Memoria 2006 - EGASA 2006.pdf · como Sociedad Minera Cerro Verde, logrando que dicha empresa construya la Presa Bamputañe. De otro lado, mediante una gestión directa ante el Poder

Memoria 2006

Indice

Carta del Presidente del Directorio 04

Información General de la Sociedad y Accionariado 06

Misión, Visión y Valores de la Empresa 08

Directorio y Gerencia 10

Junta de Accionistas 12

Estructura Orgánica 14

Gestión Empresarial 16

Sistema de Gestión Integrado 18

Sector Eléctrico Peruano 20

Capacidad Instalada 25

Producción 26

Gestión Comercial 31

Mantenimiento 36

Desarrollo de Proyectos 40

Gestión Económica 42

Gestión Presupuestal 44

Comunicaciones 46

Imagen Institucional 48

Preservación Ambiental 50

Relaciones Laborales 53

Sistema de Gestión de Calidad 2006 55

Seguridad y Salud Ocupacional 56

Dictamen de Auditores Independientes 59

Estados Financieros 62

04 Memoria 2006

En el mes de setiembre del 2006, he recibido de parte del señor Presidente Constitucionalde la República, Dr. Alan García Pérez, el encargo de presidir el directorio de la Empresade Generación Eléctrica de Arequipa, responsabilidad que he asumido como parte delcompromiso que me asiste como Miembro del Partido de Gobierno y co-autor del Plan deGobierno para la Región Arequipa.

Asumido el cargo y verificada la real situación legal y financiera de EGASA, he tomadodecisiones, tales como prescindir de los servicios de algunos funcionarios directamenterelacionados con las labores de dirección de la Empresa, al considerar que sus actos noeran los pertinentes a efecto de lograr una gestión exitosa acorde con la potencialidadcompetitiva de la organización.

Entre los problemas identificados, con inmediatez, y que representaban gran parte de lasdeficiencias de gestión e implicaban riesgo financiero para la Empresa, estaban la asignaciónpor el COES de los retiros de energía y potencia del SEIN sin respaldo contractual, a lasempresas de generación de propiedad estatal y los compromisos asumidos para la ventade energía a largo plazo a tarifas por debajo del costo real.

Los problemas identificados representaban que a mediano plazo y por el lapso de 9 años,la Empresa tendría que asumir pérdidas que bordean los US$ 6 000 000 anuales, lo queimplicaba la quiebra financiera de la sociedad.

Ante esta situación, vimos la necesidad de poner esta realidad en conocimiento de lostrabajadores de la Empresa y de las instancias pertinentes del Gobierno Central, instanciasentre las cuales no solamente se expuso el problema, sino que se propuso la forma dedarle solución de una manera técnica, económica y respetando, institucionalmente, loscompromisos asumidos.

Carta delPresidentedel Directorio

05Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.

Por ello se ha firmado un Contrato Swap con ELECTROPERÚ, mediante el cual dichaEmpresa transferirá energía valorizada a EGASA durante el año 2007, la misma que serápagada con energía durante el año 2008 y se ha procedido a negociar, en mejorescondiciones, el valor del servicio que le significa a EGASA el suministrar energía a entidadescomo Sociedad Minera Cerro Verde, logrando que dicha empresa construya la Presa Bamputañe.

De otro lado, mediante una gestión directa ante el Poder Ejecutivo, se ha logrado la promulgacióndel Decreto de Urgencia No. 035-2006, de fecha 13 de diciembre del 2006, mediante el cualel Gobierno Central resuelve la contingencia existente en el mercado eléctrico, originada porel retiro de energía por parte de las distribuidoras, sin la existencia de contratos, lo que implicabaque la Empresa se vea imposibilitada de cobrar la energía generada.

Estas acciones nos van a permitir solucionar la difícil situación financiera de la Empresa generadapor el exceso de compromisos asumidos en condiciones desfavorables, al haber hecho posibleque cobremos la suma de S/. 36 245 218,52 por concepto de Transferencia de Energía Activa,S/. 4 414 007,18 por concepto de Transferencia de Potencia y S/. 3 282 104,05 por conceptode Peaje de Conexión del Sistema Principal, incrementando directamente las utilidades de laEmpresa en la suma de S/. 18 593 025,00 lo cual se ve reflejado en los respectivos EstadosFinancieros, los mismos que han sido debidamente auditados con resultados satisfactorios.

Estos esfuerzos, para solucionar los problemas expuestos, deberán ser complementados parapoder convertirse en definitivos, mediante la ejecución de obras tales como el traslado de turbinasdesde el puerto de Mollendo a la ciudad de Pisco, que hará posible la generación de 70 MW yla construcción de la Presa Chalhuanca, que almacenará 25 millones de metros cúbicos, conel consecuente beneficio para EGASA en lo que a generación eléctrica se refiere.

Estas son las acciones que a nivel de macrogestión se han tomado en los 90 días que me hatocado desempeñarme como Presidente del Directorio, durante el año 2006 y que significan laesperanza de una buena gestión en el futuro, para lo cual hemos recurrido al concurso de todoslos trabajadores de la Empresa.

Laboralmente, hemos respetado las potencialidades de profesionales que han venido prestandosus servicios en la Empresa de una manera técnica, viéndonos en la necesidad de prescindirde los servicios de algunos servidores al determinar que nuestros objetivos requerían de personascuya profesionalidad esté concordada con la necesidad de lograr el crecimiento de la Empresa,de una manera transparente y sin ponerla al servicio de personas, sino de todo el país.

Hemos sentado las bases de nuestra misión para el año 2007, la cual esperamos lograr deacuerdo a lo planificado.

Hago extensivo mi agradecimiento a los accionistas por la confianza depositada en mi persona,a los miembros del Directorio por el apoyo a cada una de mis decisiones y a los trabadores porla entrega mostrada en el desempeño de sus funciones.

Adolfo De Córdova VélezPresidente del Directorio

Razón Social : Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.

Sigla : EGASA

Fecha de Constitución : 15 de marzo de 1994

Inicio de Operaciones : 01 de marzo de 1994

Objeto Social : El objeto de la sociedad es prestar servicio de generación eléctrica,de acuerdo con lo dispuesto en la legislación vigente.

Duración : Indeterminada

Domicilio de la Oficina Principal : Pasaje Ripacha 101 Chilina,Distrito, Provincia y Departamento de Arequipa.

Registro Único de Contribuyente : 20216293593

Inscripción en los Registros Públicos: En Ficha N° 6781 del Registro de Personas Jurídicas - SociedadesMercantiles de la Oficina Registral Regional - Región Arequipa el94-03-25 y en la Partida Electrónica 11000342 del mismo registro.

Apartado Postal : 1675

Central Telefónica : (51-54) 241966

Fax : (51-54) 219317

E-mail : [email protected]

Página Web : www.egasa.com.pe

CIIU : 4010 Generación, Captación y Distribución de Energía Eléctrica

Dirección de las Centrales de Generación

Hidroeléctricas Charcani : Distritos de Cayma y Alto Selva Alegre,Provincia y Departamento de Arequipa

Térmica Chilina : Pasaje Ripacha N° 101 Chilina, Distrito,Provincia y Departamento de Arequipa

Térmica Mollendo : km 2,5 Carretera Mollendo - Mejía, Distrito de Mollendo,Provincia de Islay, Departamento de Arequipa.

Información Generalde la Sociedad y Accionariado

06 Memoria 2006

Aumento y Reducción de Capital

El Capital Social de EGASA al cierre del Ejercicio 2006 asciende a la cantidad de S/. 807 197 319,00(Ochocientos siete millones ciento noventa y siete mil trescientos diecinueve 00/100 nuevos soles), comoconsecuencia de lo acordado en la Junta Especial y General de Accionistas del 16 de febrero del 2006 segúnActa N° 001/2006.

Capital Social - Ejercicio 2006

A FONAFE 726 477 586 89,9999999 1,00

B FONAFE 80 719 731 9,9999999 1,00

C FONAFE 2 0,0000002 1,00

Clases deAcciones

Titular N° Acciones Participación (%) Valor de cadaAcción

100%TOTAL 807 197 319

Capital Social y Acciones al Cierre del Ejercicio 2006

Reserva Legal 0Otras Reservas 14 342 734,00 100%

Porcentaje(%)Tipo de Reserva Monto

14 342 734,00Total 100%


Misión, Visión yValores de la Empresa

Misión

"Consolidar a EGASA como la empresa generadora de electricidad líder dentro del Sistema InterconectadoNacional, a través del desarrollo de una gestión empresarial de excelencia, para satisfacer las necesidadesde los clientes a nivel nacional e internacional, contribuyendo de esta manera a la integración y desarrollode la sociedad".

Visión

"Somos una empresa de generación de energía eléctrica y la suministramos satisfaciendo a nuestros clientesa través de la mejora tecnológica y continua de nuestros procesos. Contamos con personal competenteorientado a la búsqueda de la excelencia, conservando el medio ambiente y velando por la seguridad de laspersonas; con una gestión basada en la ética, el liderazgo y una alta vocación de servicio, contribuyendo albienestar y desarrollo de la sociedad y de nuestros trabajadores".

• Búsqueda de la satisfacción del cliente.• Mejora continua.• Respeto al medio ambiente.• Compromiso con la seguridad y la salud del trabajador.• Liderazgo.• Ética.• Respeto por los demás.• Eficiencia.• Identificación con la empresa.• Transparencia en la gestión.• Cumplimiento de obligaciones.• Reconocimiento de obligaciones.• Reconocimiento al trabajador.• Confianza y amistad.• Responsabilidad social.• Dedicación al trabajo.• Buen ejemplo.• Calidad Productiva.• Búsqueda de la excelencia.

Además forma parte de los valores y normas de conducta de EGASA, el Código de Conducta, difundido porla Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, al que EGASA se adhirió desde el 14 de enero del 2003.

Valores y Normas de Conducta

Presidente : Adolfo De Córdova Vélez(desde el 30 de setiembre del 2006)

Rafael Longhi Núñez (hasta el 29 de setiembre del 2006)

Vice - Presidente : Ulrich Gocht Bischoff

Miembros : Samuel Lozada Tamayo Patricio Quintanilla Paulet Antonio Rodríguez Mostajo

Directorio y Gerencia

ULRICH GOCHTVice – Presidente

PATRICIO QUINTANILLADirector

SAMUEL LOZADADirector

ANTONIO RODRÍGUEZDirector

ADOLFO DE CÓRDOVAPresidente

10 Memoria 2006

JESÚS HINOJOSAGerente General


Gerente General : Jesús Hinojosa Ramos (desde el 18 de octubre del 2006)

José Estela Ramírez (hasta el 17 de octubre del 2006)

Gerente de Administración y Finanzas : César Jara Tapia(desde el 18 de octubre del 2006)

Luis Salas Palacios (hasta el 17 de octubre del 2006)

Gerente Técnico Comercial : Tomás Montesinos Yépez(hasta el 17 de octubre del 2006)

Gerente de Generación : Huberth Anculle Arenas

Jefe Órgano de Control Institucional : César Cuadros Bernal

Jefe División de Asesoría Legal : Guido Rodríguez Pinto (desde el 18 de octubre del 2006)

Manuel Holguín Rojas (hasta el 17 de octubre del 2006)

Comité de Gerencia

Juntas de Accionistas

Acta de Junta General de Accionistas de la Empresa de Generación Eléctricade Arequipa S.A. - EGASA del 16 de febrero del 2006.

Con fecha 16 de febrero del 2006 se reunió la Junta General de Accionistas, contando con la asistencia de latotalidad de accionistas debidamente acreditados, adoptando los siguientes acuerdos:

1. Aprobar la capitalización de la cuenta de la Reserva Facultativa de Libre Disponibilidad ascendente a lasuma de S/. 8 715 187,00 (Ocho millones setecientos quince mil ciento ochenta y siete y 00/100 NuevosSoles).

2. Aprobar la capitalización del monto ascendente a S/. 16 350 221,00 (Dieciséis millones trescientos cincuentamil doscientos veintiuno y 00/100 Nuevos Soles) de la cuenta Reserva Legal.

3. Aprobar, como consecuencia del acuerdo referido en el punto 2 precedente, que el nuevo monto de lacuenta Reserva Legal asciende a la suma de S/. 12 010 387,00 (Doce millones diez mil trescientos ochentay siete y 00/100 Nuevos Soles).

4. Aprobar, como consecuencia de los acuerdos referidos, el aumento de capital social en la suma deS/. 782 131 911,00 (Setecientos ochenta y dos millones ciento treinta y un mil novecientos once y 00/100Nuevos Soles) a la suma de S/. 807 197 319,00 (Ochocientos siete millones ciento noventa y siete miltrescientos diecinueve y 00/100 Nuevos Soles), es decir en la suma de S/. 25 065 408,00 (Veinticincomillones sesenta y cinco mil cuatrocientos ocho y 00/100 Nuevos Soles).

5. Aprobar la creación y emisión de 25 065 408 (Veinticinco millones sesenta y cinco mil cuatrocientos ocho)acciones con derecho a voto íntegramente suscritas y totalmente pagadas, de un valor nominal de S/ 1,00(Un Nuevo Sol) cada una, las cuales deberán ser distribuidas conforme al siguiente detalle:

a) 22 558 867 acciones clase "A"b) 2 506 540 acciones clase "B"c) 1 acción clase "C"

6. Aprobar la modificación del artículo 6° del Estatuto Social, estableciendo que el capital de la sociedad esde S/. 807 197 319,00 (Ochocientos siete millones ciento noventa y siete mil trescientos diecinueve y 00/100Nuevos Soles).

12 Memoria 2006

Acta de Junta Obligatoria Anual de Accionistas de la Empresa de GeneraciónEléctrica de Arequipa S.A. - EGASA del 05 de abril del 2006.

Con fecha 05 de abril del 2006 se reunió la Junta Obligatoria Anual de Accionistas contando con la asistenciade la totalidad de accionistas, debidamente acreditados, tomando los siguientes acuerdos:

1. Aprobar los Estados Financieros correspondientes al Ejercicio Económico 2005, auditados por la SociedadAuditora Toledo Lezama Contadores Públicos S.A., al 31 de diciembre del 2005.

Acta de Junta General de Accionistas de la Empresa de GeneraciónEléctrica de Arequipa S.A. - EGASA del 04 de octubre del 2006.

Con fecha 04 de octubre del 2006 se reunió la Junta General de Accionistas contando con la asistencia de latotalidad de accionistas, debidamente acreditados, tomando los siguientes acuerdos:

1. Designar en el cargo de miembro de Directorio de Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. -EGASA al señor Dante Adolfo De Córdova Vélez, quien se desempeñará en el cargo de Presidente delDirectorio.


El Directorio de EGASA en su sesión N° 022 del 27 de setiembre del 2004 aprobó una nueva estructuraorgánica, así como la correspondiente modificación del Cuadro de Asignación de Personal de la Empresa.

Las modificaciones al Cuadro de Asignación de Personal fueron sometidas a la aprobación del Directoriode FONAFE, de acuerdo a las disposiciones legales vigentes al respecto.

Con la aprobación de FONAFE se implementó la nueva estructura orgánica a partir del 02 de marzo del 2005por estar vinculada a las modificaciones del Cuadro de Asignación de Personal.

Estructura Orgánica

14 Memoria 2006

GERENCIA DE ÁREA

DIVISIÓN

Departamento

MANTENIMIENTO CONTABILIDAD

Comunicaciones

GENERACIÓN TÉCNICO COMERCIAL

TÉCNICA

ASESORIALEGAL

GERENCIA GENERAL

DIRECTORIO

Logística

Finanzas

JUNTA GENERAL DEACCIONISTAS

Desarrollo deSistemas

Organización yMétodos e

Información

CoordinaciónAdministrativa

Medio Ambientey Tratamiento de

Agua

COMERCIAL YMARKETING

OPERACIÓN YCONTROL DEL

SISTEMAOBRAS E

HIDROLOGÍASISTEMA DE

GESTIÓNINTEGRADO

Gestión deCalidad

Seguridad ySalud

Ocupacional

Centro deControl

MantenimientoHidráulico

MantenimientoTérmico

Sistemas deMedición

SeguridadPatrimonial

RecursosHumanos

ADMINISTRACIÓN YFINANZAS

ÓRGANO DECONTROL

INSTITUCIONAL

SISTEMASE INFORMÁTICA

APROBADO EN SESIONES DE DIRECTORIO N° 022 DEL 27.09.2004 y N° 003 DEL 11.02.2005


La Alta Dirección de EGASA propuso un Plan Operativo para el Ejercicio 2006 basado en cuatro objetivosestratégicos, reflejados en doce indicadores, que han sido cumplidos mayoritariamente, excediendo la metaestablecida para dichos casos. Los niveles de cumplimiento de los indicadores que conforman el Plan Operativode EGASA para el Ejercicio 2006 se detallan a continuación:

Incrementar la capacidad de almacenamiento de agua

El indicador para incrementar la capacidad de almacenamiento de agua en el Sistema Regulado del Río Chiliesta dado por:

• Control de Pérdidas de Agua en el Canal Pañe - Jancolacaya: Se logró un cumplimiento del 100,00%al obtener una pérdida de 3,65% de agua, que representa un excedente sobre la meta anual (8,00%) delorden del 119,18%. Indicador específico.

Maximizar la capacidad de utilización de la potencia instalada

• Índice de Disponibilidad Operativa de Centrales de Generación: Permite cuantificar las horas dedisponibilidad operativa de los grupos de las centrales de generación. Con relación a este indicador, elresultado al mes de diciembre de 96,40% representa el 100,00% de cumplimiento de la meta anual de96,20%, lográndose un excedente de 0,21% sobre la meta prevista. Indicador continuo de incremento.

• Índice de Desconexiones Forzadas en las Centrales de Generación: Este indicador permite medir elpromedio mensual y anual de desconexiones por fallas que se producen en las centrales de generación.En este indicador se ha tenido un resultado de 1,69 sobre la meta anual de 1,73 con un cumplimiento del100,00%, habiéndose excedido en 2,37% el objetivo. Indicador continuo de reducción.

• Índice de Factor de Planta: Mide la relación existente entre el margen operativo sobre las ventas netasdel ejercicio. El resultado obtenido en este indicador fue de 37,20% respecto del valor de la meta anualde 29,66%, con un cumplimiento de 100,00%, excediendo la meta en 25,42%. Indicador continuo deincremento.

Incrementar la rentabilidad

• Índice Rentabilidad sobre Capital Social: Este indicador permite medir la eficiencia de las utilidadessobre el capital social. El resultado obtenido para este indicador al mes de diciembre fue de 8,05% sobreuna meta anual de 1,31% presentando un grado de cumplimiento de 100,00% con relación a la meta anual,excediéndola en 514,50%. Indicador continuo de incremento.

Gestión Empresarial

16 Memoria 2006

• Índice de Gastos Administrativos: Mide la proporción de los gastos administrativos incurridos duranteel ejercicio con relación a los ingresos generados por las ventas netas. Este indicador presenta un resultadode 3,28% sobre una meta de 7,47%, logrando un cumplimiento del 100,00% con relación a la meta anual,superándola en 127,74%. Indicador continuo de reducción.

• Índice de Margen Operativo: Este indicador mide la rentabilidad con relación a los ingresos generadospor las ventas netas y presenta un resultado de 27,89%, que representa un nivel de cumplimiento de100,00% con relación a la meta anual establecida en 6,11%, excediéndola en 356,46%. Indicador continuode incremento.

• Índice de Eficiencia de Personal: Este indicador mide la productividad del personal de EGASA respectode los kWh producidos. El índice alcanzado al mes de diciembre de 8,45% representa un cumplimientodel 100,00%, excediendo la meta anual de 6,10% en 38,52%. Indicador continuo de incremento.

• Índice Rendimiento de los Activos Fijos: Este indicador permite medir el nivel de Rendimiento de losActivos Fijos Netos respecto a la Utilidad Neta de la Empresa y para el ejercicio ha obtenido un resultadode 5,83% que significa un cumplimiento del 100,00% sobre la meta anual de 0,88%, habiendo excedidola meta programada en 562,50%. Indicador continuo de incremento.

• Índice Progreso de la Inversión Presupuestada: Este indicador permite evaluar la ejecución de lasinversiones presupuestadas para el Ejercicio 2006, habiendo logrado un cumplimiento de 26,02% sobrela meta anual del 70,00%, debido a que no se han convocado procesos en cantidad suficiente, afectandoprincipalmente a este indicador la no ejecución de los montos presupuestados para los Proyectos Trasladode Turbinas a Pisco y Presa Bamputañe, entre otros. Indicador continuo de incremento.

Mejorar la imagen institucional

• Índice de Nivel de Satisfacción del Cliente: Este indicador permite medir el nivel de satisfacción de losclientes de EGASA, con respecto a la calidad de la energía eléctrica suministrada y al nivel de serviciootorgado, habiendo logrado un resultado del orden de 93,50%, con un cumplimiento del 100,00% para elejercicio, excediendo le meta trazada (88,00%) en 6,25% debido a una eficiente atención de las necesidadesde los clientes de EGASA. Indicador continuo de crecimiento.

• Superar las Auditorías de Seguimiento de los Sistemas de Gestión de Medio Ambiente y Seguridady Salud Ocupacional: Entre el 19 y 20 de diciembre del 2006 se logró superar las auditorías de seguimientode los Sistemas de Gestión de Calidad, Medio Ambiente y de Seguridad y Salud Ocupacional de EGASA.Estos logros están motivados por haberse alcanzado en la Empresa la madurez y la consolidación delSistema de Gestión Integrado. Indicador específico.

Haciendo el balance general de cumplimiento del Plan Operativo 2006, se ha llegado a un nivel ponderado de93,72% que supera el 90,00% propuesto como objetivo general para el ejercicio.


Enmarcados en un proceso de mejora continua y teniendo en cuenta el carácter dinámico del Sistema deGestión Integrado de EGASA, las políticas y objetivos han sido actualizados a las necesidades.

Política del Sistema de Gestión Integrado

En EGASA generamos electricidad mediante nuestras seis Centrales Hidroeléctricas Charcani y CentralesTérmicas de Chilina y Mollendo, satisfaciendo a nuestros clientes y contribuyendo al desarrollo de la sociedad.

Comprometiéndonos a:

• Cumplir los requisitos y expectativas de nuestros clientes, mejorando continuamente la eficacia de nuestros procesos con la aplicación del Sistema de Gestión Integrado.

• Cumplir con la normatividad legal vigente aplicable, los requisitos de las normas ISO 9001:2000, ISO14001:2004, la especificación OHSAS 18001:1999 y otros que la empresa adopte voluntariamente.

• Identificar, evaluar y controlar en forma continua los aspectos e impactos ambientales para prevenir y/omitigar la contaminación del ambiente ocasionado por las emisiones, residuos y efluentes, producto denuestras actividades.

• Identificar, evaluar y controlar en forma continua los riesgos que afecten o dañen la seguridad y salud delas personas y/o bienes, involucrados en nuestras actividades para prevenir la ocurrencia de incidentes,accidentes y enfermedades profesionales, manteniendo permanentemente la mejora de nuestro desempeñoen seguridad y salud ocupacional.

Revisión 06/2006-11-21

Objetivos del Sistema de Gestión Integrado

• Consolidar a EGASA como uno de los principales actores en el Sistema Interconectado Nacional, en laoperación de centrales eléctricas y comercialización de electricidad, optimizando la rentabilidad.

• Fortalecer el Sistema de Gestión Ambiental mediante el control y/o mitigación de los impactos ambientales,cumplimiento legal ambiental aplicable y otros requisitos que suscriba la empresa y fomentar la cultura yeducación ambiental en el personal de la empresa y contratistas para promover las buenas prácticasambientales.

• Gestionar y fomentar una cultura en Seguridad y Salud Ocupacional y mantener condiciones seguras detrabajo, para prevenir la ocurrencia de incidentes, accidentes y enfermedades profesionales que afectenal personal propio, partes interesadas o a la propiedad, durante el desarrollo de las actividades de laEmpresa.

Sistema de GestiónIntegrado

18 Memoria 2006

Evaluaciones de Seguimiento del Sistema de Gestión Integrado

Durante el año 2006 se llevaron a cabo cuatro auditorías del Sistema de Gestión Integrado de EGASA, de lascuales dos fueron realizadas por nuestros auditores internos y las otras dos por la empresa Bureau Veritas delPerú, identificándose como principales fortalezas las siguientes:

• Con relación a los integrantes de la organización que participan en el Sistema de Gestión Integrado, senota que existe muy buena predisposición al cumplimiento de las normas y plazos definidos para la atenciónde los hallazgos de auditorías anteriores.

• Dentro del cumplimiento de los Objetivos y Metas programadas para el Ejercicio 2006, se observó unavance y control dentro de lo previsto.

• Alto compromiso de la Gerencia General y de los responsables de la Gestión de Calidad, Gestión Ambientaly de la Seguridad y Salud Ocupacional.

• El Sistema de Gestión Integrado ha efectuado acciones de mejora como consecuencia de las observacionesde auditorías anteriores.

• La identificación de necesidades de capacitación para la mejora del Sistema de Gestión Integrado esdetallada completa y orientada al logro de los objetivos.

• Se evidencia un continuo y sistemático análisis de datos de tendencias de producto y satisfacción declientes, lo que permite una adecuada orientación a la atención de sus necesidades.

El resultado positivo de las auditorías es evidencia del grado de compromiso por parte del personal de EGASAcon la mejora continua y el logro de sus objetivos.


SectorEléctricoPeruano

20 Memoria 2006

El desarrollo de nuestras actividades dentro del sector eléctrico peruano está regulado por:

• La Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. 25844) y sus respectivas modificaciones y disposicionescomplementarias mediante Leyes Nos. 26734; 26876; 26896; 26980; 27010; 27116; 27239; 27435; 28447y 28832.

• El Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.S. 009-93-EM) y sus respectivas modificacionesmediante Decretos Supremos Nos. 02-94-EM; 43-94-EM; 004-96-EM; 022-97-EM; 006-98-EM; 011-98-EM;004-99-EM; 033-99-EM; 037-99-EM; 017-2000-EM; 011-2001-EM; 032-2001-EM; 038-2001-EM; 039-2001-EM; 006-2002-EM; 011-2003-EM; 039-2003-EM.

Forman parte del sector eléctrico peruano el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Supervisorde la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), los cuales velan por el cumplimiento de la Ley y por elrespeto a los derechos de los usuarios.

La Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento establecen un nuevo marco regulatorio que promueve lacompetencia y la eficiencia en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía. Lascaracterísticas básicas de este modelo son:

Base Legal

DESCRIPCIÓN LÍNEASEXISTENTES

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 138 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 33-50-60-66 kV

CAPITAL DEPARTAMENTO

SUBESTACIÓNCENTRAL HIDROELÉCTRICACENTRAL TÉRMICA

FUENTE: MEM - DGE

LINEAS DE TRANSMISIÓNPROYECTADAS - 2002

220 kV138 kV

22-66 kV

ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

Normativa General y Concesiones

Concentración Mercado

Regulador

Supervisión Fiscalización Normativa

DistribuciónGeneración Transmisión

DGE

INDECOPI

OSINERGMIN

OSINERGMIN

DGE

OSINERGMIN

OSINERGMIN

DGE

INDECOPI

OSINERGMIN

OSINERGMIN

Relaciones entre Agentes del Sector Eléctrico Peruano

ENTEREGULADOR

OSINERG - GART

ENTES NORMATIVOS YDE FISCALIZACIÓN

MEMDGE OSINERGMIN INDECOPI

EmpresasAutorizadas

oConcesio-

narias

Generación

Transmisión

Distribución

ENTECOORDINADOR

COES SINAC

Clientes Libres(CL)

ClientesRegulados

(CR)

Mercado

Eléctrico


• Separación vertical mediante la división del sistema en tres actividades: generación, transmisión y distribución.

• Libre acceso de inversión privada al mercado mediante esquemas de concesiones temporales y definitivaspara el desarrollo de cualquiera de las actividades.

• Sistema de precios libres para las operaciones que se desarrollan bajo un esquema de competencia y unsistema de precios controlados para las actividades que por sus características lo requieren.

• Interconexión de los sistemas de transmisión.

• Administración privada de la operación económica de los sistemas interconectados.

Actores

El sector eléctrico peruano está conformado por los siguientes actores:

• MEM - DGE : Normativo, Promotor y Concedente• OSINERGMIN : Regulación y Fiscalización• INDECOPI : Concentración de mercado y libre competencia• COES SINAC : Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

Estructura

Conformación del COES-SINAC

El COES-SINAC está formado por empresas generadoras y transmisoras de un mismo Sistema Interconectado.En el Perú se tiene un sólo Sistema Interconectado Nacional desde octubre del año 2000.

Empresas de Generación Eléctrica

Actualmente, en el Sistema Interconectado Nacional participan quince empresas generadoras, de las cualesdiez son de régimen privado y cinco de régimen estatal. Entre estas últimas se encuentra EGASA.

Empresas de Transmisión

Constituidas por cinco empresas, todas de régimen privado.

Desde el mes de enero del año 2006 la Empresa de Generación Eléctrica Santa Rosa se integra al COESSINAC, con su Central Hidroeléctrica Santa Rosa I, con una potencia efectiva de 1,3 MW. A partir de junio del2006 se fusionaron las empresas ETEVENSA con EDEGEL, quedando esta última como representante deambas. En el mes de julio ingresó en operación comercial la unidad TG3 de la Central Térmica de Ventanillaen ciclo combinado con gas, con una potencia efectiva de 216 MW, perteneciente a EDEGEL.

En el mes de agosto ingresó en operación comercial la unidad TG3 FAD, con una potencia efectiva de 12MW, que aprovechará el calor de la CT Ventanilla para operar y también, la unidad UTI6 de la Central TérmicaUTI, que utilizará gas natural con una potencia efectiva de 52 MW, ambas pertenecientes a EDEGEL.

En diciembre entró en funcionamiento la Unidad TG1 a Gas Natural de la Central Térmica de Chilca pertenecientea ENERSUR, con una potencia efectiva de 170 MW.

22 Memoria 2006

Producción del SINAC

PRODUCCIÓN DEL SINAC POR TIPO DE GENERACIÓN - 2006

HidráulicaTérmica

Hidráulica75,40%

Térmica24,60%

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

1 716

1 626

1 859

1 761

1 550

1 349

1 343

1 356

1 351

1 489

1 582

1 689

326

260

245

210

511

646

708

737

710

665

556

517

2 042

1 886

2 103

1 971

2 0611

995

2 051

2 093

2 061

2 154

2 138

2 206

1 662

1 555

1 677

1 572

1 356

1 243

1 265

1 251

1 213

1 468

1 361

1 478

235

194

253

316

603

615

613

688

695

521

610

559

1 897

1 748

1 929

1 888

1 959

1 858

1 878

1 939

1 907

1 989

1 971

2 037

3,2%

4,6%

10,8%

12,0%

14,3%

8,5%

6,2%

8,4%

11,4%

1,4%

16,2%

14,3%

39,1%

34,1%

-3,1%

-33,7%

-15,2%

5,1%

15,4%

7,2%

2,2%

27,7%

-8,8%

-7,5%

7,7%

7,9%

9,0%

4,4%

5,2%

7,4%

9,2%

8,0%

8,1%

8,3%

8,5%

8,3%

GWh a Dic. 18 671 6 092% 75,4% 24,6%

24 763 17 101 5 901 23 001 9,2% 3,2% 7,7%100,0% 74,3% 25,7% 100,0%

MESES2006 2005

Hidráulica Térmica Total Total Total

Producción de Energía - SEIN(GWh)

Incremento / Decremento2006 / 2005 (%)


Producción de Energía Eléctrica por Tipo de Generación - Año 2006

Dentro de la producción de energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en el año 2006, lageneración hidroeléctrica, mostró un predominio en el abastecimiento de la demanda de energía, querepresentó el 75,4% del total mientras que la energía termoeléctrica representó el 24,6%, tal como se indicaen el cuadro siguiente:

Hidráulica HidráulicaTérmica Térmica

La Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. dispone de centrales de generación hidráulica ytérmica. El parque generador hidroeléctrico, representa el 53% de la capacidad instalada y comprende seis Centrales Hidroeléctricas Charcani I, II, III, IV, V y VI, con una potencia instalada total de 175,82 MW,las cuales se encuentran ubicadas en las márgenes del Río Chili. El parque generador térmico consta de doscentrales, una ubicada en la ciudad de Arequipa - Central Térmica de Chilina, con una potencia instalada de49,81 MW y la otra en la ciudad de Mollendo - Central Térmica de Mollendo, la cual tiene una potencia instaladade 106,51 MW, haciendo un total de generación térmica de 156,32 MW.

Durante el ejercicio 2006, el índice de disponibilidad de las centrales de generación de EGASA estuvo en elorden de 96,40%, mientras el índice de desconexiones forzadas fue de 1,69, aumentando respecto al año2005. Pese a este aumento se atendió eficientemente la demanda de energía de todos nuestros clientes.

A continuación se presenta la potencia instalada y efectiva total de los grupos generadores de EGASA,correspondiente al ejercicio 2006:

POTENCIA INSTALADA Y POTENCIA EFECTIVA AÑO 2006

Total Potencia Hidráulica

Sub-total

Sub-total

Total Potencia Térmica

TOTAL GENERAL

Térmica de ChilinaTV2TV3Ciclo CombinadoSULZER 1SULZER 2

Térmica de MollendoG.Mirrlees Blackstone 1G.Mirrlees Blackstone 2G.Mirrlees Blackstone 3T.Gas TGM1T.Gas TGM2

HidroeléctricaCharcani ICharcani IICharcani IIICharcani IVCharcani VCharcani VI

TIPOFrancisFrancisFrancisFrancisPeltonFrancis

CENTRALES DEGENERACIÓN

POTENCIAINSTALADA

MW

POTENCIAEFECTIVA

MW

1,760,794,56

14,40145,35

8,96

1,730,604,58

15,30139,90

8,95

175,82 171,06

49,81 43,21

CombustibleR500R500

Diesel 2Mezcla (D2+R500)Mezcla (D2+R500)

7,0010,0022,355,235,23

6,209,91

16,705,135,28

R500R500R500

Diesel 2Diesel 2

10,5710,5710,5737,4037,40

10,6110,6810,6936,7336,47

106,51

156,32

332,14

105,18

148,39

319,45


Capacidad Instalada

Producción de Energía

La producción de energía de EGASA en el ejercicio 2006 ha sido mayor en 40,04% respecto al año anterior.El total de energía eléctrica producida en el 2006 fue de 1 082 255,23 MWh, de la cual el 91,34% fue producciónhidráulica y el 8,66% producción térmica.

La generación hidroeléctrica en el año 2006 fue superior en 48,51% respecto al año anterior debido a la menordisponibilidad del recurso hídrico. La producción de energía termoeléctrica en el 2006 disminuyó en 12,53%en comparación al 2005, como consecuencia de la entrada en operación de centrales que operan con gasnatural.

Centrales de Generación MWh2005

Porcentaje(%)

2005

MWh2006

Porcentaje (%)2006

Diferencia(%)

2006/2005

Centrales Hidráulicas CharcaniCharcani ICharcani IICharcani IIICharcani IVCharcani VCharcani VI

13 468,415 171,86

34 171,0886 390,62

478 576,4847 860,92

665 639,37

1,740,674,42

11,1861,936,19

86,13

13 881,864 833,58

34 355,31118 620,28746 756,2870 072,62

988 519,94

1,280,453,17

10,9669,006,47

91,34

3,07(6,54)

0,5437,31

56,0446,4148,51

Generación TérmicaCentrales Térmica de ChilinaT. VaporT. Ciclo CombinadoG. SulzerSub TotalCentrales Térmica de MollendoG. Mirrlees Blackstone 1G. Mirrlees Blackstone 2G. Mirrlees Blackstone 3T. Gas TGM1T. Gas TGM2Sub TotalTotal Generación TérmicaTOTAL GENERAL

5 055,251 428,12

20 367,3326 850,70

26 455,2525 176,4526 665,41

465,041 554,82

80 316,97107 167,66772 807,04

0,650,182,643,47

3,423,263,450,060,20

10,3913,87

100,00

3 468,82383,17

22 279,4926 131,48

22 670,5513 411,3422 811,212 356,246 354,47

67 603,8093 735,29

1 082 255,23

0,320,042,062,41

2,091,242,110,220,596,258,66

100,00

(31,38)(73,17)

9,39(2,68)

(14,31)(46,73)(14,45)406,67308,70(15,83)(12,53)

40,04

Total Generación Hidráulica

Generación Hidráulica

26 Memoria 2006

Producción

PRODUCCION DE ELECTRICIDAD (MWh) EJERCICIOS 2005 - 2006

Producción de Electricidad (MWh) - 2006

Charcani V746 756,28

Charcani IV118 620,28

Charcani II4 833,58

Charcani III34 355,31

Charcani I13 881,86

C.T.Mollendo67 603,80

C.T.Chilina26 131,48

Charcani VI70 072,62


CAUDAL PROMEDIO TURBINADO - (m3/s)EJERCICIOS 2005 - 2006

MESES2005 2006 DIFERENCIA (%)

CAUDAL PROMEDIO (m3/seg)

11,4112,9910,058,858,528,097,517,509,009,019,019,00

9,25

12,4523,2120,9316,9412,0510,6311,5712,8813,0213,0313,8914,52

14,59

EneroFebreroMarzoAbrilMayoJunioJulio

AgostoSetiembreOctubre

NoviembreDiciembre

Promedio General

9,1178,68

108,2691,4141,4331,4054,0671,7344,6744,6254,1661,33

57,85

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRILMAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SETIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIE

MBRE

Meses

2005

2006

Caudal Promedio Turbinado (m3/s)

m3/s

28 Memoria 2006

547,25

686,40740,40

1 088,98

829,87 853,72 864,24

665,64

988,52917,93 928,23

200

400

600

800

1 000

1 200

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Años

GW

h

Producción de ElectricidadGeneración Hidráulica (GWh)

198,78

82,96

396,59

113,32

19,71 19,8956,36

171,61

107,17 93,74

460,18

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Años

GW

h

Producción de ElectricidadGeneración Térmica (GWh)


Caudal Promedio Turbinado(m3/s)

7,79

10,2310,97

13,81 13,43

16,39

12,01 12,00 12,15

9,25

14,58

2

4

6

8

10

12

14

16

18

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Años

m3/

s

Calidad de Energía 2006

En el ejercicio 2006, las mediciones de calidad del producto efectuadas en nuestros puntos de suministrose han mantenido dentro de los estándares establecidos por la Norma Técnica de Calidad de los ServiciosEléctricos.

La Gestión Comercial, en el marco del Sistema de Gestión Integrado, viene aplicando el concepto de mejoracontinua en nuestros procesos de medición, registro y control del producto suministrado; de modo que laconsolidación de nuestro sistema de calidad de energía contribuyó de manera concreta a elevar los nivelesde satisfacción de nuestros clientes.

Balance de Energía

Gestión Comercial

BALANCE DE ELECTRICIDAD - EGASAEJERCICIO 2006 (GWh)

PRODUCCIÓN

BRUTA 772,81

REQUERIDA PARALA PRODUCCIÓN

7,02

NETA765,79

COMPRA ENERGÍA

C.O.E.S.

185,65

PÉRDIDAS EN LÍNEASPROPIAS Y DE TERCEROS

15,20

VENTA A CLIENTES936,25

MERCADO REGULADO796,92

C.O.E.S.0,00

MERCADO LIBRE128,87

LUZ DEL SUR43,80

ELECTRO SUR MEDIO32,78

DISTRILUZ140,42

SEAL547,93

YURA S.A.75,33

SEAL33,24

RETIROS SINCONTRATO

10,45

EDELNOR31,99


Calidad de Energía 2006

En el ejercicio 2006, las mediciones de calidad del producto efectuadas en nuestros puntos de suministrose han mantenido dentro de los estándares establecidos por la Norma Técnica de Calidad de los ServiciosEléctricos.

La Gestión Comercial, en el marco del Sistema de Gestión Integrado, viene aplicando el concepto de mejoracontinua en nuestros procesos de medición, registro y control del producto suministrado; de modo que laconsolidación de nuestro sistema de calidad de energía contribuyó de manera concreta a elevar los nivelesde satisfacción de nuestros clientes.

Balance de Energía

Gestión Comercial

BALANCE DE ELECTRICIDAD - EGASAEJERCICIO 2006 (GWh)

PRODUCCIÓN

BRUTA 772,81

REQUERIDA PARALA PRODUCCIÓN

7,02

NETA765,79

COMPRA ENERGÍA

C.O.E.S.

185,65

PÉRDIDAS EN LÍNEASPROPIAS Y DE TERCEROS

15,20

VENTA A CLIENTES936,25

MERCADO REGULADO796,92

C.O.E.S.0,00

MERCADO LIBRE128,87

LUZ DEL SUR43,80

ELECTRO SUR MEDIO32,78

DISTRILUZ140,42

SEAL547,93

YURA S.A.75,33

SEAL33,24

RETIROS SINCONTRATO

10,45

EDELNOR31,99


Venta de Electricidad por Tipo de Mercado

EGASA, comercializa la electricidad que produce en los siguientes mercados:

Mercado ReguladoAbastece a las Distribuidoras de Electricidad:• SEAL• ELECTROCENTRO• HIDRANDINA• ENOSA• LUZ DEL SUR• EDELNOR• ELECTRO SUR MEDIO

Mercado No Regulado• Venta en bloque a la distribuidora SEAL para sus clientes libres.• Venta a la empresa YURA S.A.

Mercado Intergeneradores:• Venta a empresas generadoras integrantes del COES SEIN

VENTA DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE MERCADOEJERCICIO 2006

(%)

TOTAL 100,00%

MERCADOS

Mercado ReguladoMercado No ReguladoRetiros sin ContratoIntergenerador

788 864,43133 236,92

2 715,94215 190,56

1 140 007,85

69,20%11,69%0,24%

18,88%

2006 MWh

Venta de Electricidad por Tipo de Mercado (MWh)

788 864,43

133 236,92

2 715,94

215 190,56

0

200 000

400 000

600 000

800 000

Mercado Regulado Mercado No Regulado Retiros sin Contrato Intergenerador

Mercado Regulado Mercado No Regulado Retiros sin Contrato Intergenerador

MW

h

32 Memoria 2006

Tarifas de Electricidad aplicadas en barra para el año 2006

Para el Suministro No Regulado a la Empresa Distribuidora SEAL, en el año 2006 se aplicaron las tarifascorrespondientes a la barra de Socabaya en 34,5 kV y para el cliente Yura S.A. se aplicó la tarifa establecidacontractualmente en la barra Charcani I en 33 kV.

Para la atención del Mercado Regulado de Servicio Público de las Empresas Distribuidoras SEAL, EDELNOR,LUZ DEL SUR, ELECTRO SUR MEDIO y Grupo DISTRILUZ, se aplicaron las tarifas que fueron fijadas segúnResoluciones establecidas por OSINERG-GART.

PRECIO MEDIO TEÓRICO DEL MERCADO REGULADO

14,50

15,00

15,50

16,00

16,50

17,00

17,50

18,00

18,50

19,00

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Ctm

S/./

kWh

Año 2005 Año 2006

Precio Medio Teórico Mercado Regulado SubestaciónSocabaya 138 kV


SUBESTACIÓNSUBESTACIÓN SOCABAYA 138 kV

(ctm S/. / kWh)

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Setiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Promedio

17,96

17,96

17,96

17,96

17,45

18,04

18,04

18,04

18,54

18,31

18,31

18,35

18,08

18,31

18,10

18,10

18,10

16,85

16,85

16,85

16,85

16,85

16,85

16,06

16,06

17,15

1,96%

0,79%

0,79%

0,79%

-3,45%

-6,62%

-6,61%

-6,61%

-9,11%

-7,96%

-12,27%

-12,45%

-5,11%

19,20

18,97

18,97

18,97

16,98

16,98

16,98

16,98

16,98

16,98

16,18

16,18

17,53

18,31

18,10

18,10

18,10

16,85

16,85

16,85

16,85

16,85

16,85

16,06

16,06

17,15

17,98

17,78

17,78

17,78

16,17

16,17

16,17

16,17

16,17

16,17

15,41

15,41

16,60

MES 2005 2006Variación (%)

2005/2006Santa Rosa

220 kVSocabaya

138 kVCaripa138 kV

Los conceptos de Peaje de Conexión y GRP se encuentran incluidos en las tarifas reguladas que se cobraa los clientes.

El Ingreso Tarifario es una compensación complementaria que las generadoras pagan a los propietarios delas instalaciones de transmisión de acuerdo a lo establecido en el Art. 60° de la Ley de Concesiones Eléctricasy Art. 136° de su Reglamento.

Año GRP TotalIngresoTarifario

Peaje deConexión

VariaciónPorcentual

COMPENSACIÓN POR USO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN(Miles de Soles)

2002

2003

2004

2005

2006

21,49

62,73

59,01

137,58

265,29

14 322,27

14 200,80

15 127,95

11 625,41

10 784,71

1 343,15

10 512,52

20 115,56

19 504,92

14 196,15

15 686,90

24 776,06

35 302,52

31 267,92

25 246,15

57,94%

42,49%

-11,43%

-19,26%

Año GRP TotalPeaje deConexión

IngresoTarifario

2005

2006

133,13%

92,82%

-23,15%

-7,23%

-3,04%

-27,22%

-11,43%

-19,26%

Variación de las Compensaciones con Relación alAño Anterior (En porcentaje)


Las actividades de mantenimiento constituyen un elemento crítico e importante en el proceso de generaciónde energía eléctrica, ya que permiten contar con la disponibilidad de los sistemas de generación y transmisión,sin los cuales el objetivo empresarial no podría ser alcanzado. Para ello se ejecutan labores de mantenimientopreventivo, predictivo y correctivo, entre las cuales podemos detallar:

Acciones de Mantenimiento en las Centrales Hidroeléctricas

Se ha ejecutado al 100% el Programa Anual de Mantenimiento Preventivo de los grupos generadores de lasCentrales Hidroeléctricas de Charcani:

Central Hidroeléctrica Charcani V

• Se ejecutó la inspección interior y exterior del conducto forzado de la central.• Se efectuó el cambio del rodete Pelton del grupo generador N° 2.• Se realizó el estudio para la mejora del sistema de extracción de vapores de aceite de los grupos generadores.• Se efectuó el mantenimiento integral de los interruptores de 138 kV de los tres grupos generadores.• Se realizó el cambio del interruptor de 138 kV de la celda de Acoplamiento de la Sub Estación Santuario.• Se reparó de forma integral el grupo auxiliar Diesel.• Se ejecutó el cambio de tubería y válvula de estación reductora.

Central Hidroeléctrica Charcani I

• Se realizó la reparación del canal de aducción entre las progresivas 0+255 - 0+400.• Se efectuó el mantenimiento integral de los grupos generadores 1 y 2.

Central Hidroeléctrica Charcani II

• Se cambió el rodete del grupo N° 2.• Se realizó el mantenimiento y limpieza del canal de aducción.

Central Hidroeléctrica Charcani III

• Se reparó el canal de aducción de la central.• Se realizó el mantenimiento integral de los grupos 1 y 2.

Central Hidroeléctrica Charcani IV

• Se logró la estabilización del talud entre la cámara de carga y conducto forzado.• Se efectuó mejoras en el sistema de refrigeración.• Se realizó el mantenimiento y limpieza del canal de aducción, toma de captación y desarenador.

Mantenimiento

36 Memoria 2006

Central Hidroeléctrica Charcani VI

• Se efectuó el cambio de válvulas del sistema de refrigeración.

Mantenimientos Predictivos en las Centrales de Generación Hidroeléctrica

Se realizaron mantenimientos predictivos consistentes en:

• Análisis físico - químico (cromatográfico y furanos) del aceite de los transformadores de potencia.• Análisis de vibraciones y espectral de las unidades de generación.• Control termográfico de los sistemas de generación.• Ensayos no destructivos a ruedas Pelton y ejes de los grupos generadores, aplicando líquidos penetrantes

y partículas electromagnéticas.• Medición de descargas parciales en los generadores de la Central Charcani V.

Acciones de Mantenimiento de Centrales Térmicas

Central Térmica de Chilina

• Se procedió a la inspección de los anillos de compresión de los motores Sulzer 1 y Sulzer 2.• Se implementó pozas de contención de aceite a los dos transformadores de potencia de la turbina N° 3

y del convertidor.• Se realizó la intervención mayor a las centrífugas de petróleo y aceite de los grupos Sulzer.• Se ejecutó el mantenimiento de los tubos del hogar del Caldero II.


• Se realizó la reparación del codo de escape del motor Sulzer .• Se inició la implementación del sistema de supervisión a distancia de posición de los seccionadores de

barra e interruptor de la celda de llegada de la línea de Charcani IV en la Subestación Convertidor.• Se realizó el cambio de inyectores y mantenimiento de turbocompresores de los grupos Sulzer por mil

horas de operación.• Se efectuó la adquisición de repuestos para el mantenimiento de 70 000 horas de operación de los motores

Sulzer.• Se ha realizado el 100% de mantenimientos programados por tiempo de espera y de operación de los

equipos de las turbinas y motores de la C.T. Chilina.

Central Térmica de Mollendo

• Se realizó el mantenimiento de 500 y 1000 horas de operación de los tres motores Mirrlees Blackstone.• Se efectuó el mantenimiento al hogar del caldero auxiliar de los motores Mirrlees Blackstone.• Se logró la recuperación de las celda de 13,8 kV del motor Mirrlees Blackstone 2.• Se ejecutó el mantenimiento de los filtros de aire de la Turbina 1 y 2.• Se ha realizado el 100% de mantenimientos programados por tiempo de espera y por tiempo de

operación de los equipos de las turbinas y motores de la C. T. Mollendo.

Mantenimientos Predictivos en las Centrales de Generación Térmica

Se realizaron mantenimientos predictivos consistentes en:

• Análisis físico - químico (cromatográfico y furanos) del aceite de los transformadores de potencia.• Análisis de vibraciones y espectral de las unidades de generación.• Control termográfico de los sistemas de generación.• Análisis de aceites lubricantes.• Análisis de combustibles.• Mantenimiento integral de las subestaciones y líneas de transmisión de propiedad de EGASA.


40 Memoria 2006

Presa Bamputañe: Al término del año, se consiguió obtener la aprobación del Perfil del Proyecto por laOficina de Programación de Inversiones - OPI del sector y presentar el Estudio de Factibilidad, estando a laespera de la opinión del MEM. Con respecto al EIA, se presentó el estudio a la Dirección General de AsuntosAmbientales Energéticos - DGAAE y el rescate de restos arqueológicos lo viene ejecutando la empresaArqueólogos Consultores.

Presa Chalhuanca: Se actualizaron los precios del estudio definitivo, para convocar su ejecución en el año2007.

Reubicación de Turbogas: El proyecto se encuentra en la OPI para su aprobación y viabilidad. El Estudiode Impacto Ambiental - EIA fue presentado a la DGAAE del MEM y se realizó la Audiencia Pública en la ciudadde Independencia - Pisco, quedando a la espera de su aprobación.

Se prevé ejecutar los proyectos de las Presas Chalhuanca, Bamputañe y la Reubicación de los Turbogas enel año 2007.

Desarrollo de Proyectos

Proyectos elaborados en el año 2006


Concluidas las obras civiles e hidráulicas el día 26 de diciembre del 2005, a través del contratista ConsorcioColca, con la supervisión del Consorcio PROENERGÍA y participación de Sociedad Minera Cerro Verde enalianza estratégica con EGASA, se produjeron los siguientes hechos relevantes durante el año 2006:

• El Contratista mediante asiento en cuaderno de obra, solicitó la recepción provisional de la obra, EGASAmediante Resolución de Gerencia N° 149/2005-EGASA nombró el Comité de Recepción, el que se hizopresente en el lugar el día 05 de enero de 2006. El Comité, al encontrar 92 observaciones, elaboró y firmóel Acta correspondiente, de conformidad con el TUO de la Ley de Contrataciones y Adquisiciones delEstado.

• Con fecha 06 de mayo de 2006, el Contratista mediante anotación en el cuaderno de obra, indicó haberlevantado las observaciones. El Comité se constituyó en la obra para la verificación el 22 de mayo de 2006,encontrando cinco observaciones por levantar de las 92 encontradas en la primera visita, por lo que seprocedió a redactar y firmar el acta correspondiente. El Contratista después de firmar el acta realizó unaanotación, manifestando su disconformidad con las observaciones subsistentes. El Comité con informeN° 02 y 03/2006, hizo de conocimiento de los hechos a la Gerencia General.

• Con Resolución de Gerencia General N° 137/2006-EGASA de fecha 19 de octubre, se designó al Sr. CésarJara Tapia como nuevo miembro de Comité, dando las gracias por la labor realizada al Sr. Luis SalasPalacios y ratificando a los demás miembros.

• El Contratista mediante asiento de cuaderno de obra N° 642, de fecha 17 de octubre de 2006, solicita laRecepción Definitiva de la Obra. El Comité se constituyó en la obra el día 23 de octubre, constatando queno era procedente la Recepción Definitiva, por encontrarse la presa en pruebas de desembalse en la cota4 361,14 msnm, equivalente a 17 millones de metros cúbicos. Asimismo se verificó que el sismógrafopresentaba fallas en los canales 4, 5 y 6 del sensor 2. Concluida la verificación en el campo, se procedióa redactar el acta, la misma que no fue firmada por el Contratista. El comité con informe N° 05 hizo deconocimiento de los hechos a la Gerencia General, la que mediante carta GG.-712/2006-EGASA comunicóal contratista su posición respecto de las observaciones.

• El Contratista con carta N° 270-06/CC/PP de fecha 12 de diciembre de 2006, presentó los Protocolos dePruebas, Manuales de Operación y Mantenimiento y los Planos. Al haber levantado las observacionespendientes el Comité citó al Contratista y a la Supervisión para firmar el Acta de Recepción Provisional, asícomo el Acta de Recepción Definitiva, al haberse concluido las pruebas de llenado y desembalse de lapresa y por tener el acta de conformidad de las pruebas firmada por el Contratista y la Supervisión.

• El Tribunal Arbitral durante el año ha laudado sobre el Arbitraje N° 5, quedando pendiente el arbitraje N° 6sobre las ampliaciones de plazo 13 y 14.

• El monto de la obra asciende a la suma de US$ 19 968 484,58 incluido IGV, considerando los arbitrajeshasta el Laudo Arbitral N° 05 y sin considerar el costo de la supervisión y gastos administrativos de laEmpresa.

El hecho más resaltante es que durante el año 2006 se contribuyó a incrementar el volumen de agua almacenadoen las represas en 75 millones de m3, aumentando el caudal de generación de las Centrales Charcani.

Obras en la Presa Pillones

Los ingresos por venta de energía y potencia orientadas al mercado son superiores en un 21,39% con relacióna las ventas netas del ejercicio 2005.

Los ingresos financieros crecieron en 77,55% principalmente por el incremento de saldos líquidos y unapolítica racional de imposiciones en el sistema financiero.

El rubro Otros Ingresos disminuyó en un 62,12% con relación al Ejercicio 2005, ya que en dicho año seregistraron ingresos principalmente por reconocimiento por parte de la SUNAT del exceso ascendente a S/.13 344 561, según aplicación dispuesta por el Tribunal Fiscal en su RTF 1877-4-2004.

INGRESOS POR VENTA DE ENERGÍA(expresado en Nuevos Soles)

Mediante el Decreto de Urgencia N° 035-2006 del 15 de diciembre del 2006, gestionado por EGASA, seresolvió la contingencia en el Mercado Eléctrico originada por la carencia de contratos de suministro deelectricidad entre generadores y distribuidores. Como resultado de esta norma legal se ha logrado que losexcedentes vendidos por EGASA se valoricen a precio marginal, lo que ha permitido incrementar el resultadoeconómico del Ejercicio 2006 en S/. 22 109 039.

Años

1997199819992000200120022003200420052006

Montos

107 805 844157 861 696230 247 680180 177 876133 881 152142 952 014148 590 401175 185 823161 775 344196 375 814

Gestión Económica

42 Memoria 2006

Ingresos

RUBROS 2005 2006

Total 181 075 856 210 055 259 16,00% 100,00%

Composición %2006

Variación %2006/2005

Venta de EnergíaFinancierosOtros Ingresos

161 775 3444 559 196

14 741 316

196 375 8148 094 8395 584 606

21,39%77,55%

-62,12%

93,49%3,85%2,66%

El costo total del servicio en el ejercicio 2006, disminuyó en un 11,78% respecto al ejercicio 2005, por efectode menor compra de energía y uso del sistema de transmisión, así como la aplicación del Decreto de UrgenciaN° 035-2006.

El costo de generación representa el 94,07% del costo total del servicio, mientras que los gastos decomercialización y administración representan el 4,55% y 1,38% respectivamente.

Costo de Generación

Gastos de Comercialización

Gastos de Ventas

Total

152 540 143

2 139 260

5 825 890

160 505 293

133 197 060

1 955 745

6 444 481

141 597 286

-12,68%

201,25%

-66,43%

-11,78%

94,07%

4,55%

1,38%

100,00%

RUBROS 2005 2006 Variación2006/2005

Composición %2006

Con fecha 16 de octubre se otorgó la Buena Pro a la Compañía RIMAC SEGUROS por la renovación decobertura de la Póliza de Seguros Patrimoniales para el periodo de vigencia del 13 de noviembre del 2006al 13 de noviembre del 2007, por un importe de US. $ 1 577 171,00, suscribiéndose el contrato N° C.GG.-117/2006-EGASA con fecha 08 de noviembre del 2006.

Se obtuvo un ligero descuento en la cobertura de seguros patrimoniales, que representa un ahorro de US.$ 20 570,61, con relación a la misma cobertura en el periodo precedente.


Egresos

Seguros

En el año 2006, la ejecución presupuestal en el rubro de ingresos, ha superado en 12,98% la meta prevista.Estos mayores ingresos son el resultado de haber logrado ingresos por ventas de energía superiores a lopresupuestado en 10,53% e ingresos financieros en 163,16%, como consecuencia de las colocaciones enel sistema financiero. Los ingresos extraordinarios fueron superiores en 7,71%.

En el rubro de egresos de operación se observa un ahorro de 0,31% de ejecución del presupuesto programadopara el período 2006, debido a la menor adquisición de insumos y repuestos, así como la compra de energía.En el rubro de gastos de capital se observa una menor ejecución 54,38%, debido al retraso por parte delSNIP en la aprobación del traslado de las turbinas de la Central Térmica de Mollendo a Pisco.

En el ejercicio 2006 se ha llevado a cabo la modificación del módulo de presupuesto, con la finalidad deoptimizar su uso e involucrar al personal de la empresa en la formulación, ejecución y control del presupuestode la empresa.

Gestión Presupuestal

44 Memoria 2006

INGRESOSDe OperaciónDe CapitalTransferencias (ingresos)Financiamiento (desembolso)Superávit Ejercicios AnterioresEGRESOSDe Operación- Gasto Integrado de Personal- Gastos de Personal- Sueldos y Salarios- Pago de Indemnización por Cese de Relación Laboral- Incentivo por Retiro Voluntario- Tributos- Participación TrabajadoresDe CapitalTransferencias (egresos) Servicio de la Deuda Saldo FinalServicio de la DeudaSaldo FinalSuperávit (Déficit) Económico

Rubro

185 923 550185 923 550

0000

185 923 550132 757 52814 889 9419 449 0886 726 256

0178 674

10 299 3641 099,402

22,229,80100

30 936 22130 936 221

210 055 259210 055 259

0000

210 055 259132 342 16512 512 2039 583 8516 741 344

424 26459 400

21 894 1973 083 296

10 140 93300

67 572 16167 572 161

12,98%12,98%0,00%0,00%0,00%0,00%

12,98%-0,31%

-15,97%1,43%0,22%

100,00%-66,76%112,58%180,45%-54,38%

0,00%0,00%

118,42%118,42%

Presupuesto

Aprobado (*) Ejecutado

Variación%


Sistema de Comunicaciones y Control a Distancia de la Represa Pillones

El 10 de julio del 2006 se firmó el Contrato N° C.GG.-060/2006-EGASA con la empresa SYNAPSIS Perú S.R.L.por la adquisición e implementación de un Sistema de Comunicaciones y Control a Distancia de la RepresaPillones.

A fines del año 2006 se concluyeron los trabajos de instalación de los equipos y accesorios, iniciándose laspruebas de operación.

Este sistema permite la supervisión desde el Centro de Control de EGASA en Chilina, de los parámetros de larepresa como nivel de embalse, caudales de ingreso y descarga, así como supervisión visual mediante cámarasinstaladas en lugares estratégicos y se emplea para la transmisión de señales de voz y datos entre el Centrode Control de EGASA y la bocatoma de la represa, descarga de fondo y albergue de Imata. El costo total delproyecto fue de US $ 357 928,00 incluido impuestos.

Seguridad de la Repetidora San Andrés

Este proyecto consistió en la construcción de un cerco perimétrico de ladrillo de 64 metros lineales con puertade acceso para vehículos, alrededor de la caseta de comunicaciones y vigilancia de la Repetidora San Andrés,incluyó la construcción de un pozo séptico y servicios higiénicos para el personal de vigilancia.

La obra fue ejecutada por el contratista Ingeniero Alexis Rivera Cano mediante Contrato N° C.GG.-024/2006-EGASA, por un monto de S/. 39,627.00 incluido impuestos, firmándose el Acta de Recepción el día 29 de mayodel 2006.

Sala de Baterías para el Centro de Control

Mediante Contrato N° C.GG.-100/2006-EGASA celebrado con la empresa Electricidad, Industria y ConstrucciónS.A.C., en octubre del 2006, se construyó con material aligerado y con las condiciones de seguridad necesarias,un ambiente contiguo al Centro de Control de Chilina, donde fue trasladado el banco de baterías empleadopara brindar autonomía eléctrica a los equipos e instalaciones del Centro de Control, en caso de cortes en elservicio eléctrico. La obra, que fue concluida en noviembre del 2006, tuvo un costo de S/. 6 065,21 incluidoimpuestos.

Teléfonos Inalámbricos para Centrales de Generación

Para brindar mayor comodidad y por seguridad de los operadores de las centrales de generación, se adquirierone instalaron ocho teléfonos inalámbricos con cobertura de hasta cinco kilómetros, en cada una de las centralesde generación hidráulica y térmica.

Comunicaciones

46 Memoria 2006

Estos equipos permiten que el personal encargado de la operación de las centrales, pueda mantener lacomunicación telefónica, cuando se moviliza por las distintas instalaciones como: Bocatomas, tazas, casa demáquinas, zona de descarga de combustible, entre otros.

La adquisición se efectuó a la empresa G & G Import S.A. por un monto de US $ 5 486,00 incluido impuestos.La instalación y puesta en servicio estuvo a cargo del personal del Departamento de Comunicaciones, en mayodel 2006.

Acondicionamiento de PLCs existentes para enlace Ethernet

Se adquirieron de las empresas Facogem Industrial y AMP Ingenieros, por un monto total de US $ 6 792,28,los siguientes equipos: Dos fuentes de alimentación 110 Vdc / 220 Vac, dos conversores Modbus a ModbusTCP (Ethernet) y cuatro módulos Ethernet para PLC G.E. Fanuc.

Estos equipos fueron instalados por personal de la División Mantenimiento y del Departamento de Comunicacionesen las Centrales Hidroeléctricas Charcani III, V y VI, así como en la subestación de 138 kV de la Central TérmicaChilina.

Estudio para el cumplimiento de la Norma Técnica NTCOTR

Para realizar una adecuada operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en marzo del 2005se publicó la Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE, mediante la que se aprueba la Norma Técnica parala Coordinación de la Operación en Tiempo Real (NTCOTR) de los Sistema Interconectados.

Dicho dispositivo legal da un plazo de dos años para que los centros de control del SEIN implementen lascondiciones establecidas en la citada Norma Técnica.

Mediante Contrato N° C.GG.-109/2005-EGASA suscrito con la empresa ILECTEL E.I.R.L. por un monto deUS.$ 14 280,00, se realizó el estudio para acondicionar las instalaciones del sistema de supervisión y controlde EGASA para su cumplimiento. El Informe Final fue presentado en enero del 2006, estando previsto realizarsu implementación en el año 2007.


Firma de Acta en Mollendo

El 01 de febrero del 2006 el Sr. Miguel Román, Alcalde de la provincia de Islay y 19 dirigentes de la Asociaciónde Urbanizaciones Populares de Islay se reunieron con directivos de EGASA para tratar el tema del proyectode reubicación de las turbinas a gas de la C.T. Mollendo. Como conclusión se firmó un acta expresando lavoluntad de los asistentes de apoyar el traslado de las turbinas, comprometiéndose EGASA a colaborareconómicamente con el proyecto de agua potable de Mollendo.

Código de Buen Gobierno Corporativo

EGASA participó en el taller organizado por FONAFE en la ciudad de Lima el 08 de mayo con el fin de dar aconocer un nuevo enfoque para la administración de las empresas del Estado, mediante la elaboración delCódigo de Buen Gobierno Corporativo. EGASA ha cumplido con elaborar e implementar el mencionado códigoy viene aplicando las correspondientes estrategias.

I Foro Regional "Agua y Cultura"

El 22 de marzo EGASA participó en el I Foro Regional Agua y Cultura, organizado por la Dirección Regional deEducación de Arequipa y el Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI), teniendo a su cargola exposición sobre la participación de la Empresa en el Sistema Hídrico del Río Chili y su conservación.

EGASA presentó su Video Institucional y de la Represa Pillones

El 25 de julio en el Auditorio de la Central Térmica de Chilina, EGASA presentó a los trabajadores su nuevo VideoInstitucional que muestra mediante una producción dinámica y didáctica la organización, estructura y logrosde la Empresa. De igual manera se presentó el Video de la Represa Pillones en el que se muestra todos loscomponentes de la obra en sus etapas de construcción y las labores de responsabilidad social de EGASAdesarrolladas en la zona de influencia de la represa.

Nueva página web de EGASA

El 31 de julio EGASA puso en línea una nueva versión de su página web que contiene sensibles mejoras conrelación a la anterior. Cuenta con un buscador y con la posibilidad de traducir al inglés o al español la secciónen la que uno se encuentre, tiene música de fondo, entre otras ventajas.

EGASA colabora con la expansión de áreas verdes

EGASA en cumplimiento del convenio firmado con la Municipalidad de Alto Selva Alegre ha proporcionado1 500 m2 de grass para ser sembrado al ingreso del centro poblado Independencia, que se ubica en un áreaaledaña a la Central Térmica de Chilina, mejorando con ello el ornato y el medio ambiente de la zona.

Imagen Institucional

48 Memoria 2006

Se presentó publicación "Campiña Arequipeña: Vida, Paisaje y Cultura"

Como un homenaje al 466 aniversario de la ciudad de Arequipa, el 14 de agosto, EGASA presentó a sustrabajadores y a la colectividad en general la publicación "Campiña Arequipeña: Vida, Paisaje y Cultura" comoanexo a su Memoria Institucional del ejercicio 2005. Este documento muestra las costumbres y belleza paisajistade Arequipa a través de la historia.

Se realizó 2° Taller del Proyecto "Traslado de las Turbinas de la C.T. Mollendo"

El 06 de setiembre en la localidad de Dos Palmas del distrito de Independencia, de la provincia de Pisco, sellevó a cabo el segundo taller informativo del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del Proyecto de Reubicaciónde los Equipos Turbogas de la Central Térmica de Mollendo, en el cual se expuso el programa de manejoambiental del proyecto, absolviéndose las inquietudes de la población de Pisco acerca del traslado de lasturbinas.

El Pueblo Pillone cuenta con una Sala de la Cultura

En la escuela del nuevo Pueblo Pillone se ha ubicado la Sala de la Cultura de EGASA, donde se exponenmaquetas y fotografías que permiten apreciar las diferentes etapas de la construcción de la Represa Pillones,desde la colocación de la primera piedra hasta su puesta en servicio.

Calendario de EGASA

Por quinto año consecutivo EGASA elaboró y repartió entre sus trabajadores, clientes, proveedores e institucionesrelacionadas a nivel local y nacional un calendario para el año 2007, denominado "EGASA: Realidad y Futuro"en el que se muestran los proyectos e instalaciones de la Empresa.

EGASA apoya a la comunidad

A fines de diciembre en la Escuela del Pueblo Pillone y como parte de su responsabilidad social, EGASA ofrecióuna chocolatada a los alumnos del colegio, durante la cual la Alta Dirección de la Empresa les hizo entrega depresentes.


El medio ambiente constituye uno de los pilares del desarrollo sostenible. Los recursos renovables y no renovablesson objeto de aprovechamiento racional o no por parte de la sociedad en su conjunto. Sin embargo, el ambientees susceptible de ser perturbado por nuestras actividades, motivo por el cual EGASA tiene el compromiso detrabajar en equipo para implementar acciones necesarias que permitan minimizar los impactos ambientales.

Entre las principales actividades realizadas en la gestión ambiental en el año 2006, se pueden mencionar:

• Se ha contribuido con la forestación de diferentes áreas en el distrito de Alto Selva Alegre.

• Se realizó la disposición final de residuos peligrosos, cumpliendo lo indicado en el D.S N 057-2004-PCM.

• Se elaboró la Declaración de Manejo de Residuos incluyendo el Plan de Manejo y Plan de Contingencias,entregándose a la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos - DGAAE del Ministerio de Energíay Minas.

• Se ha entregado los residuos reciclables al CIRCA -MAS.

• Se ha efectuado los Monitoreos Ambientales en las Centrales Térmicas de Chilina y Mollendo, CentralesHidroeléctricas de Charcani I, II, III, IV, V y VI, así como en la Represa Pillones, los cuales han sido entregadostrimestralmente a la DGAAE del Ministerio de Energía y Minas.

• Se ha brindado charlas de sensibilización al personal de la empresa respecto a la nueva clasificación deresiduos con el código de colores de la NTP 900.058- 2005.

• Se ha realizado el mantenimiento de las áreas verdes de las centrales de generación.

• Se ha obtenido la autorización de DIGESA para el vertimiento de aguas residuales industriales al Río Chili.

• Se ha elaborado el Expediente Técnico para conseguir la Autorización Sanitaria de los 18 pozos sépticosde la empresa.

• Se ha cumplido con realizar los tres talleres informativos y la Audiencia Pública para la aprobación delEstudio de Impacto Ambiental del Proyecto de Reubicación de los Equipos Turbogas de la C.T. Mollendo,en cumplimiento de la Resolución Ministerial N° 535-2004-MEM/DM.

Preservación Ambiental

50 Memoria 2006

Indicador

100% Cumplida

100% Cumplida

100% Cumplida

100% Cumplida

Contribuir con 1 500 m2 de césped y 100 árboles para incrementaráreas verdes en la localidad.

Brindar cuatro horas de capacitación ambiental al personal demantenimiento, operaciones y administración, en temasrelacionados a: preservación de recursos naturales, áreasnaturales protegidas y monitoreo ambiental.

Adecuar la clasificación/segregación de residuos de acuerdo alo establecido en el reglamento de la Ley General de Residuos27314 y en alineamiento de la NTP 900.058 Código de colorespara los dispositivos de almacenamiento de residuos.

Arborizar con cien árboles el área posterior de la planta de laC.T. Chilina colindante con el Río Chili para proyectar una barreranatural contra ruido.

ValorObtenido

Nivel decumplimiento


Relaciones Laborales


Fuerza Laboral

Al 31 de diciembre de 2006 la fuerza laboral de EGASA, estuvo compuesta por 128 trabajadores, distribuidosen un 3% en la plana gerencial, 27% en jefaturas y profesionales y 70% en personal técnico y administrativo.

Relaciones Laborales

EGASA mantiene como política laboral, la comunicación permanente con los trabajadores y la OrganizaciónSindical, cumpliendo con los derechos y obligaciones laborales, así como con los acuerdos pactados en lanegociación colectiva, todo lo cual contribuye al mejoramiento social, económico y moral de los trabajadoresque se traduce en la paz y la armonía laboral, así como en la identificación de los trabajadores con las políticasy objetivos de la Empresa.

La negociación colectiva correspondiente al período enero - diciembre 2006 se resolvió en trato directo, confecha 26 de abril de 2006.

Capacitación

En el ejercicio 2006, la capacitación estuvo orientada a fortalecer los conocimientos técnicos del personal,mejorando sus competencias y habilidades para el mejor desempeño de sus obligaciones, habiéndoseimpartido 12 510 horas anuales mediante el desarrollo de 67 actividades de capacitación.

Trabajo Social

Durante el año 2006 se realizaron importantes actividades en beneficio de los trabajadores y sus familiaresdirectos, llevándose a cabo entre otros, el Programa de Vacaciones Útiles dirigido a los hijos de los trabajadoresy el Programa de Despistaje de Cáncer, para el personal femenino de la empresa y esposas de los trabajadores.

Asimismo se desarrollaron el Examen Médico Anual, con la participación del 100% del personal de la empresa;el Programa de Control Nutricional de alcance al personal y sus familiares, en coordinación con el Departamentode Seguridad y Salud Ocupacional de EGASA e igualmente se continuó con la aplicación del Programa deAsistencia Médico - Odontológica Familiar - PAMF.

Con el logro de los objetivos y metas anuales, el personal evidencia su compromiso y la identificación conel valor de la mejora continua de los diferentes procesos que comprende nuestro Sistema de Gestión deCalidad. A continuación se detalla los compromisos asumidos para el año 2006 y los resultados alcanzadosal término de este ejercicio.

Disponibilidad operativa:Chilina > = 92% meta anualMollendo > = 92% meta anualCharcani > = 95% meta anual

Obtener un índice de Utilización de Horas Hombre en Mto.Correctivo menor a 4,5%.

Obtener un índice de Utilización de Horas Hombre de93% del personal de mantenimiento.

Obtener un índice de 92% en el cumplimiento de losprogramas de mantenimiento (Térmico e Hidráulico) de losgrupos de generación.

Obtener un índice de gestión de compras mayor a 95%para el presente año.

Brindar un total de 11 200 horas de capacitación anual.

Obtener un 85% de cumplimiento del programa decapacitación 2006.

Identificar 25 no conformidades potenciales como mínimo.

Realizar el análisis de causa y las acciones correctivas, del95% de las no conformidades presentadas, en un plazomenor a dos días hábiles después de ser recibidas por elárea responsable.

Obtener por lo menos 88% de satisfacción del cliente enlas encuestas.

95,03%83,76%96,01%

3,28%

98,57%

100,00%

98,60%

12 510

85,90%

25

100,00%

93,50%

100,00%91,04%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

100,00%

METAVALORES

OBTENIDOSPOCENTAJE DECUMPLIMIENTO

Consolidar a EGASA como uno de los principales actores en el sistema interconectadonacional, en la operación de centrales eléctricas y comercialización de electricidad,optimizando la rentabilidad.

Sistema de Gestiónde Calidad 2006


EGASA tiene el compromiso de gestionar y fomentar una cultura en seguridad y salud ocupacional, y mantenercondiciones de trabajo libres de riesgos inaceptables, para prevenir y controlar la ocurrencia de incidentes,accidentes y enfermedades ocupacionales, que afecten al personal, a la propiedad o la comunidad duranteel desarrollo de sus actividades.

La cultura preventiva de EGASA está basada en un comportamiento orientado al control anticipado de losriesgos de nuestros trabajadores, impulsando permanentemente el desarrollo de sus competencias yhabilidades con la práctica de una comunicación permanente y trabajando en equipo para lograr ejecutarun trabajo con seguridad y salud.

Se ha identificado las actividades de EGASA que están asociadasa riesgos no tolerables y se ha implementado diversas medidas quehan permitido realizarlas bajo condiciones controladas. Además seestablece y mejora continuamente los controles de los riesgosidentificados en sus procesos, como se puede apreciar en el cuadro.

Durante el año 2006 se continuó con un intenso programa deprevención de riesgos en nuestras actividades centradas en mejorarcontinuamente nuestra cultura de seguridad y salud ocupacional entodos los integrantes de la organización, que permitió el logro denuestras metas de Seguridad y Salud Ocupacional.

El Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional de EGASAbasado en la especificación OHSAS 18001:1999 tiene como objetivoprincipal evitar daños al trabajador, el logro de éste redundaprincipalmente en beneficio del propio trabajador, su familia y laEmpresa.

La Empresa considera que todo accidente es evitable y realizará losmayores esfuerzos para alcanzar y mantener el objetivo de ceroaccidentes en todas sus áreas de concesión y servidumbre.

Año Número

Controles implementados paraRiesgos No Tolerables

20022003200420052006

1225253040

Seguridad y SaludOcupacional

56 Memoria 2006

Año IF

Índice de Frecuencia

19961997199819992000200120022003200420052006

11,1313,049,40

23,5016,586,472,943,156,243,18

12,94

Meta Indicador Valor Obtenido

Obtener como mínimo 150 reportes de peligros y/oriesgos.

Controlar los peligros asociados a riesgos no tolerablesidentificados en las Centrales de Chilina, Mollendo yCharcani.

Implementar y desarrollar el programa del control detabaco.

Implementar y desarrollar el programa de círculos desalud

150 reportes

40 riesgos

Implementar ydesarrollar programa

Implementar ydesarrollar programa

153 reportes

40 riesgos

Ejecutado en 100%

Ejecutado en 100%

Metas del Sistema de Gestión en Seguridad y Salud OcupacionalOHSAS 18001:1999 de EGASA 2006


Dictamende AuditoresIndependientes

60 Memoria 2006



64 Memoria 2006


66 Memoria 2006


Pre - Prensa e Impresión:

Layconsa Impresiones

Documents

Memoria 2006 - EGASA 2006.pdf · como Sociedad Minera Cerro Verde, logrando que dicha empresa construya la Presa Bamputañe. De otro lado, mediante una gestión directa ante el Poder