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Timestamp: 2019-10-23 20:45:33+00:00

Document:
C.T. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS
POTENCIA INSTALADA: 210,0 MW
POTENCIA EFECTIVA: 209,0 MW
CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL
CENTRAL HIDROELÉCTRICA CALLAHUANCA
POTENCIA INSTALADA: 81,9 MW
POTENCIA EFECTIVA: 80,4 MW
Señores Miembros de la Asamblea de Integrantes:
Es grato dirigirme a ustedes para presentarles la Memoria Anual
del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC) correspondiente al año 2013.
Hay dos hechos o situaciones que se han presentado durante
2013 que merecen ser resaltadas. La primera tiene que ver con
la condición del SEIN: el año pasado ha sido el año en el que
se empezó a notar, de manera nítida, el fruto de las inversiones
efectuadas en años pasados tanto en generación como en transmisión y representa un punto de quiebre de la tendencia de
tener que operar un sistema con escasa reserva de generación,
iniciando una era –que esperemos sea duradera- de un sistema
con mejores cifras de reserva instalada y un sistema de transmisión robusto que permiten vislumbrar una mejora en la disponibilidad y conﬁabilidad del sistema. Vale la pena precisar que la
preocupación cambia de enfoque y ya no se orienta a enfrentar
la posibilidad de racionamiento, sino a enfrentar temporadas de
costos de producción altos, dado que buena parte de la adición
de capacidad de generación se viene realizando mediante máquinas térmicas que usan petróleo diésel.
El otro hecho tiene que ver con el frente interno, es decir, la
gestión del COES como organización y se reﬁere a la renovación
del Directorio luego de los 5 años de gestión previstos en la
ley. La elección llevada a cabo en la Asamblea de julio del año
pasado, que condujo al cambio de cuatro Directores, no es sino
una muestra de la madurez de la institucionalidad del COES.
Sirva pues la ocasión, para darle la bienvenida a los nuevos
Directores y reiterar mi agradecimiento por la signiﬁcativa muestra de conﬁanza de los integrantes, demostrada en mi caso así
como renovar el compromiso de mantener una gestión imparcial
y transparente siempre orientada a la excelencia y la atención al
cliente que no son otra cosa que todos los integrantes del COES.
No quisiera dejar de mencionar un esfuerzo especial dirigido al
logro de los objetivos mencionados: el desarrollo de una base normativa clara. Un marco normativo claro y congruente es la base
de la seguridad jurídica para todos los Agentes. Con tal ﬁnalidad,
durante el año 2013 hemos seguido trabajando en la revisión de los Procedimientos
Técnicos del COES a efectos de actualizar y adecuar las reglas, a las cada vez más amplias y complejas funciones del COES, así como para recoger las prácticas que, siendo
necesarias, no estaban formalizadas, aclarar redacciones imprecisas y desarrollar con
mayor detalle aspectos que eran deﬁcientes o habían sido omitidos. Todo ello abundará, estamos seguros, en una mayor claridad en las reglas y en una mayor seguridad
jurídica para todos los Agentes que forman parte del sistema. Este trabajo, el cual nos
encontramos todavía a mitad de camino, ha demandado un gran esfuerzo y compromiso de las áreas del COES a todo nivel.
Asimismo, desde el punto de vista de los procesos internos, hemos procedido a ampliar los procesos del Sistema de Gestión de Calidad y a conﬁrmar la certiﬁcación ISO
9001, que ha demostrado claros beneﬁcios en cuanto a la trazabilidad y transparencia de los procesos del COES en beneﬁcio de todos.
No me queda más que renovar el reconocimiento a todos los trabajadores del COES
que con su esfuerzo y conocimiento son los que permiten el logro de los objetivos
tanto operativos como de gestión interna.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA MACHUPICCHU
POTENCIA INSTALADA: 90,5 MW
POTENCIA EFECTIVA: 88,8 MW
En cumplimiento del Decreto Supremo N° 011-2001 EM, publicado en febrero de 2001, el
mismo que modiﬁcó los artículos 84°, 85°, 86°, 88° y 91° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, se cambió el Estatuto del COES y su denominación a Comité de Operación
Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC).
En julio de 2006, se promulgó la Ley N° 28832, Ley para el Desarrollo Eﬁciente de la Generación Eléctrica, la misma que modiﬁcó la gobernanza del COES, transformó la composición
de sus integrantes, incluyendo desde entonces a los Usuarios Libres y a los Distribuidores, y le
añadió nuevas funciones, principalmente la planiﬁcación de la expansión de la transmisión del
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Mediante el Decreto Supremo N° 027-2008- EM, publicado en mayo de 2008, se aprobó el
Reglamento del COES, norma que regula su adecuación a lo dispuesto por la Ley 28832. En
cumplimiento de la referida norma, se convocó a los Agentes a registrarse como integrantes del
COES. La Asamblea de Integrantes en su Sesión N° 20 del 18 de julio de 2008, aprobó el nuevo
Estatuto del COES, adecuándolo a lo establecido por la Ley N° 28832 y en el Reglamento del
COES. Posteriormente, en su Sesión N° 21, del 28 de noviembre del mismo año, modiﬁcó los
artículos 16º, 19º, 28º y 35º del Estatuto con relación a la convocatoria y quórum de la Asamblea del COES.
C.T. CHILCA 1
POTENCIA INSTALADA: 851,8 MW
POTENCIA EFECTIVA: 808,1 MW
DUKE ENERGY PERÚ - EGENOR
CASA DE FUERZA - CAÑON DEL PATO
El COES es un organismo técnico cuya ﬁnalidad es coordinar la operación de
corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.
Además, se encarga de planiﬁcar el desarrollo de la transmisión del SEIN y
administrar el mercado de corto plazo.
El COES ejerce además las siguientes funciones:
s %LABORACIØNDEL0LANDE4RANSMISIØN
s %LABORACIØNDEPROCEDIMIENTOSTÏCNICOS
s !SEGURARELACCESOOPORTUNOYADECUADODELOSINTERESADOSALAINFORMAción.
s !SEGURARLASCONDICIONESDECOMPETENCIAENEL-ERCADODE#ORTO0LAZODE
s 0ROCURARLASMEJORASTECNOLØGICASREQUERIDASPARALOGRARElCIENCIA
El COES está constituido por una Asamblea, un Directorio y la Dirección Ejecutiva, los cuales cumplen diferentes roles. En el Gráﬁco N° 01, se aprecia el
organigrama aprobado por el Directorio en su sesión N° 376, el cual empezó a
funcionar desde el 6 de junio de 2011 y estuvo vigente durante el año 2013.
Al ﬁnalizar el año 2013, el número total de trabajadores del COES fue de 97.
ESTRUCTURA ÓRGANICA DEL COES
SECRETARÍA ASESORÍA
GESTIÓN JURÍDICA Y
DEPTO. DE TALENTO
HUMANO Y DESARROLLO
ORGANIZACIONAL (*)
(*) Funcionamiento suspendido por acuerdo del Directorio de la sesión N°399
2.3. INTEGRANTES
A ﬁnes de diciembre de 2013, el número de integrantes del COES se incrementó a 98, respecto a los 94 que se tenía en el año 2012.
Durante el ejercicio del 2013, se retiraron cuatro (4) Integrantes Voluntarios,
uno perteneciente al grupo de Generadores, la SOCIEDAD MINERA CORONA S.
A. y tres pertenecientes al grupo de los Usuarios Libres CERAMICA LIMA S.A,
CEMENTO ANDINO S.A. y MINERA COLQUISIRI S.A. No obstante, ingresaron
ocho (8) nuevos Integrantes; tres (3) al grupo de los Generadores: EMPRESA
ELÉCTRICA RIO DOBLE S.A, HIDROELÉCTRICA HUANCHOR S.A.C, TERMOCHILCA S.A.C, dos (2) al de los Transmisores: ABENGOA TRANSMISION SUR
S.A, POMACOCHA POWER S.A.C, y tres (3) al grupo de los Usuarios Libres:
EMPRESA ADMINISTRADORA CERRO S.A.C, MINERA CHINALCO PERU S.A.
y TRUPAL S.A.
Los integrantes realizan aportes económicos anuales con los que se solventa
el presupuesto del COES. Dichos aportes se determinan de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 19° de la Ley N°28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo
Eﬁciente de la Generación Eléctrica” y artículo 34° del Reglamento COES,
aprobado por D.S. N°027-2008-EM.
INTEGRANTES DEL COES SINAC 2013
EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES - 2013
EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE EMPRESAS INTEGRANTES
DEL COES 2008 - 2013
EVOLUCIÓN DEL NUMERO DE EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES
INTEGRANTES DEL COES A DICIEMBRE DE 2013
COMPAÑIA ELECTRICA EL PLATANAL S.A
ELECTRICA SANTA ROSA S.A.C
EMPRESA DE ADMINISTRACIÓN DE INFRAESTRUCTURA ELECTRICA S.A.- ADINELSA
EMPRESA DE GENERACION HUANZA S.A
EMPRESA ELECTRICIDAD DEL PERÚ S.A.
ESCOSAC
ESCO COMPAÑÍA DE SERVICIOS DE ENERGÍA S.A.C
EMPRESA ELÉCTRICA RIO DOBLE S.A
GENERADORA ENERGÍA DEL PERÚ S.A.
GTS MAJES, S.A.C.
GTS REPARTICIÓN, S.A.C.
HIDROELÉCTRICA HUANCHOR S.A.C.
HIDROELÉCTRICA SANTA CRUZ S.A.C
ILLAPU ENERGY S.A.
MAJA ENERGIA
MAJA ENERGIA S.A.C.
SDF PIURA
SDE PIURA S.A.C
SDF ENERGIA
SDF ENERGIA S.A.C.
SN POWER PERÚ S.A.
TACNA SOLAR S.A.C.
TERMOCHILCA S.A.C.
ABENGOA NORTE
ABENGOA TRANSMISION SUR S.A
COMPAÑIA TRANSMISORA NORPERUANA S.R.L
CONENHUA
CONSORCIO ENERGETICO DE HUANCAVELICA S.A.
ETSELVA
POMACOCHA POWER S.A.C.
ELECTROSURESTE
EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE
MEDIO S.A.
INDUSTRIA CREDITEX
COMPAÑIA INDUSTRIAL TEXTIL CREDISA - TRUTEX S.A.A.
MINERA ANTAPACAY
MINERA MISKIMAYO
INDUSTRIA CACHIMAYO
INDUSTRIAS CACHIMAYO S.A.
SOUTHERN PERÚ COPPER CORPORATION, SUCURSAL DEL PERÚ
2.4. ASAMBLEA
Al 31 de diciembre de 2013, la Asamblea quedó conformada por 98 integrantes registrados, conforme se detalla en la Tabla N° 01.
En cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 9° del Capítulo I del Reglamento
del COES, y del Artículo 15° de su Estatuto, la Asamblea realizó tres sesiones:
Sesión Nº 30, realizada el 21 de marzo de 2013
Participaron 64 integrantes de un total de 92 registrados.
Aprobación de la Memoria del 2012.
Aprobación de los estados ﬁnancieros y ejecución presupuestal
Delegación al Directorio de la designación de los auditores externos
para el ejercicio 2013.
Sesión N° 31, realizada el 11 de julio de 2013
Participaron 86 integrantes de un total de 95 registrados.
Elección de Directores por cada Subcomité.
Elección del Presidente del Directorio por la Asamblea.
Designación del Directorio del COES.
Aprobación de la contraprestación del Presidente del Directorio y de
Modiﬁcación del Presupuesto de Gastos Operativos del 2013.
Sesión N° 32, realizada el 28 de noviembre de 2013
Participaron 71 integrantes de un total de 97 registrados.
Aprobación del presupuesto del COES para el 2014.
El COES cuenta con un Directorio compuesto por cinco integrantes: cuatro
elegidos por los respectivos subcomités y el Presidente del Directorio, designado por la Asamblea. Asimismo, el Directorio cuenta con las áreas de Asesoría
Legal y la Oﬁcina de Perfeccionamiento Técnico.
El Directorio del COES, elegido en julio de 2013, está conformado de la siguiente manera:
César Butrón Fernández, Presidente del Directorio, ingeniero
mecánico electricista de la UNI. Además cuenta estudios
completos de maestría en Regulación de Servicios Públicos
en la PUCP. Anteriormente ocupó el cargo de Presidente del
Directorio de Electroperú, además de otros puestos directivos relacionados con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Tiene una experiencia laboral de
Santiago León Gómez, elegido por el Sub Comité de Transmisores, es ingeniero electricista de la Universidad Nacional
del Callao. Además es graduado del programa MBA de la
Universidad de Quebec en Montreal – Canadá y Magister en
Administración de la Universidad San Ignacio de Loyola.
Actual Presidente del Capítulo de Potencia y Energía (PES)
del IEEE sección Perú. Cuenta con 20 años de experiencia
en el Sector Eléctrico Peruano.
José Oporto Vargas, elegido por el Sub Comité de Distribuidores, es ingeniero electricista de la Universidad Nacional
de Ingeniera, con estudios completos de Maestría en Dirección y Gestión de Empresas, MBA Universidad de Tarapacá. Ocupó el cargo de Gerente General de las empresas
EGASA y SEAL, Director en ETECEN, Director Suplente de
EDELNOR y por lo tanto con amplia experiencia en el campo gerencial en empresas del sector eléctrico y conocimiento de la legislación regulatoria eléctrica en todo su ámbito.
Cuenta con 33 años de experiencia en el Sector Eléctrico
Mariana Cazorla Quiñones, elegida por el Sub Comité de
Usuarios Libres. Es abogada de la Pontiﬁcia Universidad
Católica del Perú, con amplia experiencia en el sector energético, en asesoría legal en las áreas de electricidad e hidrocarburos. Ocupó el cargo de asesora legal de la Alta Dirección del Ministerio de Energía y Minas (Ministro y Vice
Ministro de Energía), Directora de las empresas EGEMSA,
EGECEN y ELECTROPERÚ. Cuenta con 15 años y medio de
experiencia en el Sector Eléctrico Peruano.
César Tengan Matsutahara, elegido por el Sub Comité de Generadores, es ingeniero mecánico de la Universidad Nacional de Ingeniería, ha participado en el programa ENERGY
MANAGEMENT en Japón y en el Programa de Alta Dirección de la Universidad de Piura. Ocupó el cargo de gerente
general de la empresa ELECTROPERÚ S.A. Además brindó
servicios de asesoría y consultoría en temas técnicos y regulatorios. Tiene 32 años de experiencia laboral.
Las funciones de Asesora Legal y Secretaria del Directorio son desempeñadas por la
abogada Maritza Gonzáles Chávez y la jefatura de la Oﬁcina de Perfeccionamiento
Técnico (e) por la licenciada Mónica Céspedes Schreiber.
Presidencia y Organismos de Apoyo
(Asesoria Legal y Oﬁcina de Perfeccionamiento Técnico)
2.6. FUNCIONARIOS
Los funcionarios de la Dirección Ejecutiva durante el año 2013 fueron los siguientes:
Ing. Jaime Guerra Montes de Oca - Director Ejecutivo (e).
Ing. Francisco Torres García - Director de Operaciones.
Ing. Wilfredo Sifuentes Rosales - Subdirector de Programación.
Ing. Leonardo Dejo Prado - Subdirector de Coordinación (e).
Ing. Alex León Juscamaita - Subdirector de Evaluación (e).
Ing. Adolfo García Nieto - Subdirector de Transferencias.
Ing. Eduardo Antúnez de Mayolo Ramis - Director de Planiﬁcación de
Ing. Freddy Portal Wong - Subdirector de Planiﬁcación.
Ing. Roberto Ramírez Arcelles - Subdirector de Nuevos Proyectos.
Ing. Tomás
Abogado Pablo Okumura Suzuki - Jefe del Departamento de Gestión
Jurídica y Regulatoria.
Lic. Guillermo Perea Gómez de la Torre - Jefe del Departamento de
Ing. Elmer Palpan Chávez - Jefe del Departamento de Tecnología de la
Dirección de Planiﬁcación de Transmisión
S.E. BALNEARIOS 220 KV
Durante el año 2013 la producción de energía eléctrica fue 39 669,4 GW.h,
que representa un crecimiento de 6,29% comparado con el año anterior, que
fue de 37 321,2 GW.h. De la energía producida, el 53,3%, 46,2% y 0,5% fue
de origen hidráulico, térmico y solar, respectivamente.
La producción de energía eléctrica y la participación porcentual de las empresas integrantes se muestra en el Gráﬁco N° 04, en el que se observa que las
empresas de mayor producción de energía fueron ENERSUR, con 7 719,36
GW.h, EDEGEL, con 7 559,84 GW.h; y ELECTROPERÚ, con 7 272.30 GW.h,
que suman una participación de 56,9% del total producido.
PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESAS
03 OPERACIÓN DEL SEIN
PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
La producción de energía por tipo de fuente energética
convencional (hidroeléctrica y termoeléctrica) y no convencional (solar) se presenta en el Gráﬁco N° 05. Durante el año 2013, la generación hidroeléctrica tuvo la mayor participación en el abastecimiento de la demanda de
energía, con 21 128,6 GW.h, lo que representó el 53,3%
del total; la generación termoeléctrica fue de 18 343,9
GW.h, es decir 46,2%. Por otra parte, la generación con
recursos energéticos renovables (RER) mediante energía
solar, a partir de celdas solares fotovoltaicas (CSFV), tuvo
una participación de 196,9 GW.h, el 0,5% del total producido.
PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA POR EMPRESAS
La participación por empresas en la producción hidroeléctrica del COES en el
año 2013 se muestra en el Gráﬁco N°
06, en el que se aprecia que la empresa
de mayor producción fue ELECTROPERÚ, con 7 238,96 GW.h y la de menor
producción, EMGHUANZA, con 0,21
GW.h.
EMGHUANZA
(3.70%) ENERSUR
TOTAL = 21 128,6 GW.h
PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA TERMOELÉCTRICA POR
La participación por empresas en la producción termoeléctrica del COES en el año
2013 se muestra en el Gráﬁco N° 07. Se
aprecia que la empresa de mayor producción
fue ENERSUR, con 6 771,37 GW.h; y la de
menor producción fue SAN GABÁN, con
1,24 GW.h.
(0.49%) TERMOCHILCA
TOTAL = 18 343,9 GW.h
PARTICIPACIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES SOLARES
POR EMPRESAS 2013
La participación por empresas en la producción
solar a partir de celdas solares fotovoltaicas
(CSFV) en el año 2013 se muestra en el Gráﬁco
N° 08. Se observa que la empresa de mayor
producción fue PANAMERICANA SOLAR, con
50,41 GW.h; y la de menor producción fue REPARTICIÓN SOLAR, con 48,24 GW.h.
MAJES SOLAR
REPARTICIÓN SOLAR
TOTAL = 196,9 GW.h
En el Gráﬁco N° 09, se presenta la evolución mensual de la producción de energía del SEIN en el
período 2001-2013. En este gráﬁco, se muestra que tanto en la producción de energía como en la
demanda máxima de potencia a lo largo del período indicado presentan un crecimiento anual promedio de 6,9% y 5,9%, respectivamente.
La demanda máxima en el año 2013 fue de 5 575,2 MW, registrada el miércoles 11 de diciembre
a las 20:15 horas, que representa un incremento en 5,4% respecto a la demanda máxima del año
2012, que fue de 5 290,9 MW. Asimismo, se menciona que en los últimos cinco años la demanda
máxima en el SEIN ha presentado un crecimiento medio anual de 5,8%.
En el día de demanda máxima, el 91,6% de la potencia fue cubierta por centrales hidroeléctricas y
termoeléctricas que son abastecidas con gas natural de Camisea.
EVOLCUIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA Y ENERGÍA PRODUCIDA
T. Crec.2001 / 2013 PRODUCCIÓN
T. Crec.2001 / 2013 DEMANDA
Se aprecia, en el Cuadro N° 01, la participación de las unidades de generación
de integrantes del COES en la cobertura del día de demanda máxima por tipo
COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA 2013
TG - GN SDF ENERGÍA
TG - GN EGASA
CCOMB - GN ENERSUR
M. DIESEL - GN EGESUR
CCOMB - GN EDEGEL
CCOMB - GN KALLPA
TG - GN EDEGEL
TG - GN TERMOCHILCA
Total Camisea
TG - GN TERMOSELVA
TG - GN EEPSA
TG - GN SDE PIURA
HÍDRICO (RER)
BAGAZO (RER)
BIOGÁS (RER)
TV - ENERSUR
TV - R500
HIDROELÉCTRICAS < 20 MW
TV - AIPSAA
M. DIESEL - PETRAMÁS
TOTAL MÁXIMA DEMANDA ANUAL (20:15 h del 11-12-2013)
5 575.2
RER: Recursos Energéticos Renovables. Denominación extraída del
Decreto Legislativo N° 1002.
CCOMB: Ciclo Combinado
TV: Turbovapor
TG: Turbogas
M. DIESEL: Motor Diesel
BZ: Bagazo
BG: Biogás
CA: Carbón
R500: Residual 500
D2: Diesel 2
El Gráﬁco N°10 muestra el importante aporte del gas natural de Camisea en
la cobertura de la máxima demanda, que se incrementa anualmente debido
al ingreso de nuevas unidades de generación que son abastecidas con el gas
natural de Camisea. Así, para el año 2013, fue de un 42,7% (2 377,9 MW),
frente al 41,5% (2 194,9 MW) del año 2012. Por otro lado, el gas natural proveniente de Aguaytía, Malacas y La Isla, yacimiento de gas natural que abastece a la central térmica Tablazo de propiedad de SDE Piura S.A.C., tiene una
participación en conjunto de solo 2,9% (160,6 MW). La participación total del
gas natural en la máxima demanda fue de 45,5% (2 538,5 MW).
Los recursos hídricos, por su parte, aportaron el 48,9% (2 726,8 MW) y las
centrales hidroeléctricas clasiﬁcadas como RER (Recursos Energéticos Renovables) participaron con el 1,6% (88,0 MW).
Por otro lado, el carbón participó con el 2,4% (132,0 MW), el residual, con el
1,0% (56,7 MW); y el bagazo y el biogás, con el 0,4% (33,2 MW).
COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA DE POTENCIA 2013 POR TIPO DE GENERACIÓN
DESPACHO POR TIPO DE COMBUSTIBLE Y TECNOLOGÍA EN EL
DÍA DE MÁXIMA DEMANDA DEL AÑO 2013
( 11 DE DICIEMBRE DE 2013 )
5 575,2 MW
HÍDRICO RER
BAGAZO RER
BIOGÁS RER
HÍDRICO PASADA
HÍDRICO REGULACIÓN
HIDRO CAÑON DEL PATO
3.2. INGRESO Y RETIRO DE INSTALACIONES
3.2.1 INSTALACIONES DE GENERACIÓN
Durante el año 2013, se incorporaron al SEIN centrales de generación con RER
y centrales termoeléctricas convencionales.
Las centrales de generación RER, que ingresaron al SEIN como resultado de la
Primera Adjudicación en la Subasta RER realizada el 12 de febrero de 2010,
fueron las centrales hidroeléctricas Yanapampa y Las Pizarras, que totalizan
22,2 MW.
De forma similar, en el 2013, se incorporaron al SEIN centrales de generación
termoeléctrica convencional, entre ellas dos centrales termoeléctricas de reserva fría de generación, la C. T. Planta Ilo de 480,9 MW y la C.T. Planta Talara
de 165,7 MW.
Del mismo modo ingresó en operación comercial al SEIN la unidad TG1 de la
C.T. Santo Domingo de Los Olleros, con 208,8 MW que es abastecida con gas
natural de Camisea.
Por otro lado, en el año 2013 se produjo el retiro de operación comercial de la
CT de Emergencia Mollendo de 60 MW, el retiro de la CT de Emergencia Piura
de 81,1 MW y el retiro de la unidad TG7 de la CT de Santa Rosa de 121 MW.
A diciembre del 2013, la potencia efectiva de las unidades de generación del
COES totalizó 7 813,1 MW, lo que se muestra en el Cuadro N° 02.
INGRESO Y RETIRO DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN EN EL COES
3 170,64
7 813,07
3.2.2 INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN
Durante el año 2013, se incorporaron al SEIN 1 364,3 km de líneas de transmisión en diferentes niveles de tensión según se detalla en el Cuadro N°3.
Al respecto, cabe destacar que el 27 de junio y 15 de agosto de 2013 se aprobó la integración al SEIN de las líneas de transmisión en 500 kV Chilca – Fénix
(8 km) y Chilca – Olleros (2 km), respectivamente. Del mismo modo el 29 de
noviembre de 2013 se aprobó la conexión al SEIN de la línea de transmisión
eléctrica en 500 kV hacia el sur del país, conformada por los tramos Chilca –
Poroma – Ocoña - Montalvo, de 888,0 km de longitud en total.
INGRESO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN EL 2013
INGRESOS DURANTE
10 286,72
4 704,83
7 219,43
1 46,64
7 366,07
Durante el año 2013 ingresaron nuevos transformadores de potencia al SEIN,
con una capacidad total de 3 963,3 MVA distribuida en veintisiete (27) subestaciones. Un 1,5% (58,3 MVA) correspondieron a transformadores de potencia
de No Integrantes del COES.
El 98,5 % (3 905 MVA) correspondieron a transformadores de potencia de Empresas Integrantes del COES (ATS, EDELNOR, LUZ DEL SUR, HIDRANDINA,
ELECTRODUNAS, SEAL, ELSE, FENIX POWER, TERMOCHILCA, EMGHUANZA, YURA, ACEROS AREQUIPA, SOUTHERN PERÚ, CHINALCO y ADMINISTRADORA CERRO), siendo los de mayor capacidad los transformadores de
potencia de 500/220/33 kV con 750 MVA y 450 MVA instalados en las subestaciones de Montalvo y Poroma; dichos transformadores forman parte de la
concesión de Abengoa Transmisión Sur S.A.
INGRESO DE NUEVOS TRANSFORMADORES EN EL 2013
60 kV / 138 kV / 220 kV
Fénix, Olleros, Poroma, Montalvo
Huarangal, Animón, Yura, Balnearios (TR4), Aceros (TR4), kiman Ayllu, Piedra
Blanca, Cajamarca Norte, Pacasmayo, Tacama, Huanza, Bella Unión, Pueblo
Nuevo, Ilo3, Chilcayoc, Toromocho, Alto La Luna, Óxidos Cerro, Ananea, Santa
Rosa (TR3) y Urubamba
2 128,25
3 963,25
3.2.3 NUEVOS EQUIPOS DE COMPENSACIÓN
Al 31 de diciembre de 2013, se ha puesto en servicio en el SEIN nueve (9)
equipos de compensación reactiva del tipo inductivo (reactores) con un total
de 1 205 MVAR, instalados en las SE de Chilca CTM de 220 kV, así como en
la línea Chilca – Poroma – Ocoña – Montalvo de 500 kV, lo que se presenta en
el Cuadro N°5.
NUEVOS EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA EN EL 2013
(REACTORES)
CAPACIDAD (MVAR)
Poroma*
Ocoña*
(*) LINEA CHILCA – POROMA – OCOÑA - MONTALVO 500 KV
3.3 DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL
Durante el año 2013, el consumo de gas natural destinado a la generación de
energía eléctrica fue de 126 294,5 MMPC, lo que representó una disminución
del 7,4% en comparación a los 136 460,4 MMPC del 2012.
En el último quinquenio, se ha registrado un crecimiento medio anual de consumo de gas natural de Camisea del orden de 13,8%, debido al ingreso de nuevas unidades de generación a ciclo simple y ciclo combinado, incrementando la
participación termoeléctrica en la matriz de generación que utiliza gas natural
a 3 205,7 MW, superior en 2,7% al registrado en diciembre de 2012. Cabe
señalar, que el 26 de octubre de 2013 la capacidad instalada de centrales que
consumen gas natural disminuyó, debido al retiro de operación comercial de la
unidad TG7 de la C.T. Santa Rosa (127,5 MW).
MÁXIMA DEMANDA COINCIDENTE DE LOS PRINCIPALES GRANDES USUARIOS
LIBRES DEL SEIN
MÁXIMA DEMANDA (MW) DE POTENCIA
COINCIDENTE DEL
HFP (11:45 H)
VOTORANTIM METAIS (*)
10 UNACEM
12 YANACOCHA
14 MILPO
16 SIDER PERU
MÁXIMA DEMANDA TOTAL DE
GRANDES USUARIOS DEL SEIN
MÁXIMA DEMANDA ANUAL DE
POTENCIA DEL COES 2013 (MW)
(*) Empresa no integrante del COES SINAC
HP (20:15 H)
Se aprecia, en los Gráﬁcos N° 11,12 y 13 los diagramas de carga de los principales grandes usuarios del SEIN en el día de máxima demanda anual del año
2013 por rangos de potencia consumida.
DIAGRAMA DE CARGA DE GRANDES USUARIOS DEL SEIN CON POTENCIAS
MAYORES A 100 MW DEL 11-12-2013
VOTORANTIM CAJAMARQUILLA (*)
EN EL RANGO DE 50 A 100 MW DEL 11-12-2013
EN EL RANGO DE 20 A 50 MW DEL 11-12-2013
3.5. HIDROLOGÍA
El recurso hídrico total del 2013 fue de 25 758 hm3, que representó un 1,8%
mayor al recurso hídrico del año 2012. De este total se turbinó 24 905 hm3
(96,7%) y el restante permaneció como volumen útil embalsado.
El mayor uso de este recurso se reﬂejó en el incremento de producción de
centrales hidroeléctricas. Para el caso de la CH Mantaro, la energía generada al cierre del año 2013 fue de 5 494,61 GWh con un aumento de 25,47
GWh (0,5%) con respecto al 2012. De forma similar, las CCHH de San Gabán
II y Huinco incrementaron signiﬁcativamente su generación en 781,23 GWh
(10,8%) y 1 252,86 GWh (6,2%), respectivamente.
3.6. EVENTOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN
Los eventos de falla en el SEIN que provocaron el mayor impacto, en relación
con la Energía No Servida (ENS), se presentan en el Cuadro N°7.
ENERGÍA NO SERVIDA RELEVANTE DEL 2013
(MW.h)
Desconexión de la línea de transmisión 220kV Cotaruse – Socabaya
(L-2053/L-2054).
Desconexión de la Barra B de la SE San Juan 220kV
Colapso del área norte desde la SE Trujillo hasta la SE Zorritos
REGIÓN TACNA, PROVINCIA DE JORGE BASADRE, DISTRITO DE ILABAYA
Durante el año 2013 se realizaron talleres de trabajo con el propósito de revisar
la Visión, Misión y Valores y desarrollar el Plan Estratégico del COES para el
período 2014-2018, contándose para ello con el apoyo de la Universidad del
Surge de los atributos esenciales de la organización, de sus valores y supuestos
entre ‘lo que es’ (misión) y ‘lo que aspira a ser’ (visión):
“Operar el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional con transparencia, imparcialidad y excelencia; y proponer planes para su desarrollo a ﬁn de garantizar la
seguridad, calidad y economía del suministro de electricidad al país”.
“Ser referentes técnicos en el desarrollo de políticas energéticas apropiadas a los
recursos y necesidades del país”.
Vocación de servicio, transparencia, independencia, imparcialidad y excelencia
Con el objeto de cumplir más eﬁcientemente las responsabilidades establecidas por las normas, mejorar la calidad de sus procesos y la búsqueda de la
excelencia, se han diseñado los siguientes Objetivos Estratégicos:
s Desarrollar una cultura organizacional orientada al mejoramiento continuo
de los procesos y al servicio del cliente.
s Mejorar las competencias de los colaboradores de acuerdo a lo requerido
s Asegurar la excelencia operacional de los procesos brindándoles el debido
soporte de tecnología y de infraestructura.
s Implementar un Sistema de Gestión del Conocimiento.
s Contribuir a mejorar el marco normativo y las políticas del sector energía.
04 GESTIÓN
4.2. SISTEMA GESTIÓN DE CALIDAD
En el año 2013, se realizaron las auditorías de seguimiento con el ﬁn de mantener la certiﬁcación obtenida en el año 2012, otorgada por la empresa Bureau Veritas a los 5 procesos y 25
subprocesos del Sistema de Gestión de Calidad (SGC) del COES (ver Tabla N° 02).
LISTA DE PROCESOS Y SUBPROCESOS CERTIFICADOS DEL COES
P / SP
(P) PROCESO / (SP) SUBPROCESO
INFORME DE DIAGNÓSTICO DEL SEIN
PROPUESTA DEL PLAN DE TRANSMISIÓN
GESTIÓN DE LA APROBACIÓN DEL PLAN DE TRANSMISIÓN
GESTIÓN DEL INGRESO Y RETIRO DE INSTALACIONES DEL SEIN
REVISIÓN DEL ESTUDIO DE PRE OPERATIVIDAD
REVISIÓN DEL ESTUDIO DE OPERATIVIDAD
INICIO DE OPERACIÓN COMERCIAL E INTEGRACIÓN DE INSTALACIONES
CONCLUSIÓN DE OPERACIÓN COMERCIAL O RETIRO DE INSTALACIONES
PROGRAMA ANUAL DE MANTENIMIENTOS
ACTUALIZACIÓN DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR
PROGRAMA DIARIO DE MANTENIMIENTO
REGISTRO Y VALIDACIÓN DE EVENTOS Y MANIOBRAS
ANÁLISIS DE INDISPONIBILIDAD Y SERVICIOS COMPLEMENTARIOS
VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS
VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ACTIVA
VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA REACTIVA
VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE POTENCIA Y PEAJES
ASIGNACIÓN DE PAGOS DE LOS SIST. SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN
COMPENSACIONES EXCEPCIONALES
ENSAYOS DE POTENCIA EFECTIVA Y RENDIMIENTO
En el Comité de Calidad N° 12 llevado a cabo el 6 de diciembre del 2013 se decidió ampliar
el Sistema de Gestión de Calidad (SGC) con la inclusión de 4 nuevos procesos y 9 subprocesos que se detallan en la Tabla N°3; aprobándose la modiﬁcación del Mapa de Procesos que
sintetiza la interrelación de los procesos del COES (Gráﬁco N°14).
PROCESOS Y SUBPROCESOS DE LA CADENA DE VALOR INCLUIDOS EN EL NUEVO ALCANCE DEL SGC
PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE CORTO PLAZO
PROGRAMA SEMANAL PSO
PROGRAMA DIARIO PDO
REPROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN
REPROGRAMACIÓN DEL PDO
ASEGURAMIENTO DEL MERCADO
ANÁLISIS ECONÓMICO DEL DESPACHO
COMPENSACIONES POR LA NTCSE
PARTICIPACIÓN PORCENTUAL EN EL PRESUPUESTO DE LOS INTEGRANTES DEL COES
GESTIÓN DE PARÁMETROS TÉCNICOS
ACTUALIZACIÓN DE PARÁMETROS TÉCNICOS
Gráﬁco N° 14
4.3. PLAN DE TRANSMISIÓN
Como parte de las funciones de interés público del COES, se elaboró el Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN periodo 20152024, estudio que se inició en el 2012 y culminó en febrero de 2013 con su
publicación en el portal de internet del COES. En el mencionado informe, se
detectaron las restricciones o congestiones en el sistema de transmisión bajo
distintas hipótesis de demanda, generación e hidrología. Posteriormente, hasta
el mes de junio, se recibieron las propuestas de solución de los interesados a
las restricciones y congestiones detectadas en el Informe de Diagnóstico.
Como etapa siguiente al Informe de Diagnóstico, se dio inicio al estudio de
Actualización del Plan de Transmisión, periodo 2015 – 2024, habiéndose culminado las actividades relacionadas a la campaña de información y proyección
de la demanda, planteamiento de futuros, planes y simulaciones, quedando
pendiente para el año siguiente los análisis mediante la metodología Trade-Off
/ Risk / Minimax, y la redacción del informe, teniendo como objetivo publicar
la versión preliminar del mismo en el portal de internet del COES la primera
semana de abril de 2014.
4.4. VERIFICACIÓN DEL MARGEN DE RESERVA
FIRME OBJETIVO (VMRFO)
En cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM, en el
mes de abril se emitió el informe de VMRFO, cuyo objetivo es analizar el
cumplimiento del Margen de Reserva Firme Objetivo del SEIN para el periodo
2013 – 2016 y, de ser el caso, proponer la implementación de nuevas centrales de reserva de generación en el sistema, a ﬁn de garantizar el cumplimiento
de dicho margen. Entre las conclusiones del estudio, se recomendó que se
instalen dos unidades de generación de 200 MW una en la zona de Mollendo y otra en Matarani, como adelanto de un futuro nodo energético de hasta
1 800 MW.
4.5. ESTUDIO DE INTERCONEXIÓN ECUADOR PERÚ 500 KV
Los estudios de interconexión eléctrica entre Ecuador y Perú para el nuevo enlace de 500 kV se vienen desarrollando desde año 2013, habiéndose avanzado
en realizar parte de los estudios energéticos y eléctricos. Para este ﬁn los grupos de trabajo ecuatoriano y peruano han venido laborando en sus respectivas
sedes y han llevado a cabo reuniones virtuales de coordinación, complementadas con reuniones presenciales en Quito y Lima.
En cuanto a los estudios energéticos, se ha avanzado con realizar los análisis
para determinar los máximos ﬂujos previstos entre ambos países, sin considerar limitaciones de los sistemas de transmisión. Esto con la ﬁnalidad de determinar todo el potencial de intercambio de energía y potencia, aprovechando el
desarrollo de proyectos hidroeléctricos del Ecuador y la existencia de proyectos
de generación termoeléctrica en el Perú, así como la complementariedad de
las estaciones hidrológicas de ambos países.
En cuanto a sus estudios eléctricos, se ha avanzado en el análisis operativo
para determinar los límites de transmisión entre ambos países para el año
2017, año que se considera que entraría en servicio la interconexión síncrona,
quedando pendiente determinar los límites de transmisión para los años siguientes. Posteriormente se deberá aﬁnar los estudios energéticos, para determinar con mayor precisión los intercambios de potencia y energía entre ambos
países, valorizarlos y realizar los estudios económicos correspondientes.
4.6. ESTUDIOS
Principales estudios elaborados durante el año 2013
I. Estudio “Proyecciones Mensuales y Anuales del PBI en el largo plazo
por áreas del SEIN en el horizonte 2014 - 2024”: Su objetivo utilizar
como una variable de entrada las proyecciones de la demanda eléctrica
de largo plazo 2014 - 2024.
II. Estudio de Veriﬁcación del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO)
del SEIN, período 2013-2016: Su objetivo fue veriﬁcar el cumplimiento
del MRFO en el SEIN para el periodo indicado y proponer la implementación de nuevas centrales de generación de reserva fría a ﬁn de garantizar el cumplimiento de ese margen. Este estudio se hizo en cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 110-2011-MEM/DM y se realizó
entre febrero y marzo de 2013.
III. Informe de Diagnóstico de las condiciones Operativas del SEIN periodo 2015 - 2024: Se elaboró este estudio como etapa previa al estudio
de Actualización del Plan de Transmisión para el periodo 2015 – 2024.
Su objetivo fue detectar las restricciones o congestiones que se pueden presentar en el sistema de transmisión ante diferentes hipótesis
de crecimiento de la demanda, de la expansión de la generación y de
hidrología, con la ﬁnalidad de dar a conocer estos problemas. Este estudio se publicó en el portal internet del COES en febrero de 2013 dando
cumplimiento al artículo 16° del Decreto Supremo N° 027-2007–EM
“Reglamento de Transmisión”, con el propósito de que los Agentes e
interesados presenten al COES su propuesta de solución.
IV. “Estudio de Rechazo Automático de Carga/Generación del SEIN
2014”: Se ejecutó para adaptar, a las condiciones operativas esperadas
para el año 2014, las especiﬁcaciones de los esquemas de rechazo
automático de carga por mínima frecuencia (ERACMF), desconexión
automática de generación por sobre frecuencia (EDAGSF) y rechazo automático de carga por mínima tensión (ERACMT). Este estudio se actualiza anualmente por disposición de la NTCOTRSI; se inicia en abril y
concluye en setiembre, a ﬁn de que sea implementado por los agentes y
entre en vigencia el 1 de enero del año siguiente. Estos esquemas tienen
como propósito contribuir a preservar la estabilidad de la frecuencia y de
la tensión del SEIN, para prevenir colapsos cuando se presentan fallas
severas en el sistema.
V. “Estudio de Armónicos en Muy Alta Tensión del Sistema de Transmisión del SEIN”: Su objetivo es proponer medidas para restablecer y
mantener las distorsiones armónicas de tensión, en las barras del Sistema de Transmisión, dentro de los límites establecidos en la NTCSE. Este
estudio se realiza, luego de los hallazgos del “Estudio de mediciones
orientadas a la caracterización de la distorsión armónica existente en la
red AT del SEIN e identiﬁcación básica de las fuentes”, conducido por
el COES en el 2012. Uno de los hallazgos de este estudio fue que la
tensión armónica de quinto orden en algunas barras se encontraba en el
límite de la tolerancia establecida por la NTCSE.
VI. “Estudio de Coordinación de Protecciones del SEIN”:Se desarrolla
en cumplimiento del numeral 7.5 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
(NTCOTRSI). Su objetivo es revisar la coordinación de los sistemas de
protección de las instalaciones del SEIN, para garantizar la selectividad
de los mismos en salvaguarda de la calidad y seguridad del sistema.
Abarcará la coordinación de protecciones en las instalaciones de 500
kV, 220 kV, 138 kV, hasta las fronteras en 60 kV con los distribuidores
y usuarios libres.
VII. “Estudio de metodología para estimar la producción de centrales
RER”: Se desarrolla para recomendar el método óptimo para estimar
la producción de centrales RER. Describirá varias metodologías para
estimar la producción de parques eólicos y fotovoltaicos conectados al
sistema peruano en un periodo de tiempo, identiﬁcando que cantidad
de energía generada no ha podido ser vertida a la red por causas ajenas
a la generación y relacionadas con la disponibilidad de la red eléctrica.
De este modo, el COES podrá seleccionar las más adecuadas para implementar el Procedimiento COES N° 38.
4.7. PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS
Durante el año 2013 se continuó con la revisión y modiﬁcación de diversos
procedimientos técnicos y la elaboración de algunos nuevos. Asimismo se inició la tarea de revisión del “Glosario de Abreviaturas y Deﬁniciones Utilizadas
en los Procedimientos Técnicos del COES-SINAC”, la cual continuará durante
4.7.1 PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS PUBLICADOS
Los procedimientos técnicos nuevos o con modiﬁcaciones importantes, que
fueron publicados durante el año 2013, son cinco, los que se detallan en la
PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS PUBLICADOS EN EL 2013
“Determinación de la Potencia Efectiva
de las Centrales Hidroeléctricas”
OSINERGMIN N° 193-2013-OS/CD publicada el 03
“Ingreso, Modiﬁcación y Retiro de
Instalaciones en el SEIN”
OSINERGMIN N° 035-2013-OS/CD publicada el 14
“Reserva Rotante para Regulación
Primaria de Frecuencia”
PR - 21
OSINERGMIN N° 194-2013-OS/CD publicada el
04 de octubre de 2013, con vigencia en 180 días
“Régimen Aplicable a las Centrales de
Reserva Fría de Generación”
OSINERGMIN N° 141-2013-OS/CD publicada el 03
“Intercambios internacionales de
Electricidad en el Marco de la
Decisión 757 de la CAN”
OSINERGMIN N° 207-2013-OS/CD publicada el 16
El OSINERGMIN también aprobó la modiﬁcación de numerales de los procedimientos PR-19, PR-25 y PR-28.
4.7.2 PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS EN PROCESO DE
Al cierre del año 2013, siete procedimientos técnicos habían sido remitidos a
la Autoridad (seis a OSINERGMIN y uno al MINEM). De ellos tres se encontraban en proceso de aprobación y cuatro procedimientos técnicos en proceso de
levantamiento de observaciones por el COES, los que se describen en la Tabla
PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS EN PROCESO DE MODIFICACIÓN AÑO 2013
PR N° 16 “Racionamiento por Déﬁcit de Oferta”.
PR N° 32 “Criterios y Metodología para la Programación de la Operación de Corto Plazo de las Centrales de Generación
del COES”: Anexo B “Programación y Compensación de Unidades de Generación por Seguridad”.
PR N° 40 “Procedimiento para la Aplicación del Numeral 3.5 de la NTCSE.” (En el MINEM).
EN PROCESO DE LEVANTAMIENTO DE OBSERVACIONES
PR N° 6 “Reprogramación de la Operación Diaria”.
PR N° 10 “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES”.
PR N°17 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las Unidades de Generación Termoeléctrica”
PR N° 22 “Reserva Rotante para la Regulación Secundaria de Frecuencia”.
4.7.3 PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS EN PROCESO EN
EL COES
Durante el año 2013, se estuvo trabajando en la modiﬁcación de los siguientes
doce procedimientos técnicos del COES: el PR-01, el PR-02, el PR-04, el PR05, PR-08, el PR-09, el PR-12, el PR-13, el PR-14, el PR-24, el PR-31 (A,
B, C) y el PR-33. Asimismo, estuvieron en diferentes fases de desarrollo en el
COES cuatro procedimientos técnicos nuevos, relacionados a diversos temas
de la planiﬁcación de la transmisión u operación del SEIN.
ESTADÍSTICA DE GESTIÓN DE PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS EN EL COES AÑO 2013
Remitidos a la autoridad para su aprobación
En proceso de modiﬁcación o desarrollo en el COES
4.8. PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS
4.8.1 PROCEDIMIENTOS Y MANUALES APROBADOS
PARA EL SISTEMA DE GESTIÓN DE CALIDAD
Durante el 2013 se revisaron los siguientes procedimientos y manuales del
s MA-SGC-001 Manual de Calidad.
s PR-SGC-001 Procedimiento Elaboración y Control de Documentos y Registros.
s PR-SGC-002 Procedimiento Auditorías Internas del SGC.
s PR-SGC-003 Procedimiento Acciones Correctivas/Preventivas.
s PR-SGC-004 Procedimiento Evaluación de Provisión de Información.
s PR-SGC-006 Procedimiento Control del Producto/Servicio No Conforme.
s PR-SGC-007 Procedimiento Atención de Reclamos.
s IN-SGC-001 Seguimiento y Medición en el SGC.
s PR-DRH-001 Procedimiento Reclutamiento y Selección del Colaborador.
s PR-DRH-005 Procedimiento Inducción del Colaborador.
s PR-DRH-006 Procedimiento Capacitación del Colaborador.
s PR-DTI-007 Mantenimiento preventivo y correctivo de software.
s PR-STR-003 Veriﬁcación de Programas Informáticos Propios.
4.8.2 PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS
En el 2013, se actualizó el procedimiento administrativo PR16-A Registro de
Integrantes del COES con el ﬁn de simpliﬁcar las funciones administrativas
de inscripción en el COES.
S.E CHILLON 220 KV
C.H. MANTARO
POTENCIA INSTALADA: 798,0 MW
POTENCIA EFECTIVA: 670,7 MW
CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES
5.1 ARBITRAJES
Las decisiones de la Asamblea o del Directorio del COES pueden ser cuestionadas por los Agentes mediante arbitraje, de acuerdo con lo previsto en la
Ley para Asegurar el Desarrollo Eﬁciente de la Generación Eléctrica (Ley No.
28832), en el Reglamento del COES (D.S. No. 027-2008-EM) y en su Estatuto.
Los arbitrajes que concluyeron durante el 2013 son los siguientes:
1. Arbitraje iniciado por ELECTROPERU contra el acuerdo que dispuso
valorizar de manera provisional los retiros relacionados al suministro del
usuario libre Volcán Compañía Minera S.A.A., en las barras de consumo del cliente. (Sesión Nº 341, O.D. 1). Concluyó por Laudo de fecha
2. Arbitraje iniciado por Duke Energy Egenor y ENERSUR contra los
acuerdos que establecieron los factores de pérdidas aplicables al cálculo de los costos marginales conforme al Decreto de Urgencia No. 0492008. (Sesión Nº 330, O.D. 1, 2 y 3 y posteriores). Concluyó por Laudo
de fecha 14.02.2013.
3. Arbitraje iniciado por ELECTROPERU contra el acuerdo que le asigna
responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por el evento EV-0372011 ocurrido el 31.01.2011 (Sesión Nº 377, O.D. 5). Concluyó por
Laudo de fecha 14.02.2013.
4. Arbitraje iniciado por SN POWER contra el acuerdo que dispuso valorizar de manera provisional los retiros relacionados al suministro de
diversos clientes en determinadas barras del SEIN (Sesión Nº 344, O.D.
7). Concluyó por Laudo de fecha 14.08.2013.
05 CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES
5. Arbitraje iniciado por Shougang Generación Eléctrica S.A., contra el
acuerdo por el que se conﬁrma la asignación de los retiros no declarados
por ningún generador correspondientes a consumos del usuario libre
Compañía Minera Casapalca S.A. (Sesión Nº 316, O.D. 1). Concluyó por
Laudo de fecha 10.09.2013.
6. Arbitraje iniciado por ELECTROPERU contra el acuerdo que le asigna
responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por el evento EV-1592011 (Sesión Nº 386, O.D. 3). Concluido durante el 2013.
Los arbitrajes iniciados durante el año 2013 son los siguientes:
1. Arbitraje iniciado por Duke Energy Egenor contra el acuerdo que conﬁrma las horas de indisponibilidad de la unidad TG2 de la C.T. Chilca
de ENERSUR incurridas en el mes de noviembre de 2010 (Sesión Nº
375, O.D. 3).
En el 2013 concluyó el siguiente proceso judicial:
1. Proceso contencioso administrativo iniciado por Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A., contra los acuerdos que declararon improcedentes o infundados, según el caso, sus recursos de apelación contra las decisiones que le asignaban responsabilidad por transgresiones a
la NTCSE por los eventos EV-160-2011, EV-164-2011 y EV-166-2011
(Sesión Nº 390 O.D. 1, 2 y 3). Concluyó por sustracción de materia mediante Resolución Nº 8 del 01.04.2013 expedida por el 7mo. Juzgado
Especializado en lo Contencioso Administrativo.
Durante el 2013 no se iniciaron procesos judiciales contra el COES
5.3 RECURSOS DE IMPUGNACIÓN
Durante el 2013 el Directorio recibió ochenta y siete (87) Recursos de Apelación contra decisiones de la Dirección Ejecutiva, de los cuales cincuenta y
cinco (55) están referidos a la aprobación mensual de las valorizaciones de
transferencias de potencia y energía, veintidós (22) a la asignación de responsabilidad por transgresiones a la NTCSE y diez (10) a otros temas.
Cabe señalar que los recursos de apelación pueden contener una o más pretensiones así como provenir de varios agentes y versar sobre una misma materia
objeto de impugnación. Varios recursos de apelación tienen un contenido recurrente atendiendo al carácter periódico de las decisiones del COES.
5.4 PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS
SANCIONADORES - OSINERGMIN
Durante el año 2013, no se ha iniciado ningún procedimiento administrativo
sancionador contra el COES. Sin embargo, se ha continuado con el trámite de
tres procedimientos administrativos sancionadores iniciados en años anteriores
por el OSINERGMIN, por supuestas contravenciones del COES al marco legal
El registro de las controversias gestionadas en el año 2013 se presenta en la
Tabla N° 7:
C.H. YUNCAN
POTENCIA INSTALADA: 130,1 MW
POTENCIA EFECTIVA: 136,8 MW
6.1 PERFECCIONAMIENTO TÉCNICO
En el año 2013, la Oﬁcina de Perfeccionamiento Técnico (OPT) centró su
esfuerzo en la implantación del proceso de Gestión de Riesgos en las siguientes Subdirecciones: SPR, SEV, STR, SNP y SGI. Esta ampliación, sumada a
la implantación del año 2012, da como resultado una cobertura del 86% de
las Subdirecciones a cargo de la Dirección de Operaciones y de la Dirección
de Planiﬁcación de la Transmisión. También se lideró la primera Auditoría Interna Basada en Riesgos a la SCO, con resultados muy alentadores. En dicha
Subdirección se logró mejorar el Mapa de Riesgos; disminuyendo los riesgos
extremos del proceso de Operación en Tiempo Real de 20% a 12%. Esto se
logró a través de la mejora en la eﬁcacia de los controles a cargo del personal
de operación a tiempo real. La eﬁcacia de los controles mejoró en un 23%.
6.2 GESTIÓN DE TALENTO HUMANO Y
En el año 2013, se continuó trabajando los cuatro pilares estratégicos relacionados a la gestión del talento humano y al desarrollo organizacional:
6.2.1 CULTURA Y DESARROLLO ORGANIZACIONAL
Se efectuó una revisión de los procesos de Recursos Humanos certiﬁcados en
nuestro Sistema de Gestión de Calidad, con el propósito de lograr una mayor
identiﬁcación de los trabajadores con la organización y mejorar la cultura organizacional.
06 PROCESO DE MEJORA CONTINUA
Los resultados de la encuesta de Clima Organizacional efectuada fueron difundidos al personal del COES. Como resultado de la medición del clima laboral
se realizaron sesiones de trabajo, a ﬁn de establecer planes de acción para
mejoras en la cultura organizacional del COES.
Ha sido una preocupación en el COES el mejorar la comunicación interna. Se
realizó varias sesiones de trabajo con la empresa CH Link, que ha proporcionado un plan de actividades para el año 2014, que permitirá una mejor relación
interpersonal entre nuestros colaboradores.
Durante el año 2013 se inició las gestiones para el estudio del modelo conceptual de la Gestión del Conocimiento en el COES, el cual es un objetivo del
Sistema de Gestión de Calidad, que propiciará el desarrollo organizacional.
6.2.2 MEJORA EN EL SERVICIO INTERNO
Se contrató once nuevos colaboradores, uno de ellos para cubrir una nueva
plaza en la Subdirección de Coordinación, y los demás para reemplazar a colaboradores que se retiraron. Todos ellos pasaron por un periodo de inducción,
tanto a cargo del área de Recursos Humanos como del área técnica de destino.
Se llevaron a cabo diversas actividades sociales, deportivas y recreativas, que
tuvieron como objetivo la identiﬁcación del colaborador con el COES, propendiendo a lograr una mayor y mejor comunicación interna, difundiendo los
canales de comunicación y siendo receptivos a las observaciones, recomendaciones y sugerencias, que permitan mejorar la relación inter departamental en
el COES.
El programa de asistencia social COES Contigo amplió sus objetivos, dejando
de ser solamente una ayuda telefónica en casos de emergencia o de trámites
administrativos, consolidándose como un servicio presencial de apoyo y consulta. Esto se logró con la presencia física de una Asistenta Social una vez por
semana en nuestras instalaciones y en el apoyo al personal en casos de atención médico – hospitalario.
Con la ﬁnalidad de propiciar un ambiente seguro ante riesgos a todos nuestros
colaboradores y dentro del marco legal establecido, se ha procedido a implementar el Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional, el mismo que
debe estar concluido en el primer trimestre del año 2014.
6.2.3 DESARROLLO DEL TALENTO
Se tuvo como objetivo el incrementar el número de personas con nivel óptimo
de competencias, habiéndose para ello diseñado un Plan de Capacitación al
personal con énfasis en cursos in house, lo que ha permitido aumentar en
239% las horas de capacitación; pasando de 2 455 h de capacitación al personal en el año 2012 a 8 323 h en el año 2013, con un marcado énfasis en el
Desarrollo Profesional y en Competencia Gerencial y Genérica/Humana.
HORAS DE CAPACITACIÓN EFECTUADAS EN EL AÑO 2013
COMPETENCIA GERENCIAL Y
INDICADOR DE CAPACITACIÓN
Gasto anual en capacitación
457 779,38
Gasto Promedio anual por colaborador
Se apoyó las iniciativas de nuestros colaboradores, habiéndose obsequiado en
el año 2013, seis (6) computadoras al Asilo de Ancianos Desamparados de
Lima. Éstas fueron instaladas en consultorios médicos del asilo, para mantener actualizado el historial clínico de los ancianos y para la enseñanza de las
novicias, que es el personal que atiende en el asilo. Asimismo, el personal del
Voluntariado COES, colaboró con una chocolatada a los 350 residentes del
Asilo, proporcionándoles una mañana de diversión y entretenimiento, al haber
llevado un espectáculo de danza y música a cargo del personal del Voluntariado
COES y con un donativo económico, fruto de la colecta que se efectuó entre
todos los colaboradores del COES.
GOLD FIELD LA CIMA S.A.
UBICACIÓN: REGIÓN CAJAMARCA, PROVINCIA DE HUALGAYOC,
COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO
JUNTAMENTE CON EL DICTAMEN
Estado de ingresos y gastos y déﬁcit acumulado
Estado de ﬂujos de efectivo
Notas a los estados ﬁnancieros
07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS
6,932,473
8,891,062
6,527,769
Tributos, remuneraciones
y otras cuentas por pagar
Instalaciones, equipos y muebles,
neto de depreciación acumulada
Intangibles, neto de amortización
4,344,473
7,870,384
5,992,543
5,812,876
6,003,094
(1,403,085)
(1,764,637)
12,280,175
2,558,670
3,389,113
3,703,231
12,280,175 10,231,000
Las notas a los estados ﬁnancieros adjuntas forman parte del balance general.
Déﬁcit acumulado
Total patrimonio institucional
Y DEFICIT ACUMULADO
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE
Cargas ﬁnancieras
Diferencia de cambio, neta
Superávit (déﬁcit) del
35,918,978 31,130,100
36,101,732 31,203,923
22,748,432 19,527,263
8,300,642 8,774,646
675,112 (351,748)
1,308,337 1,540,497
34,776,208 31,467,138
(785,803)
(998,363)
(1,403,085) (1,764,637)
Superávit (déﬁcit) del año
Más (menos) ajustes al superávit (déﬁcit):
Baja de activos ﬁjos
Cargos y abonos por cambios netos en el
Disminución (aumento) de cuentas por cobrar
(Aumento) disminución de gastos pagados
Aumento (disminución) de proveedores
Aumento de tributos, remuneraciones y
AUMENTO DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS
Compras de activo ﬁjo
DISMINUCIÓN DE EFECTIVO PROVENIENTE DE
Variación de préstamos por pagar
(DISMINUCIÓN) AUMENTO DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO
SALDO DE EFECTIVO AL INICIO
SALDO DE EFECTIVO AL FINAL
(864,307)
(1,186,923)
3,808,435
(935,604)
(997,590)
(1,213,688)
(664,709)
2,146,136
3,768,296
Las notas a los estados ﬁnancieros adjuntas forman parte de este estado.
a) Identiﬁcación:
El COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO
NACIONAL (en adelante COES) es una entidad privada sin ﬁnes de lucro, que
se constituyó el 27 de diciembre de 1994 por acuerdo de los representantes
de los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión del
Sistema Interconectado Centro Norte, en cumplimiento con lo dispuesto por
el Decreto Ley No. 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas” (en adelante “Ley
de Concesiones”) y por el Decreto Supremo No.009-93-EM “Reglamento de
Ley de Concesiones Eléctricas” (en adelante el “Reglamento”) y por la Ley N°
28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eﬁciente de la Generación Eléctrica”.
Inició sus operaciones el 1 de enero de 1995, bajo la denominación de Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro Norte COESSICN. En octubre del año 2000, incorporó al COES las empresas integrantes
del Sistema Interconectado Sur.
En cumplimiento del Decreto Supremo N° 011-2001 EM, publicado en febrero de 2001, el cual modiﬁcó los artículos 84°, 85°, 86°, 88° y 91° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, se modiﬁcó el Estatuto del COES
y se cambia la denominación por Comité de Operación Económica del Sistema
Interconectado Nacional COES-SINAC. De acuerdo a la Ley 28832, está conformado por todos los Agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes.
Su domicilio legal y ﬁscal, así como sus oﬁcinas administrativas se encuentran
en calle Manuel Roaud y Paz Soldán Nº 364. San Isidro, Lima.
El COES tiene por ﬁnalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo
plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor
aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planiﬁcar el desarrollo
de la transmisión del SEIN y administrar el mercado de corto plazo.
Con el propósito de cumplir con esta ﬁnalidad, actualmente el presupuesto
del COES es cubierto por los aportes que realizan anualmente sus integrantes,
los mismos que están en proporción a sus ingresos obtenidos en el ejercicio
anterior. Los aportes cubren la venta de potencia y energía, el ingreso tarifario
y los peajes de conexión.
El Supremo Gobierno mediante Decreto Supremo N° 027 – 2008 -EM de fecha
3 de mayo de 2008, aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional COES – SINAC.
Con fecha 18 de julio del 2008, la Asamblea de Integrantes en Sesión N° 20,
aprobó el nuevo Estatuto del COES, adecuándolo a lo establecido por la Ley
28832 y por el nuevo Reglamento.
Al 31 de diciembre de 2013, el COES está conformado por 97 integrantes (92
en el 2012).
c) Aprobación de estados ﬁnancieros:
Los estados ﬁnancieros al 31 de diciembre de 2012 fueron aprobados en la
Asamblea de Integrantes realizada el 13 de marzo de 2013. Los correspondientes al 2013 han sido autorizados por la Dirección Ejecutiva del COES en
febrero de 2014 y serán presentados para la aprobación del Directorio y de la
Asamblea de Integrantes del COES dentro del primer trimestre del año 2014.
2. PRINCIPIOS Y PRÁCTICAS CONTABLES QUE
SIGUE EL COMITE
Las principales políticas contables adoptadas por el COES en la preparación y
presentación de sus estados ﬁnancieros, se señalan a continuación. Han sido
aplicadas en forma consistente por los años presentados.
(a) Base de preparación
(i) En la preparación de los estados ﬁnancieros adjuntos, la Dirección
Ejecutiva del COES ha cumplido con los Principios de Contabilidad
Generalmente Aceptados en el Perú. Estos principios corresponden a las
Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), emitidas por
el International Accounting Standards Board (IASB) y comprenden, las
Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), las interpretaciones de las NIIF (CINIIF o IFRIC por sus siglas en inglés), las Normas
Internacionales de Contabilidad (NIC) y las interpretaciones de las NIC (SIC
por sus siglas en inglés), y ciertas prácticas contables de uso normal en el
Perú como son las referidas a tasa de depreciación de los activos ﬁjos y la
En el Perú el Consejo Normativo de Contabilidad (en adelante el Consejo), es la entidad responsable de oﬁcializar estas normas. En el 2013 ha
oﬁcializado aquellas aprobadas por el IASB de aplicación vigente internacionalmente, para el año 2013 y aquellas aprobadas por el IASB pero
vigentes a partir del 1 de enero de 2014 o en fecha posterior.
(ii) Las normas que entraron en vigencia para el año 2013 son las
siguientes. Ninguna tuvo efecto en los estados ﬁnancieros de COES:
- NIC 1 Presentación de las partidas de otros resultados integrales –
Modiﬁcaciones a la NIC 1.
- NIIF 13 Medición del valor razonable.
- NIIF 7 Instrumentos ﬁnancieros: Información a revelar.
- NIC 16 Propiedades, planta y equipo
- NIC 19 Beneﬁcios a los empleados
- NIC 27 Estados Financieros Separados
- NIC 32 Instrumentos Financieros: Presentación de las NIIF
De acuerdo al marco conceptual de las NIIF, las entidades sin ﬁnes de lucro
no están obligadas a adoptar dichas normas.
(iii) Los estados ﬁnancieros adjuntos han sido preparados a partir de los
registros contables del COES, los cuales se llevan en términos monetarios
nominales de la fecha de las transacciones, siguiendo el criterio del costo
histórico, excepto por activos ﬁjos revaluados que son medidos a su valor
(b) Uso de estimaciones
La preparación de los estados ﬁnancieros también requiere que la Dirección
Ejecutiva del COES lleve a cabo estimaciones y juicios para la determinación de los saldos de los activos y pasivos, de ingresos y gastos, el monto
de contingencias y la exposición de eventos signiﬁcativos en notas a los
estados ﬁnancieros. El uso de estimaciones razonables es una parte esencial de la preparación de estados ﬁnancieros y no menoscaba su ﬁabilidad.
Las estimaciones y juicios determinados por el COES, son continuamente
evaluados y están basados en la experiencia histórica y toda información
que sea considerada relevante. Si estas estimaciones y juicios variaran en
el futuro como resultado de cambios en las premisas que las sustentaron,
los correspondientes saldos de los estados ﬁnancieros serán corregidos en
la fecha en la que el cambio en las estimaciones y juicios se produzca. Las
estimaciones más signiﬁcativas en relación a los estados ﬁnancieros adjuntos están referidas a la estimación para cuentas de cobranza dudosa y al
valor recuperable de los activos ﬁjos e intangibles.
(c) Transacciones en moneda extranjera
- Moneda funcional y moneda de presentación
Para expresar sus estados ﬁnancieros, la Dirección Ejecutiva del COES ha
determinado su moneda funcional, sobre la base del entorno económico
principal donde opera, el cual inﬂuye fundamentalmente en la determinación de los aportes y en los costos que se incurren para los ﬁnes del COES.
Los estados ﬁnancieros se presentan en nuevos soles, que es, a su vez, la
moneda funcional y la moneda de presentación del COES. Todas las transacciones son medidas en la moneda funcional y por el contrario, moneda
extranjera es toda aquella distinta de la funcional.
- Transacciones y saldos en moneda extranjera
Las operaciones en moneda extranjera se registran en nuevos soles aplicando los tipos de cambio del día de la transacción. Los saldos al 31 de
diciembre de 2013 y 2012 están valuados al tipo de cambio de cierre del
año. Las diferencias de cambio que se generan entre el tipo de cambio
registrado al inicio de una operación y el tipo de cambio de liquidación de
la operación o el tipo de cambio de cierre del año, forman parte del rubro
de (gastos) ingresos ﬁnancieros, neto en el estado de ingresos y gastos y
déﬁcit acumulado.
(d) Instrumentos ﬁnancieros
Los instrumentos ﬁnancieros son contratos que dan lugar simultáneamente
a un activo ﬁnanciero en una empresa y a un pasivo ﬁnanciero o un instrumento de capital en otra. En el caso del COES, los instrumentos ﬁnancieros
corresponden a instrumentos primarios tales como efectivo, cuentas por cobrar y cuentas por pagar. Los instrumentos ﬁnancieros son medidos a su valor razonable, más los costos directamente relacionados con la transacción.
(e) Clasiﬁcación, reconocimiento y valuación de activos ﬁnancieros
Se ha establecido cuatro categorías para la clasiﬁcación de los activos ﬁnancieros: al valor razonable con efecto en resultados, cuentas por cobrar,
activos ﬁnancieros mantenidos hasta el vencimiento y activos ﬁnancieros
disponibles para la venta. Al COES le aplican los acápites (i) y (ii) siguientes:
(i) Los activos al valor razonable con efecto en resultados incluyen el
El efectivo es un activo ﬁnanciero porque representa un medio de pago y
por ello es la base sobre la que se miden y reconocen todas las transacciones en los estados ﬁnancieros.
Los cambios en el valor razonable son registrados en el estado de ingresos y gastos y déﬁcit acumulado en la cuenta ingresos ﬁnancieros.
(ii) Cuentas por cobrar
Son activos ﬁnancieros no derivados con pagos ﬁjos o determinables
que no son cotizados en un mercado activo. Surgen cuando se provee
servicios directamente a un deudor sin intención de negociar la cuenta
por cobrar. Se incluyen en el activo corriente salvo por los vencimientos
mayores a doce meses después de la fecha del balance general, que se
clasiﬁcan como no corrientes. Las cuentas por cobrar incluyen aportes
por cobrar y cuentas por cobrar diversas del balance general en el activo
corriente. El reconocimiento inicial de las cuentas por cobrar es a su
valor nominal. Las pérdidas originadas por la desvalorización son reconocidas en el estado de ingresos y gastos y déﬁcit acumulado.
(f) Clasiﬁcación, reconocimiento y valuación de pasivos ﬁnancieros
A los pasivos ﬁnancieros, se le ha establecido dos categorías: a valor
razonable con efecto en resultados y aquellos registrados al costo amortizado.
Los pasivos ﬁnancieros a costo amortizado comprenden las obligaciones
ﬁnancieras, las cuentas por pagar a proveedores, otras cuentas por pagar
y préstamos por pagar; se reconocen a su valor de transacción debido
a que el COES es parte de los acuerdos contractuales del instrumento
(g) Compensación de activos y pasivos ﬁnancieros
Los activos y pasivos ﬁnancieros se compensan cuando se tiene el derecho legal de compensarlos y la Dirección Ejecutiva del COES tiene la
intención de cancelarlos sobre una base neta o de realizar el activo y
cancelar el pasivo simultáneamente.
(h) Baja de activos y pasivos ﬁnancieros
Activos ﬁnancieros:
Un activo ﬁnanciero es dado de baja cuando: (i) los derechos de recibir
ﬂujos de efectivo del activo han terminado; o (ii) el COES ha transferido
sus derechos a recibir ﬂujos de efectivo del activo o ha asumido una
obligación de pagar la totalidad de los ﬂujos de efectivo recibidos inmediatamente a una tercera parte bajo un acuerdo de traspaso y (iii) el
COES ha transferido sustancialmente todos los riesgos y beneﬁcios del
activo o, de no haber transferido ni retenido sustancialmente todos los
riesgos y beneﬁcios del activo, ha transferido su control.
Pasivos ﬁnancieros:
Un pasivo ﬁnanciero es dado de baja cuando la obligación de pago se
termina, se cancela o expira.
Cuando un pasivo ﬁnanciero existente es reemplazado por otro del mismo prestatario en condiciones signiﬁcativamente diferentes, o las condiciones son modiﬁcadas en forma importante, dicho reemplazo o modiﬁcación se trata como una baja del pasivo original, se reconoce el nuevo
pasivo y la diferencia entre ambos se reﬂeja en el estado de ingresos y
gastos y déﬁcit acumulado.
(i) Deterioro de activos ﬁnancieros
El COES evalúa a la fecha de cada balance general si existe evidencia
objetiva de que un activo ﬁnanciero o un grupo de activos ﬁnancieros
se encuentran deteriorados. Un activo ﬁnanciero o un grupo de activos
ﬁnancieros se deterioran y generan pérdidas sólo si hay evidencias objetivas de deterioro como resultado de uno o más eventos posteriores al
reconocimiento inicial del activo y cuando dicho evento de pérdida tiene
un impacto sobre los ﬂujos de caja proyectados estimados del activo
ﬁnanciero o grupo de activos ﬁnancieros que puede ser estimada de
manera conﬁable. Esta evidencia de deterioro puede incluir indicios de
diﬁcultades ﬁnancieras importantes, incumplimiento o atraso en los pagos de aportes, probabilidad de insolvencia en la que se demuestre que
existirá una reducción en los ﬂujos futuros estimados, como cambios
en circunstancias o condiciones económicas que tienen correlación en
El COES considera como deterioradas todas aquellas partidas vencidas
con una antigüedad mayor a 360 días por las cuales se ha efectuado las
gestiones de cobranza sin obtener resultados favorables y que a la fecha
no se encuentran reﬁnanciadas.
(j) Instalaciones, equipos y muebles y depreciación acumulada
Las instalaciones, equipos y muebles se presentan al costo de adquisición
menos su depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro del valor. El costo de adquisición incluye la revaluación
efectuada sobre la base de tasaciones efectuadas por peritos independientes. Dichos activos se expresan al valor razonable determinado en la fecha
de la tasación menos su depreciación acumulada y el importe acumulado
de las pérdidas por deterioro del valor.
La depreciación de los activos ﬁjos es calculada siguiendo el método de
línea recta con las tasas anuales indicadas en la Nota 8. El costo histórico de adquisición incluye los desembolsos directamente atribuibles a la
adquisición de los activos. El mantenimiento y las reparaciones menores
son reconocidos como gastos según se incurren. Los desembolsos posteriores y renovaciones de importancia se reconocen como activo, cuando
es probable que la Dirección Ejecutiva del COES obtenga beneﬁcios
económicos futuros derivados del mismo y su costo pueda ser valorizado
con ﬁabilidad.
Al vender o retirar las instalaciones, equipos y muebles, el COES elimina
el costo y la depreciación acumulada correspondiente. Cualquier pérdida o ganancia que resultase de su disposición se incluye en el estado de
ingresos y gastos y superávit acumulado.
(k) Intangibles y amortización acumulada
Los intangibles se contabilizan al costo inicial menos su amortización
acumulada. Después del reconocimiento inicial, los intangibles se miden al costo menos la amortización acumulada y cualquier pérdida acumulada por desvalorización. Los intangibles se amortizan bajo el método
de línea recta con la tasa anual indicada en la Nota 9.
(l) Deterioro de activos no ﬁnancieros
El valor de las instalaciones, equipos y muebles e intangibles es revisado
periódicamente para determinar si existe deterioro, cuando se producen
circunstancias que indiquen que el valor en libros puede no ser recuperable. De haber indicios de deterioro, el COES estima el importe recuperable de los activos y reconoce una pérdida por desvalorización en el
estado de ingresos y gastos y superávit acumulado.
El valor recuperable de un activo es el mayor entre su valor razonable
menos los gastos de venta y su valor de uso. El valor de uso es el valor
presente de los ﬂujos de efectivo futuros estimados que resultarán del
uso continuo de un activo así como de su disposición al ﬁnal de su vida
útil. Los importes recuperables se estiman para cada activo o, si no es
posible, para la menor unidad generadora de efectivo que haya sido
identiﬁcada. De existir una disminución de las pérdidas por desvalorización determinadas en años anteriores, se registra un ingreso en el estado
de ingresos y gastos y déﬁcit acumulado.
(m) Provisiones
Se reconoce una provisión sólo cuando COES tiene alguna obligación
presente (legal o implícita) como consecuencia de un hecho pasado,
es probable que se requerirá para su liquidación un ﬂujo de salida de
recursos y puede hacerse una estimación conﬁable del monto de la obligación. Las provisiones se revisan periódicamente y se ajustan para reﬂejar la mejor estimación que se tenga a la fecha del balance general. El
gasto relacionado con una provisión se muestra en el estado de ingresos
y gastos y déﬁcit acumulado.
(n) Reconocimiento de ingresos por aportes, diferencias de cambio e intereses
Los aportes anuales de los integrantes del COES son registrados como
ingreso en el período en el que se devengan.
Las diferencias de cambio correspondientes al ajuste de las partidas monetarias representadas en moneda extranjera que sean favorables para
el COES, son reconocidas como un ingreso ﬁnanciero cuando ﬂuctúa el
Los intereses son reconocidos conforme se devengan, utilizando el método de la tasa de interés efectiva.
(n) Reconocimiento de gastos, diferencias de cambio e intereses
Los gastos se reconocen conforme se devengan.
Las diferencias de cambio correspondientes al ajuste de las partidas
monetarias representadas en moneda extranjera que sean desfavorables
para el COES, son reconocidas como un gasto ﬁnanciero cuando ﬂuctúa
Los intereses se reconocen en proporción al tiempo transcurrido de manera que reﬂejen el costo efectivo del instrumento ﬁnanciero.
(o) Contingencias
Las contingencias son activos o pasivos que surgen a raíz de sucesos
pasados, cuya existencia quedará conﬁrmada sólo si llegan a ocurrir
sucesos futuros que no están enteramente bajo el control del COES.
Un activo o un pasivo contingente no se registran porque no puede ser
medido con la suﬁciente conﬁabilidad. Sólo se revelan, si existe un posible hecho económico para el COES.
3. ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS DE LIQUIDEZ,
CREDITICIO, DE INTERÉS Y DE CAMBIO
Las actividades del COES lo exponen a una variedad de riesgos ﬁnancieros:
de liquidez, crediticio, de interés y de cambio. El programa de administración
de riesgos del COES trata de minimizar los potenciales efectos adversos en
su desempeño ﬁnanciero. La Dirección Ejecutiva del COES es conocedora de
las condiciones existentes en el mercado y sobre la base de su conocimiento y experiencia controla los riesgos, siguiendo las políticas aprobadas por la
Asamblea de Integrantes. Los aspectos más importantes para la gestión de
Originado por la incapacidad de obtener fondos para honrar los compromisos
del COES en los asuntos relacionados con instrumentos ﬁnancieros. El COES
ha gestionado la obtención de préstamos de los aportantes a ﬁn de atender sus
Originado por la incapacidad de los deudores del COES de cumplir con el pago
de sus obligaciones hacia ella a medida que van venciendo. El riesgo es menor
debido a que las entidades integrantes del COES son solventes.
El riesgo de crédito también surge del efectivo y de depósitos en bancos e
instituciones ﬁnancieras.
En el caso de bancos e instituciones ﬁnancieras, se aceptan únicamente compañías evaluadas independientemente con un caliﬁcativo “A”.
Originado por los cambios que se puedan producir en las tasas de interés,
principalmente por sus obligaciones. El COES no espera incurrir en pérdidas
signiﬁcativas por riesgo de tasa de interés, ya que ha pactado tasas de intereses ﬁjas.
La exposición a los tipos de cambio proviene de los préstamos que toma el
COES, algunas facturas de proveedores y saldos de efectivo, que están básicamente denominadas en dólares norteamericanos. En el balance general, estos
conceptos son presentados al tipo de cambio de ﬁn de período.
Para mitigar la exposición del COES al riesgo cambiario los ﬂujos de caja en
moneda no funcional son revisados continuamente; por lo general cuando los
importes a pagar por compras en dólares superan el importe disponible en esa
moneda se realiza una operación de cambio de moneda.
Al 31 de diciembre de 2013 el tipo de cambio promedio ponderado publicado
por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP para las transacciones en
dólares estadounidenses era de S/. 2.794 para las operaciones de compra y
S/. 2.796 para la operaciones de venta (S/.2.549 para la compra y S/. 2.551
para la venta en el 2012).
Al 31 de diciembre los activos y pasivos en dólares estadounidenses son los
Posición pasiva neta
(326,842)
(255,897)
(2,384,768) (2,658,900)
(3,419,485) (3,241,639)
(3,166,224) (2,861,663)
Las normas contables deﬁnen un instrumento ﬁnanciero como cualquier activo
y pasivo ﬁnanciero de una empresa, considerando como tales efectivo, aportes
por cobrar, cuentas por cobrar diversas, obligaciones ﬁnancieras, proveedores,
préstamos por pagar y otras cuentas por pagar.
En opinión de la Dirección Ejecutiva del COES, al 31 de diciembre de 2013
y de 2012, el valor razonable de sus instrumentos ﬁnancieros, no es signiﬁcativamente diferente al de sus respectivos valores en libros y, por lo tanto, la
revelación de dicha información no tiene efecto para los estados ﬁnancieros a
Los siguientes son los importes de los activos y pasivos ﬁnancieros del balance
general, clasiﬁcados por categorías (expresado en nuevos soles):
7,581,493
6,667,820
10,134,700 10,134,700
6,782,854
8,604,003
A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos
soles):
Fondo ﬁjo
Cuentas corrientes bancarias (a)
5,772,683
4,080,939
(a) El COES mantiene sus cuentas corrientes en moneda nacional y en dólares
estadounidenses en una entidad ﬁnanciera local, son de libre disponibilidad y
generan intereses.
6. APORTES POR COBRAR
SDE Piura S.A.C.
UNACEM S.A.
Empresa Siderurgica del Perú S.A.A.
Compañía Minera Los Quenuales S.A.
Los aportes pendientes a diciembre de 2013 están siendo cobrados durante el
7. GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO
Gastos pagados por adelantados (a)
Asesorías y consultoría (b)
(a) Corresponde principalmente a desembolsos adelantados para la compra
de la licencia ENSYS Digsilent Power Factory, entre otros.
(b) Corresponde principalmente a asesorías que serán recibidas en el 2014,
tales como: Innovación Plan de Gerencia de Conocimiento, Transmisión
de Metodología Trade-off, entre otras.
8. INSTALACIONES, EQUIPOS Y MUEBLES Y
A continuación se presenta el movimiento y la composición del rubro (expresado en nuevos soles):
Equipos diversos y cómputo
DEPRECIACIÓN ACUMULADA DE:
5,705,155
7,651,153
(888,358)
1,122,808
7,587,658
3,701,294
5,092,483
(888,357)
(995,324)
3,430,241
4,977,835
7,206,241
4,335,211
2,871,030
La depreciación se calcula utilizando las siguientes tasas anuales:
10% y 25%
9. INTANGIBLES Y AMORTIZACIÓN ACUMULADA
Software por recibir
AMORTIZACIÓN ACUMULADA DE:
1,511,211
6,476,021
8,044,174
6,520,869
8,106,160
5,642,331
6,899,613
7,326,870
6,159,973
Las licencias y software se amortizan a una tasa del 25% anual.
Corresponde a facturas por vencer y provisiones relacionadas a contratos ﬁrmados para estudios y consultorías, cancelables en el transcurso del año 2014.
11. TRIBUTOS, REMUNERACIONES Y OTRAS
Impuesto General a las Ventas (a)
Impuesto a la renta retenido a no domiciliados (a)
Impuesto a la renta retenido a empleados
Resarcimientos (b)
(a) Corresponde al impuesto retenido a proveedores no domiciliados.
(b) Corresponde a cuentas por pagar por resarcimiento de la transgresión a la
12. PRÉSTAMOS POR PAGAR
Empresa Eléctrica de Machupicchu S.A.
Empresa Eléctrica de Arequipa S.A.
SDF Energía S.A.
Maja Energía S.A.C.
Interconexión ISA Perú S.A.
Compañía Transmisora Norperuana S.R.L.
Compañía Minera Condestable S.A.
Southern Perú Copper Corporation S.A.
Unión de Cervecerías Peruanas Backus S.A.A.
Abengoa Transmisión Norte S.A.
Empresa de Administración de Infraestructura
Eléctrica S.A.-ADINELSA
2,384,768 2,658,900 6,667,820 6,782,854
779,760 5,812,876
Los saldos comprenden los préstamos recibidos para los siguientes conceptos:
(a) Préstamo para adquisición de Sistema NMS/EMS
En Sesión de Asamblea de Integrantes Nº 15 de fecha 30 de noviembre de 2006, se aprobó el Proyecto de Presupuesto de Inversiones para
el año 2007, el mismo que sirvió para adquirir los Sistemas EMS/NMS
para el Centro de Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN,
por US$ 659,670, que fue ﬁnanciado por los integrantes del COES,
mediante aportes reembolsables. Respecto al cronograma de pagos de la deuda
NMS/EMS, en los meses de diciembre (a partir de 2009) se vienen
emitiendo las respectivas cartas solicitando la factura por los intereses que
incluye los cuadros de amortizaciones e intereses para los 10 años (20092018).
(b) Préstamo para inversiones
En Sesión de Asamblea de Integrantes N° 21 de fecha 28 de noviembre
de 2008 y Nº 23 de fecha 27 de noviembre de 2009, se aprobó el incremento del presupuesto de inversiones por US$ 1,090,000 y US$ 730,000,
respectivamente, ﬁnanciados por los integrantes del COES, mediante
aportes reembolsables.
En el 2010, mediante carta N° COES/D-401-2010 de fecha 22 de junio de
2010 la dirección ejecutiva solicitó a las empresas integrantes, el primer
aporte reembolsable por US$ 1,209,859. Asimismo, mediante carta N°
COES/D-792-2010 de fecha 16 de diciembre de 2010 la Dirección Ejecutiva solicitó el segundo aporte reembolsable por US$ 309,223 y se adjuntó
el cuadro de amortizaciones e intereses para los 10 años (2013 – 2022).
El presupuesto de inversiones fue por US$ 137,000 en el 2012. Para el
año 2013 no hubo presupuesto de inversión.
Los préstamos devengan un interés del 12% anual.
13. PATRIMONIO INSTITUCIONAL
Déﬁcit acumulado.- Comprende el saldo acumulado de las transferencias del
resultado de los ingresos sobre los gastos del COES, netos de la devolución
de los aportes excedentes, luego de la ejecución de cada presupuesto anual.
El Directorio en su sesión N° 414 del 13 de marzo del 2013, autorizó la
devolución a los integrantes del saldo no utilizado después de la ejecución
presupuestal del año 2012 por S/. 998,802 (S/. 759,482 en el 2012), el
cual corresponde al superávit de los ingresos sobre los gastos ejecutados en
el período 2012 sin considerar los aportes reembolsables, la depreciación y
amortización de dicho año.
14. INGRESOS POR APORTES
Duke Energy S. en C. por A.
Shoungang Generación Eléctrica S.A.A.
Empresa Eléctrica de Piura S. A.
Emp.de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.
Emp.de Generación Eléctrica del Sur S.A.
Emp.de Generación Eléctrica Machupicchu S.A.
Emp.de Generación Eléctrica San Gabán S.A.
SDF Energía S.A.C.
Esco Cia. de Servicios de Energía S.A.C.
3,206,901
2,691,411
2,939,470
1,133,541
2,104,245
1,642,782
Generación Huanza S.A.
Eléctrica Yanapampa S.A.C.
Empresa Eléctrica Río Doble S.A.
18,331,017 15,678,082
Interconexión Eléctrica ISA-PERÚ S.A.
2,491,393
2,389,311
3,110,733
2,696,869
3,558,289
3,027,841
10,496,371
9,102,118
Southern Perú Copper Corporation, Sucursal
Unión de Cervecerías Peruanas Backus y
4,600,197
15. CARGAS DE PERSONAL
Gratiﬁcaciones y boniﬁcaciones
9,828,587
1,876,372
16. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS
Honorarios (a)
8,300,642
4,123,091
1,037,705
8,774,646
(a) Incluye principalmente honorarios por consultorías realizadas para la
revisión de procedimientos técnicos del COES, la consultoría, análisis y
diagnóstico para mejorar el proceso de entrega de información así como
consultoría de veriﬁcación de procedimientos del COES.
El COES tiene los siguientes procesos arbitrales y judiciales interpuestos por
algunos Integrantes al 31 de diciembre de 2013:
a) Referente al Expediente 10749-2009, con fecha 11 de junio de 2013,
se notiﬁcó al COES la sentencia de la Tercera Sala Transitoria Especializada en lo Contencioso Administrativo, mediante la cual se declaró fundado
en parte el Recurso de Apelación presentado por el COES en contra de
la resolución que declaró infundada la demanda, por lo que se ordenó a
OSINERGMIN emitir nueva resolución administrativa reduciendo las multas
impuestas en 7.28 y 25.31 UIT correspondientemente.
OSINERGMIN ha interpuesto Recurso de Casación contra la sentencia de
la Tercera Sala Transitoria Especializada en lo Contencioso Administrativo,
estando pendiente la notiﬁcación del citado recurso al COES.
El COES ha efectuado la provisión de la multa impuesta por S/. 120 583.
b) En cuanto a la Resolución de Gerencia General de OSINERGMIN N°
010612 emitida en el Expediente 2009-142, referido al vertimiento de la
Presa de Tablachaca, se encuentra pendiente de ser resuelto el Recurso de
Reconsideración presentado por el COES con fecha 20 de abril de 2011.
La Dirección Ejecutiva y los asesores legales estiman que dicho procedimiento no ﬁnalizará durante el 2014, por lo que no se ha constituido provisión alguna en los estados ﬁnancieros.
c) Respecto a la Resolución de Gerencia General de OSINERGMIN
N° 5526-2006-OS/GG, referida a la inadecuada planiﬁcación del
mantenimiento mayor de la TG3 y TG4 de la CT Ventanilla, se encuentra
pendiente de ser resuelto el Recurso de Apelación presentado por el COES.
La Dirección Ejecutiva y los asesores legales del COES estiman que dicho
procedimiento no ﬁnalizará durante el 2014, por lo que no se ha constituido provisión alguna en los estados ﬁnancieros.
d) ELECTROPERU solicito al Tribunal Arbitral que reconozca a su favor
daños y perjuicios que COES le habría generado como empresa generadora,
al permitir la operación “por seguridad” de centrales térmicas. El importe
de los daños y perjuicios seria determinado por una pericia que se presentara en la oportunidad que indique el Tribunal Arbitral.
A octubre de 2013, el proceso se encontraba en etapas de prueba. El 16
de diciembre de 2013 se realizó la audiencia de pericias. El 30 de enero
de 2014 las partes presentaron sus alegatos y el 5 de febrero de 2014 se
realizó la audiencia de alegatos, en el cual se cerró la etapa probatoria. A la
fecha está pendiente que se emita el laudo arbitral.
Respecto al pedido de nulidad de acuerdos, no se están discutiendo derechos patrimoniales de COES. Sin embargo la pretensión indemnizatoria si
se encuentra dirigida a COES y asciende a S/. 2,984,746.
18. SITUACIÓN TRIBUTARIA
(a) A partir del año 2001 la exoneración de las rentas de asociaciones sin
ﬁnes de lucro se restringe a aquellas que de acuerdo con sus estatutos
tengan exclusivamente alguno o varios de los siguientes ﬁnes: deportivos,
cultura, educación cientíﬁca, literaria, artística, beneﬁcencia y asistencia
social y hospitalaria, política y gremial, por lo cual los ingresos por aportes
de los integrantes del COES se encuentran inafectos del Impuesto a la
Con fecha 29 de diciembre del año 2011 se publicó la Ley N° 29820,
mediante la cual se prorroga hasta el 31 de diciembre de 2012 las
exoneraciones del Impuesto a la Renta a las asociaciones sin ﬁnes de lucro.
El 18 de diciembre de 2012 se publicó la Ley No. 29966 mediante la cual
se amplía dicho plazo hasta el 31 de diciembre de 2015.
(b) El COES está exonerado del Impuesto General a las Ventas por los
aportes de sus integrantes.
(c) A partir del ejercicio 2004 se aprobaron medidas para la lucha contra
la evasión e informalidad, obligándose al uso de determinados medios de
pago para las obligaciones de dar sumas de dinero (bancarización) así como
la creación del Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF), que grava
una diversa gama de operaciones en moneda nacional o extranjera que se
realizan, principalmente, a través del Sistema Financiero.
En los casos en que el pago de obligaciones se haga por medios distintos a
la entrega de suma de dinero o sin usar los medios de pago, el impuesto es
del doble de la alícuota y siempre sobre el exceso del 15% de las obligaciones de la empresa que se cancelen por esta vía.
A partir del 1 de abril de 2011 la alícuota es de 0.005%.
CREDITO: GIHAN TUBBEH
Hecho el deposito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N° 2000-3949
Las Fotografías incluidas en el presente documento son parte del archivo
fotográﬁco de PROMPERU, SNMPE y de las empresas Integrantes del COES SINAC.
Diseño y diagramación por la Sub Dirección de Gestión de la Información del COES
Impreso por MV MASIDEAS S.A.C
Calle Juan de la Torre 168 Piso 2
Crisis del Modelo Extractivista y Nuevos Signos de los Movimientos
estudio de reingeniería del coes
Catalogo Ediciones Beta 2012 BUENO_MaquetaciÛn 1

References: artículo 19
 artículo 34
 Artículo 9
 Artículo 15
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 16
 Resolución 
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