110,000 o 27,891 82,109
7 IND!CADORES DE EVALUACION
7.1 VAN 3563801.0
7.2T!R 26.83
7.3 Período de Recuperación
7.4 Presupuesto del proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO 1 1 MARCO PRESUPUESTAL 1 EJECUCION PRESUPUESTAL 1 NIVEL DE EJECUCION EN%
1 2014 1 2015 1 DEL! TRlM 1 AL 1 TRIM 1 DELlffilM 1 AL 1 TRIM 1 DEL 1 TRIM 1 ALITR!M 1 AVANCE ANUAL
INGRESOS o o o o o o o o o
EGRESOS o 110,000 65,000 65,000 27,891 27,891 43 43 25
DIFERENCIA o -110,000 -65,000 -65,000 -27,891 -27,891 -43 -43 -25
7.5 Flujo de Caja mensualizado del Proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBR DICIEMBRE
SALDO FINAL o -14,304 -13,587 o o o o o o o o o EGRESOS o 14,304 13,587 o o o o o o o o o SALDO INICIAL o o o o o o o o o o o o DIFERENCIA o -14,304 -13,587 o o o o o o o o o INGRESOS o o o o o o o o o o o o
B, CRONOGRAMA DE AVANCE DEL 1 TRIM RESPECTO A Al 1 TRIM RESPECTO A PROGRAMACION 2015 OESDE INICIO HASTA EL 1 TRIM RESPECTO TOTAL
8.1 Avance Flsico
8.2 Avance Fimmc!ero
ar .. •!
FONDO NACIONAi. DE f!N/\NCllW ENTO CE L'- ACTIVIDAD EMPR!SSARIA.l.CEL ESlAOO
FONPJ'E EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA Página: de
S.A. Fecha 151041201
EVALUACION PRESUPUESTAL DEL EJERCICIO 2015 FECHA CIERRE: 13/04/2015 Ficha de Proyecto de lnversion Hora lmpr: 11.38 AM
HORA CIERRE: 12.00 AM FORMATO Nº 12E (C02272204-201513)
1. NOMBRE DEL PROYECTO MEJORAMIENTO DEL NIVEL DE TENS!ON EN LA SET CORA CORA
Codigo SN!P 1 NO TIENE 1 Fecha de Viabllidad· 1 1 Entidad que otorgó 1 OPI FONAFE
2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
Departamento 1 AYACUCHO J Provinci l PARINACOCHAS r Distrito 1 CORACORA 1 Localidad 1 CORACORA l eeneficiario 1 77500
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO IMPLEMENTACION DE BANCO DE COMPENSADORES
4.0BJETIVDS Y BENEFICIOS
4.1 FINANCIEROS
4.2 SOCIALES
5. MONTO TOTAL DE LA INVERSION 1 S/. j2720354.0 1
US$ 1
5. F!NANC!AMIENTO (EN S/.) 1
FUENTES 1
DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSOS
1 DESEMBOLSO 2Cl1S
1 SALDO AL 1 TRIM 201 S
TOTAL PREVISTO ACUM AL 31. 12.2014 AL 1TRIM2015
RECURSOS PROPIOS 1,105,593 o 9,673 1,095,920
ENDEUDAMIENTO INTERNO o o o o
ENDEUDAMIENTO EXTERNO o o o o
OTRAS FUENTES DE o o o o FINANCIAMIENTO
TOTAL 1,1D5,593 o 9,673 1,095,920
7 IND!CADORES DE EVALUACION
7.1 VAN 759.0
7.2 T!R 25.7
7.3 Periodo de Recuperación
7.4 Presupuesto del proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO 1 1 MARCO PRESUPUESTAL 1 EJECUCION PRESUPUESTAL 1 NIVEL DE EJECUCION EN %
1 2014 1 2015 1 DEL 1 TR!M 1 AL 1 TRI~ 1 DEL 1 TR!M J Al 1 TRIM 1 DEL 1 TRIM 1 AL 1 TRIM 1 AVANCE ANUAL
INGRESOS o o o o o o o o o
EGRESOS o 1, 105,593 o o 9,673 9,673 o o 1
DIFERENCIA o -1, 105,593 o o -9,673 -9,673 o o -1
7.5 Flujo de Caja mensualizado del Proyecto (En Nuevos Soles)
PERIODO ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBR DICIEMBRE
SALDO FINAL o ·9,673 o o o o o o o o o o EGRESOS o 9,673 o o o o o o o o o o SALDO INICIAL o o o o o o o o o o o o DlFERENC!A o ·9,673 o o o o o o o o o o INGRESOS o o o o o o o o o o o o
a, CRONOGRAMA DE AVANCE DEL 1 TRIM RESPECTO A AL !TRIM RESPECTO A PROGRAMACION 2015 DESDE INICIO HASTA EL 1 TRIM RESPECTO TOTAL
8.1 Avance Fisico
8,2 Avance Financiero
61
FONDO NACIONAL DE FINANCIAMIENTO DE LA ACTIVIDAD EMPRESARIAL DEL
ESTADO FONAFE EMPRESA DE ADMINISTRACION DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA S.A.
Fecha Cierre:
Hora Cierre;
13/04/2015
22.27.46
Al TAS ~~ Información Histórica
DNI Nombre del Trabaiador 1 Condicion 1 Fecha Cond.
29604583 Pérez Salinas Giancarlo
29604583 Pérez Salinas Giancarlo
BAJAS "' lnfcm1ac16n Histórica.
PERSONAL EN PLANILLA
PERSONAL EN PLANILLA
25/03/2015
09/04/2015
MOVIMIENTO DE AL TAS Y BAJAS
INFORMADAS EN EL MES DE MARZO EJERCICIO 2015
PERSONA A LA QUE REEMPLAZA
Estado Fecha Est.
ACTIVO 25/03/2015
ACTIVO 0910412015
Motivo 1 Nombre Reem
Reemp.Cese Vera So!orzano Edmundo Jefe de Division o Re!.Lab. Area
Fecha Cese
2014-12-31 00:00:00.0
Hon. Reem
8,000.00
Página
Fecha lmpr ·
Hora lmpr
(C46272204-201513)
A rea
15/04/2015
11.25.21
Ret.Mensual!
1 DNI 1 Nombre del Trabajador 1 Condicion 1 Fecha Cond. I Estado 1 Fecha Est. ( Area ! Categoria 1 Ret.Mensual 1
- e -
vv
i - PERSONAL
Planill•
G«e.;l<1~onli
Gerooleo
EJCCU~""'
Profosioria:es
Tócr>cos
ACmMls!retivos
Personal d<1 Coo;>erati·,,..
Personal de ser;;c,,,.
º~' Penslonl•f:M
Reg1"""1 20530
R"Qirt\i!r1
fu:gimeri
Pra.::tlcant.., ( fnclll)'o Sarum, s .... 1g""')
TOTAL
Personal •n CAP
So¡¡ünAfü!aclón
RUBROS
EVALUCION FINANCIERA Y PRESUPUESTAL AL MES DE MARZO 2015