memoria anual 2010 - ENGIE Energía Perú

1
MEMORIA ANUAL 2010
Creciendo Juntos
Información General
04
1.1 Declaración de Responsabilidad
06
1.2 Carta del Presidente de Directorio 08
1.3 Carta del Gerente General 10
1.4 Datos generales de EnerSur
12
Constitución y objeto social 14
Grupo económico 15
Capital social 17
Estructura y composición accionarial 18
Perfil del principal accionista 19
Licencias y autorizaciones 20
Reseña histórica y aspectos generales 22
Fechas importantes en la historia
de EnerSur
24
Relación con el Estado 27
Directores Titulares y Alternos de EnerSur 28
Principales ejecutivos 32
Comité de auditoría
36
Comité de revisión de transacciones entre compañias afiliadas
37
Manejo del Negocio
2.1 Sector Eléctrico
40
2.2 Gestión Comercial 47
Nuestros clientes
48
Servicio de atención al cliente
52
Producción de energía
53
Monto de ventas por potencia y energía
55
Identificación de variables exógenas
que pueden afectar el negocio
56
2.3 Instalaciones de la Empresa
Central Termoeléctrica Ilo1
(C. T. Ilo1)
2
38
58
59
3
Central Termoeléctrica Ilo21
(C. T. Ilo21)
60
Central Hidroeléctrica Yuncán
(C. H.Yuncán)
61
Central Termoeléctrica ChilcaUno
(C. T. ChilcaUno)
62
Subestación Moquegua
63
Líneas de transmisión
64
Sistema de supervisión
65
2.4 Principales Inversiones de la Empresa67
Proyecto Ciclo Combinado ChilcaUno
68
3.5 Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional 86
Política de Seguridad y Salud Ocupacional 87
Capacitación87
Inspección y monitoreo
87
Resultados en EnerSur
87
3.6 Gestión Social: Creciendo Juntos
Asociación Fondo Social Yuncán
Información Financiera 4.1 Gestión Financiera 88
101
106
108
Proyecto Central Hidroeléctrica Quitaracsa I 69
Ingresos109
Proyecto Reserva Fría
70
Costo de ventas
110
Proyecto Huangush
71
Gastos de administración
110
Gastos e Ingresos financieros
110
Utilidad neta
110
2.5 Procesos legales, judiciales, administrativos o arbitrales
72
Información Corporativa
3.1 Recursos Humanos
Dotación de personal
74
76
78
Capacitación78
4.2 Financiamiento y Endeudamiento 111
4.3 Dividendos 113
4.4 Cambios en los responsables
de la elaboración y revisión
de la información financiera
115
Pliego del sindicato
79
Campaña de beneficios
79
Anexos116
3.2 Business Quality
80
3.3 Gestión de Calidad
82
5.1 Anexo 1 – Estados Financieros
Auditados al 2010
118
3.4 Gestión Ambiental
83
5.2 Anexo 2 – Gobierno Corporativo 174
Prácticas ambientales
84
Monitoreo ambiental
84
Manejo de residuos
84
Utilización de agua tratada
85
Programa de forestación
85
4
5
Información
General
1
Declaración de
Responsabilidad
6
7
El presente documento contiene información veraz y suficiente respecto al desarrollo del
negocio de EnerSur S. A. durante el año 2010. Sin perjuicio de la responsabilidad que compete
al emisor, los firmantes se hacen responsables por su contenido conforme a los dispositivos
legales aplicables.
Lima, 22 de febrero de 2010
Alexandre Keisser
Gerente General
Philippe Tordoir
Gerente de Finanzas, Administración y Contraloría
Carta del Presidente
de Directorio
A nuestros accionistas:
Es grato para mí poder compartir con ustedes los resultados
alcanzados por nuestra empresa durante el ejercicio 2010.
Las operaciones de EnerSur se desarrollaron en un contexto
marcado por un importante crecimiento económico. Así, en el 2010
el PBI alcanzó un crecimiento de aproximadamente 8,8%, luego
de superar en el año anterior la peor crisis financiera mundial de
las últimas nueve décadas. A pesar de este nivel de crecimiento, la
inflación a fin de año alcanzó 2,1%, muy cercano al punto medio del
rango meta del Banco Central de Reserva.
En el periodo 2010, la empresa alcanzó una utilidad neta de 81.1
millones de dólares, siendo 22.8% mayor con respecto al ejercicio
2009, como consecuencia de un mayor margen de operación y de
ingresos extraordinarios.
Es un orgullo decir que en línea con el plan de crecimiento,
EnerSur ha culminado el 2010 anunciando el desarrollo y
construcción de tres nuevos proyectos. El primero es la conversión
a ciclo combinado de la central termoeléctrica ChilcaUno, que
permitirá incrementar la potencia de la central en aproximadamente
270 MW a través del cierre de los ciclos de las tres turbinas de
gas mediante la instalación de una turbina a vapor. Con ello, la
potencia total de la central alcanzará aproximadamente 800 MW.
El segundo proyecto consiste en la construcción de la futura
central hidroeléctrica Quitaracsa I, ubicada en la Región Ancash,
que permitirá contribuir con aproximadamente 112 MW adicionales
al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El tercer proyecto,
Reserva Fría de Generación Planta Ilo, implica la construcción y
operación de una central termoeléctrica, de aproximadamente 400
MW en la localidad de Ilo, prevista para situaciones de emergencia
en el sistema de abastecimiento de energía eléctrica.
Estos tres proyectos sumados representan alrededor del 75% de
la capacidad con que actualmente cuenta EnerSur en operación,
y alcanzan un compromiso de inversión de aproximadamente 800
millones de dólares.
Para financiar este crecimiento, EnerSur mantuvo un importante
acceso al mercado bancario y de capitales, cerrando una operación
de arrendamiento financiero por 310 millones de dólares para el
proyecto ciclo combinado de la central ChilcaUno y realizando la
sexta y séptima emisión de bonos dentro del Primer Programa de
Bonos Corporativos por un total de aproximadamente 40 millones
de dólares. Además, como podrán recordar, en virtud al desarrollo de
estas nuevas inversiones es que por unanimidad ustedes, nuestros
accionistas, aprobaron en Junta General de Accionistas de fecha
21 de setiembre de 2010, la modificación de la política de pago
de dividendos a un mínimo equivalente al 30% de las utilidades
8
9
anuales. Sin duda, una muestra de confianza y
compromiso de los accionistas de EnerSur con el
desarrollo de nuevos proyectos y el crecimiento
de la empresa.
Como se puede apreciar, EnerSur ha sabido
responder al importante crecimiento que se
viene experimentando en la economía peruana,
respondiendo activamente a la demanda del
sector eléctrico y sus clientes con un servicio
de calidad, con tecnología de punta y con pleno
respeto por el medio ambiente y las comunidades.
Con ello, reafirmamos nuestro compromiso de
largo plazo con el Perú y el sector de generación
de energía eléctrica peruano.
Todos estos resultados se dan gracias al
respaldo otorgado por ustedes, nuestros
accionistas, y al permanente compromiso y
profesionalismo de los directores, ejecutivos y
colaboradores de EnerSur. A todos ellos, muchas
gracias por su esfuerzo y por ser parte de este
importante proyecto llamado EnerSur.
Jan Flachet
Presidente de Directorio
Carta del
Gerente General
A nuestros grupos de interés:
El 2010 significó para EnerSur un año de crecimiento y
compromisos asumidos para los próximos años con el Perú y el
sector de generación de energía eléctrica.
Dentro de un contexto de gran crecimiento económico que
llevó al sector eléctrico a crecer en aproximadamente un 11% en
el 2010, EnerSur se consolida como la segunda empresa privada
de generación eléctrica del país, con una participación cercana al
14.5% del total de la generación eléctrica durante el año 2010.
Para dar soporte al crecimiento futuro de la demanda y fortalecer
su participación en el mercado, como ha mencionado el Presidente
del Directorio en su carta, en el 2010 EnerSur anunció el desarrollo
de tres nuevos proyectos de generación eléctrica por un total de
aproximadamente 800 MW de capacidad instalada adicional, que
representa alrededor del 75% de la capacidad con que actualmente
cuenta EnerSur en operación y cuya inversión total se estima en
alrededor de 800 millones de dólares.
Por el lado comercial, la empresa ha consolidado la diversificación
de su cartera de clientes. A diciembre de 2010, la cartera de clientes
libres y regulados de EnerSur, en conjunto, sumó una potencia
contratada cercana a los 810 MW (en hora punta), de los cuales 312
MW corresponden a clientes libres y 498 MW a clientes regulados.
Además, en paralelo al desarrollo de sus nuevos activos, EnerSur
firmó a lo largo del 2010 contratos de suministro de energía
y potencia por 812 MW, dentro de los cuales se encuentran los
contratos obtenidos en los cuatro procesos de licitación de largo
plazo llevado a cabo por las empresas de distribución eléctrica por
un total de 662 MW para ser suministrados entre los años 20142025; y el contrato de 150 MW firmado con la empresa Xstrata
Tintaya para suministrar energía y potencia al proyecto minero Las
Bambas del 2012 al 2023. Asimismo, EnerSur firmó un contrato
para suministrar entre 132 MW y 222 MW de energía entre enero de
2013 y diciembre de 2013 a Luz del Sur S.A.A.
Por otro lado, nuestras actuales operaciones en Ilo, Chilca y
Yuncán se mantuvieron con un alto nivel de disponibilidad gracias
a los mantenimientos programados a lo largo del 2010, entre los
que destaca el mantenimiento Hot Gas Path (o Inspección de lado
caliente) de la TG12 en la central térmica ChilcaUno, que permitió
asegurar la correcta operación de esta turbina en la central.
Es oportuno mencionar que hemos logrado trabajar durante este
año en un ambiente de seguridad y con relaciones armoniosas con
las comunidades de nuestras zonas de influencia. Es importante
destacar la reducción considerable de los índices de accidentes
laborales en las centrales de operación, concluyendo el 2010 con
10
11
un accidente frente a cinco ocurridos durante el
2009. Esto como resultado del trabajo serio y
responsable de nuestras operaciones, el respeto
por el medio ambiente y nuestra política de
buenos vecinos con las comunidades.
Finalmente, todo este crecimiento no sería
posible si no prestamos atención también a lo
más importante que tenemos en la empresa,
el recurso humano. Durante el 2010, hemos
reclutado 28 empleados y ofrecido 14.201
horas de capacitación. Además, cerramos con
el sindicato de la empresa un convenio con una
vigencia de dos años que, a la fecha, es el pliego
de mayor plazo.
Para el 2011, tenemos la plena confianza que
asumiremos y lograremos todos los retos que se
nos presenten y seguiremos demostrando por
qué EnerSur es un importante actor del sector de
generación de energía eléctrica peruano.
Finalmente, quiero agradecer a todos los
empleados de EnerSur que permitieron los logros
en el 2010, producto de su compromiso, su
creatividad y su trabajo.
Alex Keisser
Gerente General
Datos Generales
de EnerSur
12
13
EnerSur S. A. (en adelante EnerSur) tiene por objeto dedicarse a
las actividades de generación y transmisión de energía eléctrica a
través de sistemas principales y/o secundarios de transmisión, de
acuerdo con la legislación aplicable.
EnerSur opera cuatro centrales de generación eléctrica y
una subestación eléctrica: Central Termoeléctrica Ilo1, Central
Termoeléctrica Ilo21, Central Hidroeléctrica Yuncán, Central
Termoeléctrica ChilcaUno y la Subestación Moquegua.
EnerSur S. A.
Av. República de Panamá 3490
San Isidro, Lima
Teléfono (511) 616-7979
Fax (511) 616-7878
www.enersur.com.pe
Constitución
y objeto social
EnerSur fue constituida mediante escritura
pública de fecha 20 de septiembre de 1996,
otorgada ante el Notario Público de Lima Dr. Jorge
Orihuela Iberico, y bajo la denominación social de
Powerfin Perú S. A. La sociedad se encuentra
inscrita en la Partida 11027095 del Registro de
Personas Jurídicas de la Oficina Registral de Lima
y Callao.
Por escritura pública de fecha 27 de febrero
de 1997, otorgada ante el Notario Público de
Lima Dr. Manuel Noya de la Piedra, se modificó
totalmente el estatuto de la sociedad, la cual
cambió su denominación social a Energía del Sur
S. A., en forma abreviada EnerSur S. A.
El estatuto social de EnerSur ha sido materia
de modificaciones en ocasiones posteriores para
adecuarlo a la nueva Ley General de Sociedades
(Ley 26877) y como consecuencia de sucesivos
aumentos de capital.
Asimismo, por escritura pública de fecha 28
de agosto de 2007, otorgada ante el Notario
Público de Lima Dr. Ricardo Fernandini Barreda,
se modificó la denominación social de EnerSur
cambiándose oficialmente la denominación social
anterior Energía del Sur S. A. por EnerSur S. A..
El objeto social de EnerSur es dedicarse a
las actividades de generación y transmisión de
14
energía eléctrica, a través de sistemas principales
y/o secundarios de transmisión, de acuerdo con lo
establecido en la legislación que resulte aplicable.
Para desarrollar su objeto social EnerSur puede
participar en consorcios, joint ventures y cualquier
otra forma de asociación empresarial permitida
por la legislación peruana, y realizar todos los
actos y celebrar todos los contratos que las leyes
peruanas permitan a las sociedades anónimas.
El CIIU al que pertenece es el 4010.
El plazo de duración de la sociedad es
indefinido.
15
Grupo
económico
EnerSur forma parte del Grupo GDF SUEZ, un conglomerado de
empresas cuya matriz es GDF SUEZ S. A. (GDF SUEZ), una sociedad
constituida y existente bajo las leyes de Francia cuyas acciones se
encuentran listadas en las bolsas de Bruselas, Luxemburgo y París.
El Grupo GDF SUEZ nace como consecuencia de la fusión de Suez
S. A. y Gaz de France S. A., ambas de origen francés, en julio del
año 2008, lo que crea uno de los mayores conglomerados del rubro
de energía y medio ambiente en Europa y el mundo, con 200,650
empleados en cerca de 60 países y 79,900 millones de euros en
ingresos totales en el año 2009. La estructura accionaria de GDF
SUEZ reúne a los accionistas de las sociedades antes referidas que
participaron en la fusión, aunque ninguno de ellos (con la excepción
del Estado francés) tiene actualmente una participación en el capital
de GDF SUEZ mayor al 5.18%. La participación del Estado francés
(equivalente al 36.05% al 31 de diciembre de 2010) no otorga a este
el control sobre GDF SUEZ, aunque mantiene los derechos de voto
correspondientes a su participación accionaria.
El Grupo GDF SUEZ desarrolla sus actividades a través de 6
unidades operativas con presencia en un gran número de países en
el mundo, según se muestra a continuación.
ENERGY FRANCE
ENERGY EUROPE &
INTERNACIONAL
GLOBAL GAS &
LNG
INFRAESTRUCTURES
ENERGÍA
ENERGY
SERVICES
ENVIRONMENT
GDF SUEZ opera en toda la cadena de valor
energética, en electricidad y gas natural, desde
el upstream hasta el downstream. Desarrolla
sus actividades (energía, servicios energéticos
y medio ambiente) con base en un modelo de
crecimiento responsable para hacer frente a los
grandes retos de satisfacer las necesidades de
energía, garantizar la seguridad del suministro,
luchar contra el cambio climático y maximizar el
uso de los recursos.
Las operaciones del Grupo GDF SUEZ en el
Perú están vinculadas a la unidad operativa Energy
Europe & International (BEEI) de GDF SUEZ. SuezTractebel S. A. (100% propiedad del Grupo GDF
SUEZ) es el principal accionista de EnerSur, con
el 61.73% de las acciones. El 38.27% restante es
de titularidad de Administradoras de Fondos de
Pensiones (AFP) peruanas y de otras personas
naturales y jurídicas.
GDF SUEZ, Electrabel S. A. (una subsidiaria
de titularidad total de GDF SUEZ, constituida
en Bélgica) y la empresa International Power Plc
(International Power) han suscrito la escritura
pública de fusión y otros acuerdos importantes
en relación con la combinación de activos de
las unidades operativas de la división BEEI
(fuera de Europa) de GDF SUEZ y de activos
localizados en el Reino Unido y Turquía con los
activos de International Power (Combinación)
16
para la creación de una nueva International
Power más sólida que lista en la Bolsa de Valores
de Londres. La culminación de la Combinación
ocurrirá a inicios de 2011, pues se mantiene
condicionada a la aprobación de las autoridades
de la competencia y de otros órganos regulatorios
del sector. Se debe destacar que no existe la
obligación de efectuar una Oferta Pública de
Adquisición, conforme a lo establecido en la
Resolución de la Comisión Nacional Supervisora
de Empresas y Valores del Perú (Conasev) 9-2006EF/94.10, como consecuencia de la culminación
de la Combinación.
17
Capital
social
El capital social de la empresa asciende a 199’970,023 de Nuevos
Soles (en adelante, soles). Este monto es producto de un aumento
de capital aprobado por la Junta General de Accionistas del 11 de
febrero de 2004, que acordó la emisión de 42’098,992 de acciones
comunes con un valor nominal de 1.00 sol.
Para ello, las AFP Integra, Profuturo, Horizonte y Unión Vida
aportaron 48 millones de Dólares de los Estados Unidos de América
(en adelante, dólares) y se emitió una acción común con derecho a
voto por cada 1.14017 dólares de capital aportado.
Del aporte de las AFP, además de cubrir el valor nominal de las
acciones emitidas, resultó una prima de capital —la diferencia entre
el valor nominal y el monto pagado— de 35.9 millones de dólares
que fue registrada como capital adicional de libre disponibilidad.
Todas las acciones de EnerSur son acciones comunes con
derecho a voto y se encuentran totalmente suscritas y pagadas.
Además, desde el año 2005 están inscritas en el Registro Público
del Mercado de Valores, con lo que se abrió el accionariado al
público en general.
Estructura
y composición accionaria
El cuadro 1 presenta la participación de los accionistas en EnerSur al 31 de diciembre de 2010.
Cuadro 1. Estructura accionaria
Accionistas
Suez-Tractebel S. A.
Número de
acciones
Porcentaje
Nacionalidad
Grupo
económico
123’443,250
61.731
Belga
GDF SUEZ
IN - FONDO 2
11´427,914
5.715
Peruana
ING
Rimac Internacional
Cia de Seguros
10´018,348
5.010
Peruana
BRESCIA
55´080,511
27.544
Varios
199’970,023
100.00
Otros
Total
Cuadro 2. Composición accionaria: acciones con derecho a voto
Tenencia
Menor al 1%
Porcentaje
318
2.893
Entre 1% y 5%
9
24.651
Entre 5% y 10%
2
10.725
1
61.731
330
100.00
Mayor al 10%
Total
18
Número de
accionistas
19
Perfil del principal
accionista
Suez-Tractebel S. A. (100% propiedad de GDF
SUEZ S. A.), vinculada a la unidad operativa GDF
SUEZ Energy Europe & International del Grupo
GDF SUEZ, es el principal accionista de EnerSur.
Además de EnerSur, GDF SUEZ participa también
en GDF SUEZ Energy Perú S. A. (GSEP), otra
empresa constituida en el Perú sobre la cual
ejerce control efectivo. Dicha empresa también
desarrolla actividades vinculadas al sector
energía. Asimismo, GDF SUEZ, a través de SuezTractebel S. A., posee una participación de 8.06%
en Transportadora de Gas del Perú S. A. (TGP).
Licencias
y autorizaciones
Para el desarrollo de sus actividades y objeto social EnerSur cuenta con diversos permisos,
autorizaciones y concesiones, los principales se presentan en el cuadro 3.
Cuadro 3. Autorizaciones y concesiones de generación
Fecha de
publicación
Unidad de
generación
Resolución Ministerial 115-97-EM/DGE
04/04/1997
C. T. Ilo1
Resolución Ministerial 394-97-EM/VE
04/10/1997
C. T. Ilo1
Resolución Ministerial 265-98-EM/VME (modificada
posteriormente según se detalla a continuación)
10/06/1998
C. T. Ilo21
Resolución Ministerial 395-2000-EM/VME
(modifica la Resolución Ministerial 265-98-EM/VME)
17/10/2000
C. T. Ilo21
Norma legal
Resolución Ministerial 396-2000-EM/VME (modifica la
Resolución Ministerial 265-98-EM/VME). A su vez, fue
modificada por las siguientes resoluciones:
17/10/2000
Resolución Ministerial 318-2001-EM/VME
02/09/2005
Resolución Ministerial 340-2005-MEM/DM
16/09/2006
Resolución Ministerial 427-2006-MEM/DM
07/01/2007
Resolución Ministerial 608-2006-MEM/DM
25/01/2008
Resolución Ministerial 024-2008-MEM/DM
17/10/2000
Resolución Suprema 059-2005-EM*
12/10/2005
Resolución Ministerial 219-2009- MEM/DM
13/05/2009
Resolución Ministerial 179-2010-MEM/DM
29/04/2010
30/07/2001
C. T. ChilcaUno
(Primera, Segunda y
Tercera Unidad)
C. H. Yuncán
Ciclo Combinado de
C. T. ChilcaUno
* Con fecha 9 de agosto de 2005, Empresa de Generación de Energía Eléctrica del Centro (Egecen) y
EnerSur suscribieron el contrato de cesión de posición contractual, en virtud del cual Egecen cede a
favor de EnerSur su posición contractual en el Contrato de Concesión 131-98. Dicha cesión de posición
contractual fue aprobada por el Estado peruano mediante la Resolución Suprema 059-2005-EM, del 7
de octubre de 2005.
20
21
Cuadro 4. Concesiones definitivas de transmisión
Fecha de
publicación
Concesiones de transmisión
Líneas de transmisión
1) C. T. Ilo21-SE* Moquegua
(Montalvo)
Resolución Suprema 132-98-EM
30/12/1998
2) SE Moquegua (Montalvo)-SE
Botiflaca
3) SE Moquegua (Montalvo)-SE
Toquepala
Resolución Suprema 019-2003-EM
27/03/2003
C. T. Ilo-SE Botiflaca-SE Moquegua
Resolución Suprema 028-2006-EM**
27/05/2006
C. H. Yuncán (SE Santa Isabel)-SE
Carhuamayo Nueva
Resolución Suprema 068-2006-EM, modificada por la
Resolución Suprema 021-2007-EM
12/11/2006
26/05/2007
SE Chilca 1-SE Chilca REP
* SE: Subestación.
** Con fecha 27 de marzo de 2006, Egecen y EnerSur suscribieron el convenio de cesión de posición
contractual, en virtud del cual Egecen cede a favor de EnerSur su posición contractual en el Contrato de
Concesión 203-2002. Dicha cesión de posición contractual fue aprobada por el Estado peruano mediante
Resolución Suprema 028-2006-EM, del 26 de mayo de 2006.
Cuadro 5. Servidumbre
Servidumbres
Fecha de publicación
Tipo
26/05/1999
Servidumbre de electroducto y de tránsito
para la SE Moquegua, en beneficio de la
concesión de transmisión de la cual es titular
EnerSur.
15/01/2000
Servidumbre de electroducto, de paso y
de tránsito para custodia, conservación y
reparación de obras e instalaciones de la L.
T. de 220 kV de la C. T. Ilo 2-SE Moquegua
(Montalvo) y L. T. de 138 kV SE Moquegua
(Montalvo)-SE Botiflaca.
Resolución Ministerial 621-2003MEM/DM
07/01/2004
Servidumbre de electroducto y de tránsito
para custodia, conservación y reparación de
las obras y las instalaciones de la L. T. de
138 kV T170 (L. T. 138 kV de la C. T. Ilo-SE
Botiflaca)-SE Moquegua.
Resolución Ministerial 323-2006MEM/DM
20/07/2006
Servidumbre de electroducto de la L. T. de
220kV de la C. H. Yuncán (SE Santa Isabel)-SE
Nueva Carhuamayo.
Resolución Ministerial 534-2007MEM/DM
02/12/2007
Servidumbre de electroducto de la L. T. de 220
kV SE Chilca 1-SE Chilca REP
Resolución Ministerial 220-99-EM/
VME
Resolución Ministerial 733-99-EM/
VME
Reseña histórica
y aspectos generales
EnerSur se constituyó en septiembre de 1996
bajo la denominación social de Powerfin Perú
S. A. —denominación que cambia en febrero
de 1997 a Energía del Sur S. A., con EnerSur
S. A. como forma abreviada— para adquirir
los activos para generación de electricidad de
propiedad de Southern Peru Copper Corporation
(SPCC, en ese entonces Southern Perú Limited)
y suscribir el Power Purchase Agreement (PPA).
La transferencia de los activos de generación y
el inicio del suministro bajo el PPA, conforme su
modificación, y los demás contratos que regulan
las relaciones entre ambas empresas entraron
en vigencia en abril de 1997. Posteriormente, en
agosto de 2007, se modificó su denominación
social Energía del Sur S. A. por EnerSur S. A.
Desde el inicio de sus operaciones, EnerSur
ha sido subsidiaria de Suez-Tractebel S. A. que
era propietaria directa e indirecta de todas las
acciones con derecho a voto que representaban
su capital social. Suez-Tractebel S. A. tuvo el
control total de la gestión de EnerSur hasta febrero
de 2004, cuando las carteras administradas
por las tres AFP existentes en ese entonces,
en cumplimiento de compromisos previamente
acordados, suscribieron y pagaron un aumento
de capital aprobado por los accionistas de
EnerSur y pasaron a ser titulares, de manera
conjunta, del 21.05% de su capital social. Este
22
proceso continuó durante el año 2005, y el 24 de
noviembre de 2005 SUEZ-Tractebel S. A. efectuó
una exitosa oferta pública de venta del 17.2% de
sus acciones en la Bolsa de Valores de Lima.
El 8 de septiembre de 2009, la Junta General
de Accionistas de EnerSur y la Junta General de
Accionistas de Quitaracsa aprobaron la fusión de
ambas empresas, lo que significó que Quitaracsa
fue absorbida por EnerSur. Quitaracsa era titular
de una concesión definitiva de generación para
la implementación de una central hidroeléctrica
con una capacidad nominal aproximada de 114
MW, en el departamento de Áncash. Tal como se
indica en el proyecto de fusión aprobado por la
Junta de Accionistas de EnerSur y Quitaracsa, se
trata de una fusión simple, debido a que EnerSur
es propietaria del 100% de las acciones de
Quitaracsa.
La fusión entre EnerSur y Quitaracsa entró en
vigencia el 16 de febrero de 2006 y se inscribió
en los Registros Públicos con fecha 26 de marzo
de 2010.
Desde el inicio de sus operaciones productivas
EnerSur ha invertido en activos de generación y
transmisión de electricidad una suma aproximada
de 700 millones de dólares, convirtiéndose en
la segunda empresa de generación privada del
23
Perú en términos de potencia instalada y energía producida. De
este modo, cubre las necesidades particulares y los requerimientos
de sus clientes, entre los que se encuentran las industrias y las
empresas más importantes del país.
EnerSur busca relaciones de largo plazo con sus clientes,
ofreciéndoles siempre las mejores condiciones del mercado.
Su objetivo principal es, además de lograr un óptimo manejo de
los recursos energéticos, elevar permanentemente la calidad
de los servicios que brinda y contribuir a mantener el precio de
la electricidad competitivo y predecible. Todo ello aunado a una
política de respeto al medio ambiente y contribución a la mejora de
la calidad de vida de la población.
En la actualidad, EnerSur se encuentra implementando los
proyectos de conversión a Ciclo Combinado de la Central
Termoeléctrica ChilcaUno, la Central Hidroeléctrica Quitaracsa I y
la Reserva Fría de Generación en Ilo, que representan una inversión
adicional de aproximadamente 800 millones de dólares.
Fechas importantes
en la historia de EnerSur
Septiembre 1996: Se constituye EnerSur
(inicialmente Powerfin Perú S. A.).
Abril 1997: EnerSur adquiere la C. T. Ilo1 a
SPCC por aproximadamente 17 millones de
dólares. Al mismo tiempo, se firma un PPA por
20 años.
Julio 1997: Entra en funcionamiento la TG1
adquirida a SPCC por aproximadamente 23
millones de dólares.
Septiembre 1998: Entra en funcionamiento la
TG2 adquirida por aproximadamente 18 millones
de dólares.
Agosto 2000: Luego de dos años, se concluye
la construcción de Ilo21, con un costo total
aproximado de 225 millones de dólares.
Junio 2001: Se produce un terremoto que deja
inactiva a Ilo21 por diez meses.
Junio y julio 2003: Se adjudica la subasta de
la concesión de Egasa-Egesur pero, debido a
problemas sociales, no se llega a completar.
Enero 2004: Se obtienen las certificaciones ISO
9001:2000 (Gestión de la Calidad), ISO 14001:2001
(Gestión del Medio Ambiente) y OHSAS 18000
(Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional).
24
Febrero 2004: Se adjudica en usufructo la
concesión de la C. H. Yuncán por 57.6 millones de
dólares. Las AFP compran acciones de EnerSur,
alcanzando el 21.05% del total del accionariado
e incrementando de esta forma el capital de
EnerSur en 48 millones de dólares.
Abril 2005: EnerSur distribuye utilidades
disponibles ascendentes a 33.6 millones de
dólares y realiza un dividendo extraordinario de
las utilidades de libre disposición, equivalente a
41 millones de dólares.
Septiembre 2005: EnerSur recibe en usufructo
por parte de Egecen la C. H. Yuncán por un
periodo de 30 años y emite el Notice to Proceed
que ordenó el inicio formal de las obras de
construcción de la primera unidad de la C. T.
ChilcaUno, la que operará utilizando el gas de
Camisea.
Octubre 2005: Se obtiene la aprobación para
listar las acciones de EnerSur en la Bolsa de
Valores de Lima (BVL) e inscribirlas en el Registro
Público del Mercado de Valores de la Conasev.
Noviembre 2005: SUEZ-Tractebel S. A. efectúa
una oferta pública de venta de acciones y logra
una exitosa colocación del 17.21% de las acciones
comunes de su propiedad en el capital social de
EnerSur en el mercado local.
25
Junio 2006: El directorio de EnerSur aprueba
la construcción de la segunda unidad de la C. T.
ChilcaUno y autoriza el Notice to Proceed.
Diciembre 2006: Entra en operación comercial
la primera unidad de la C. T. ChilcaUno, la primera
central de generación construida exclusivamente
para utilizar el gas natural de Camisea.
Julio 2007: Entra en operación comercial la
segunda unidad de la C. T. ChilcaUno, cuya
inauguración oficial se llevó a cabo en agosto de
2007, lo que llevó a incrementar la capacidad
nominal de esta central a aproximadamente 360
MW.
Noviembre 2007: Se inscribió ante Conasev el
registro del Primer Programa de Bonos Corporativos
de EnerSur S. A. hasta por un monto de 400 millones
de dólares, o su equivalente en soles, llevándose a
cabo la colocación de la primera emisión por un
total de 120.7 millones de soles.
Diciembre 2007: EnerSur se adjudica 485 MW
en un proceso de licitación conducido por Luz del
Sur S. A. A. para el mercado regulado, para ser
suministrados a las empresas de distribución Luz
del Sur S. A. A. (zona sur de la ciudad de Lima),
Edecañete (zona sur del departamento de Lima)
y Electro Sur Medio (departamento de Ica), en
forma gradual a partir de enero de 2008 hasta
diciembre de 2012.
Junio 2008: Se llevó a cabo la colocación
de la segunda y la tercera emisión de Bonos
Corporativos de EnerSur S. A. por 84.105
millones de soles y 10 millones de dólares,
respectivamente.
Julio 2008: Las Juntas de Accionistas de SUEZ
S. A. (empresa matriz de EnerSur) y de Gaz de
France S. A. aprobaron la fusión de ambas. Como
resultado de esta fusión surge el Grupo GDF
SUEZ.
Marzo 2009: EnerSur adquiere Quitaracsa S. A.,
empresa propietaria de la concesión definitiva y los
derechos de agua para el proyecto hidroeléctrico
Quitaracsa I.
Junio 2009: Se llevó a cabo la colocación de la
cuarta y la quinta emisión de Bonos Corporativos
de EnerSur S. A. por 40 millones de dólares.
Agosto 2009: Ingresa a operación comercial la
tercera turbina de la Central Térmica ChilcaUno.
Abril 2010: EnerSur se adjudicó un total de 662
MW para ser suministrados entre los años 2014
y 2025, en los cuatro procesos de la primera
Licitación de Largo Plazo realizada por las
empresas de distribución para el suministro de
energía eléctrica.
Junio 2010: Se firmó el contrato de Engineering,
Procurement & Construction (EPC, por las
siglas en inglés de Ingeniería, Adquisiciones y
Construcción) con la empresa coreana Posco
Engineering & Construction Co. Ltd. (Posco) para
la construcción, y el contrato de arrendamiento
financiero con el Banco de Crédito del Perú, para
el financiamiento, del proyecto de conversión a
Ciclo Combinado de la Central Térmica ChilcaUno.
Agosto 2010: GDF SUEZ anunció la suscripción
de un Memorándum de Entendimiento (MOU) con
la empresa International Power para unificar sus
unidades de negocios de energía. La combinación
de GDF SUEZ Energy International, de la cual
EnerSur forma parte, e International Power dará
origen a New International Power a través de un
proceso de fusión que debiera culminar a inicios
del 2011.
Octubre 2010: Se subscribió un acuerdo de
Suministro de Potencia y Energía Eléctrica con
la empresa Xstrata Tintaya por 150 MW, para
abastecer los requerimientos de energía eléctrica
del proyecto minero Las Bambas.
Noviembre 2010: Se firmó con Luz del Sur S.
A. A. un Contrato de Suministro de Electricidad
que tendrá vigencia entre el 1 de enero y el 31 de
diciembre de 2013, por una potencia contratada
de entre 132 y 222 MW, y su energía asociada.
Noviembre 2010: EnerSur se adjudicó la
concesión del Proyecto Reserva Fría de Generación
para la construcción y la operación de una Central
Termoeléctrica de 400 MW ubicada en la ciudad de
Ilo.
Noviembre 2010: EnerSur firmó el contrato
para el Suministro y Construcción de las Obras
Civiles con la empresa Constructora JME S. A.
C. para el proyecto de la Central Hidroeléctrica
Quitaracsa I.
Diciembre 2010: Se firmó el contrato de Suministro
e Instalación de Equipos Electromecánicos con el
Consorcio Rainpower (Rainpower Norway A. S.,
Rainpower Perú S. A. C. y Ste Energy S. p. A) para
el proyecto Quitaracsa I.
Diciembre 2010: Se llevó a cabo la colocación
de la sexta y la séptima emisión de Bonos
Corporativos por 40 millones de dólares.
26
27
Relación
con el Estado
Como empresa del sector eléctrico, EnerSur se encuentra bajo
la supervisión del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía
y Minería (Osinergmin) respecto del cumplimiento de las leyes
vinculadas a sus actividades en el sector. Osinergmin tiene a su
cargo sancionar y resolver en última instancia administrativa los
temas relacionados con el incumplimiento de las disposiciones
legales antes referidas y controla el cumplimiento de las obligaciones
ambientales de EnerSur.
EnerSur está obligada a contribuir al sostenimiento de las
entidades del sector, la Dirección General de Electricidad (DGE) del
Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Osinergmin mediante un
aporte que, conforme con la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)
y su Reglamento (RLCE), no podrá exceder el 1% de sus ventas
anuales.
EnerSur proporciona periódicamente a la DGE y a Osinergmin
información estadística sobre producción y precios, así como
información económica y financiera.
Por otro lado, mediante Resolución de Intendencia 12-4043363, del 1 de julio de 1998, la Superintendencia Nacional de
Administración Tributaria (Sunat) autorizó a EnerSur a llevar su
contabilidad en moneda extranjera a partir del ejercicio de 1998.
Directores Titulares y Alternos
de EnerSur
Arriba: André de Aquino Canguçú, Patrick Obyn, Eric Louisa Frans, Manlio Alessi Remedi.
Abajo: José Ricardo Briceño, Jan Flachet, Fernando Zavala.
Cuadro 6. Miembros del Directorio
Directores Titulares
Jan Flachet
André de Aquino Fontenelle Canguçú
Manlio Alessi Remedi
Patrick Obyn
Eric Louisa Frans Kenis
Fernando Zavala Lombardi
José Ricardo Briceño Villena
Directores Alternos
Dante Dell’Elce
Alexandre Jean Keisser
Luis Marcelo de Bernardis
Philippe Pierre Tordoir
Axel Levêque
Willem Van Twembeke
Carlos H. Ruiz de Somocurcio Escribens
28
29
Mediante Junta Obligatoria Anual de Accionistas de EnerSur,
de fecha 23 de marzo de 2010, se aprobó la designación de los
miembros del Directorio para el periodo entre marzo de 2010 y marzo
de 2013, siendo designados como Directores Titulares los siguientes
funcionarios:
Jan Flachet
Jan Flachet es Director Regional de GDF SUEZ Energy Latin
America desde el año 2003, división que forma parte de la
unidad operacional BEEI de GDF SUEZ (antes GDF SUEZ Energy
International [GSEI] y previamente SUEZ Energy International [SEI]).
Forma parte de BEEI desde el año 1996 y ha ocupado distintos
cargos, entre ellos Administrador General de Litoral Gas (Argentina),
Vicepresidente Senior a cargo de la distribución, el transporte
y las operaciones de comercio para GSEI en todo el mundo,
Jefe de Desarrollo de Negocios para América del Sur y Director
Regional para el Medio Oriente, Europa del Este y África. El señor
Flachet es ingeniero electromecánico graduado de la Katholieke
Universiteit Leuven (Universidad Católica de Lovaina [UCL]), en
Bélgica, y ha obtenido un diploma en Administración en el Institut
d’Administration et Gestion de la UCL (Instituto de Administración
y Gestión). También ha realizado estudios técnicos en gas en el
Nederlandse Gasunie de Apeldoorn, Holanda, y ha seguido
estudios de Administración en el Cedep del Instituto Europeo de
Administración (Insead) de Fontainebleau, Francia.
André de Aquino Fontenelle Canguçú
André Canguçú es Chief Financial Officer (Jefe de Finanzas) de
GDF Suez Latin America desde el año 2010. Estuvo a cargo de
la Gerencia de Finanzas, Administración y Contraloría de EnerSur
desde 2004 hasta 2010. Tiene amplia experiencia como Gerente
de Finanzas y Administración en varias empresas multinacionales.
Es licenciado en Administración de Empresas en la EAESP-FGV
(Escola de Administração de Empresas de São Paulo da Fundação
Getúlio Vargas) y también posee una Maestría en Administración
de Empresas en la EAESP-FGV. El señor Canguçú ha ocupado
puestos de gerencia en el grupo Riverwood-Suzano (Brasil) y en
Enron (Brasil y Estados Unidos). Anteriormente se desempeñó
en GDF SUEZ (Estados Unidos y Chile) como Vicepresidente de
Finanzas Corporativas y de Proyectos.
Manlio Alessi Remedi
Manlio Alessi ha desempeñado diferentes funciones en el área
financiera en Europa, tanto en bancos (EBC, BBL, ING) como
en grupos industriales (grupo estatal italiano EFIM y Eternit) y
en la Comisión Europea. En 1997 fue designado Gerente de
Administración y Finanzas de EnerSur, cargo que desempeñó hasta
julio de 2001. Entre agosto de 2001 y diciembre de 2008 ejerció el
cargo de Gerente General de Suez Energy Andino S. A. en Chile.
En agosto de 2001 fue designado Delegado General de GDF SUEZ
para Chile y Perú, habiendo sido nombrado en octubre de 2009
Country Manager en Perú de BEEI de GDF SUEZ. Desde 2003 es
Chief Business Developer (Jefe de Desarrollo de Negocios) para los
países andinos y en marzo de 2008 fue designado Presidente del
Directorio de GDF SUEZ Energy Perú S. A. El señor Alessi tiene una
Licenciatura en Ciencias Económicas Aplicadas por la Universidad
Católica de Lovaina, Bélgica.
Patrick Obyn
Patrick Obyn se desempeña como General Counsel de
GDF SUEZ Energy Latin America desde el año 2002. Se unió al
Grupo GDF SUEZ en 1995 como Asesor Senior para su división
Electricity and Gas Internacional (EGI). También ha sido abogado
para Union Carbide (industria química) y para el grupo Alcatel
(telecomunicaciones). El señor Obyn es graduado de la Facultad de
Derecho de la Universidad de Amberes, Bélgica.
Eric Louisa Frans Kenis
Eric Kenis ha sido Gerente General de Operaciones de GDF
SUEZ Energy International (GSEI) desde el año 2002 hasta octubre
de 2009, fecha a partir de la cual ocupa el cargo de Executive Vice
President of Operations (Vicepresidente Ejecutivo de Operaciones)
de BEEI de GDF SUEZ. En 1978 se unió a Electrabel, Bélgica, como
Ingeniero de Arranque en la estación de energía Rodenhize y luego
desempeñó diferentes funciones como Gerente de Operaciones,
Ingeniero de Reactor y Gerente de Certificación de Calidad en
la estación de energía nuclear Doel. En 1993 fue designado
Vicepresidente de Operaciones Eléctricas en GSEI, donde asumió
diferentes posiciones de manera sucesiva, como Director Gerente
Asistente en Nigen, Irlanda del Norte; Presidente de CRSS, Estados
Unidos; Director Gerente de Rosen, Italia; y miembro del Job
Training Partnership Council (JTPC), India. El señor Kenis tiene una
Maestría en Ingeniería Electrotécnica Nuclear y de Seguridad por
la Universidad Católica de Lovaina, Bélgica, y realizó estudios de
administración en el Cedep del Insead de Fontainebleau, Francia.
30
31
Fernando Zavala Lombardi
Fernando Zavala es Director de EnerSur desde
2007, ha sido Ministro de Economía y Finanzas
en el Perú y actualmente se desempeña como
Presidente Ejecutivo del Grupo SABMiller en
Panamá. Anteriormente fue Vicepresidente de
Estrategia y Asuntos Corporativos de Unión de
Cervecerías Peruanas Backus y Johnston S. A.
A. (SABMiller Perú). También es Director de varias
instituciones sin fines de lucro, consejero de
instituciones públicas y profesor universitario. El
señor Zavala es economista y cuenta con un MBA
Internacional de The University of Birmingham y
una maestría en Dirección de Empresas de la
Universidad de Piura.
José Ricardo Briceño Villena
Ricardo Briceño es Director de EnerSur desde
el año 2004, propuesto por la Asociación de
AFP que participan en el capital de EnerSur.
Actualmente es Presidente de la Confederación
Nacional de Instituciones Empresariales Privadas
(Confiep). Ha sido Presidente de la Sociedad
Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE)
y Presidente del Directorio de las empresas del
Grupo Glencore en el Perú (Perubar, Empresa
Minera Iscaycruz, Empresa Minera Yauliyacu
S. A. y AYSSA). Es Director de Interbank. Se
desempeña como Presidente Ejecutivo de la
empresa agroexportadora Agrícola Don Ricardo
y Director Ejecutivo de Textil del Valle S. A. El
señor Briceño es ingeniero industrial y cuenta
con una maestría en Economía y Finanzas de la
Universidad Católica de Lovaina, Bélgica.
Principales
ejecutivos
Arriba: 1Eduardo Milligan, Philippe Tordoir, Carlos León, 2Victor Tejada y Alejandro Prieto.
Abajo: Axel Levêque, Alexandre Keisser, María Elena Córdova y Rafael Flores.
A continuación se presenta la relación de los
principales ejecutivos de EnerSur durante el periodo
2010.
Alexandre Jean Keisser
Alexandre Keisser se desempeña como Gerente
General de EnerSur desde marzo del año 2010. El
señor Keisser cuenta con 17 años de experiencia
en GDF SUEZ en las áreas de general management,
estrategias, desarrollo de negocios, financiamiento
e ingeniería en diversas empresas del Grupo. Ha
ocupado distintos cargos dentro del Grupo GDF
SUEZ, tales como Chief Financial Officer de GDF
Suez Energy Latin America y Chief Executive
Officer para Suez Energy Andino. Es ingeniero en
la especialidad de Ingeniería Mecánica por la Ecole
Supérieure d’ingénieurs de Marseille (Escuela
Superior de Ingenieros de Marsella), Francia, y
también con un MBA de la Columbia University,
Nueva York, EE.UU..
Paulo Rocha3
Paulo Rocha estuvo a cargo de la Gerencia de
Operaciones desde febrero de 2009 hasta el 31 de
diciembre de 2010. El señor Rocha es ingeniero
aeroespacial egresado de la Northrop University
de California, Estados Unidos. Cuenta con una
Maestría en Administración de Empresas (MBA)
de la Walden University con especializaciones en
finanzas y negocios internacionales. Posee 18
años de experiencia en la industria de producción
de energía eléctrica en varios países como
Estados Unidos, Argentina, Brasil, México y
Japón.
Rafael Flores
Rafael Flores se encuentra a cargo de la Gerencia
Comercial desde enero de 2007. El señor Flores,
de nacionalidad peruana, tiene amplia experiencia
internacional en comercialización y regulación
de mercados de electricidad; ha desempeñado
funciones en empresas del sector electricidad en
el Perú y el extranjero. Es ingeniero electricista
egresado de la Universidad Nacional San Antonio
Abad del Cusco, cuenta con una Maestría en
Ingeniería Eléctrica obtenida en la Pontifica
Universidad Católica de Rio de Janeiro, Brasil, y un
doctorado en la Universidad Técnica de Chalmers,
Gotemburgo, Suecia, y estudios en el Cedep en
el Insead de Fontainebleau, Francia. Ha ocupado
puestos en empresas de generación en el Perú y en
empresas de consultoría en el Perú, Brasil y Suecia.
Asimismo, ha participado en varios proyectos de
consultoría relacionados con mercados eléctricos
en diversos países de América Latina. Desde 2007
El Sr. Eduardo Milligan ocupa el cargo de Sub Gerente de Finanzas en EnerSur desde marzo de 2010.
1
El Sr. Víctor Tejada reemplazó el 1 de enero de 2011 al Sr. Paulo Rocha quien se desempeñó como Gerente de Operaciones hasta
el 31 de diciembre de 2010
2
El Sr. Paulo Rocha fue Gerente de Operaciones hasta el 31 de diciembre de 2010, siendo reemplazado a partir del 1 de enero de
2011, por el Sr. Víctor Tejada.
3
32
33
es miembro activo del Comité Sectorial Eléctrico
de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo
y Energía (SNMPE); asimismo, desde 2009 es
Vicepresidente del Comité Técnico Eléctrico de esa
institución. Además, durante el periodo 2008-2009
fue representante del SubComité de Generadores
en el Comité de Operación Económica del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (COES-SEIN).
Axel Levêque
Axel Levêque se encuentra a cargo de la Gerencia
de Planificación, Proyectos e Implementación
de EnerSur desde abril de 2010 y de la Gerencia
de Desarrollo de GDF SUEZ Energy Perú S. A.
desde noviembre de 2008. El señor Levêque se
ha desempeñado como Gerente de Operaciones
y Servicios Industriales de EnerSur entre 2004 y
2009 y como Gerente de Operaciones y Servicios
Industriales de GDF SUEZ Energy Perú S. A. entre
2004 y 2008. Es de nacionalidad belga e ingeniero
mecánico egresado de la Universidad Católica de
Lovaina, Bélgica. Cuenta con una amplia trayectoria
en producción, ingeniería, mantenimiento, relaciones
industriales, proyectos y recursos humanos en GDF
SUEZ Energy Perú S. A. y EnerSur S. A.
Philippe Pierre Tordoir
Philippe Tordoir se encuentra a cargo de la
Gerencia de Finanzas, Administración y Contraloría
desde mayo de 2010. El señor Tordoir es ingeniero
electro-mecánico graduado de la Universidad
de Lieja, Bélgica, y cuenta con una Maestría en
Ingeniería Térmica de la Universidad de Cranfield,
Reino Unido, y una Maestría en Ingeniería en Redes
Eléctricas de la Universidad de Lieja, Bélgica. Obtuvo
un MBA en el Massachusetts Institute of Technology
(MIT) en Estados Unidos y ha seguido estudios
de administración en el Cedep del Insead en
Fontainebleau, Francia. Anteriormente se desempeñó
en la división GDF SUEZ Energy International de la
casa matriz en Bélgica como Finance Manager y
Vicepresidente de Business Development Oversight
para América Latina. Después ejerció el cargo
de Gerente General de Corani S. A., empresa de
generación eléctrica en Bolivia.
María Elena Córdova
María Elena Córdova se encuentra a cargo
de la Gerencia de Recursos Humanos desde
abril de 2004. La señora Cordova es licenciada
en Psicología, de nacionalidad peruana, con
especialización en Recursos Humanos (RR. HH.)
en la Escuela de Administración de Negocios para
Graduados (ESAN) y diplomada en Gestión de RR.
HH. de la Universidad del Pacífico. Ha sido miembro
del directorio de la Asociación Peruana de Recursos
Humanos (Aperhu). Cuenta con más de 10 años de
experiencia en recursos humanos en empresas
multinacionales.
Alejandro Prieto
Alejandro Prieto se encuentra a cargo de la Gerencia
de Asuntos Corporativos desde julio de 2010. El señor
Prieto es de nacionalidad peruana y posee amplia
experiencia en temas de comunicación corporativa
y relaciones comunitarias. Se desempeñó como
Subgerente de Comunicación en Edegel, empresa
del grupo Endesa en el Perú, y ha sido director de
Proyectos en Apoyo Comunicación Corporativa,
empresa del Grupo Apoyo. Cuenta con un grado de
Economista de la Universidad de Ithaca en Nueva
York, Estados Unidos, y un MBA de la Universidad
Adolfo Ibáñez de Chile.
Carlos León
Carlos León está a cargo de la Gerencia
Legal desde octubre de 2006. El señor León es
abogado egresado de la Universidad de Lima, de
nacionalidad peruana. Ha sido abogado de IBM
del Perú, tiene además una importante trayectoria
en el sector de la tecnología de la información.
Cuenta con estudios de especialización en Derecho
de la Electricidad y la Energía y ha participado en
un programa de especialización de ejecutivos en
la Escuela de Administración de Negocios para
Graduados (ESAN). También ha realizado estudios
de Maestría en regulación en la Universidad Peruana
de Ciencias Aplicadas (UPC).
No existe vinculación por afinidad o consanguinidad
entre los directores y los funcionarios ejecutivos de
EnerSur.
El organigrama muestra a los funcionarios
ejecutivos de primera línea que reportan a la
Gerencia General de EnerSur (cuadro 7).
Cuadro 7. Organigrama
Gerencia General
Alexandre Keisser
Gerencia de Operaciones
Gerencia Comercial
Paulo Rocha*
Rafael Flores
Gerencia de
Planificación, Proyectos e
Implementacion
Gerencia de Finanzas,
Administración y
Contraloría
Axel Levêque
Philippe Tordoir
*El Sr. Paulo Rocha ocupó el cargo de Gerente de Operaciones hasta el 31 de diciembre de 2010, siendo reemplazado a partir del 1
de enero de 2011, por el Sr. Víctor Tejada.
34
35
Gerencia de Recursos
Humanos
Gerencia de Asuntos
Corporativos
Maria Elena Córdova
Alejandro Prieto
Gerencia Legal
Carlos León
Además, en mayo de 2006 el Directorio aprobó la creación de dos
órganos especiales de apoyo: 1) el Comité de Auditoría y 2) el Comité
de Revisión de Transacciones entre Compañías Afiliadas. Cada uno de
ellos está integrado por tres miembros del Directorio y sus funciones y
participantes se detallan a continuación.
Comité
de Auditoría
Asiste al Directorio en la supervisión y la verificación de la
transparencia y la integridad de la información financiera, el control
interno y el manejo y la evaluación de riesgos.
Miembros
• José Ricardo Briceño Villena
• Manlio Alessi Remedi
• André de Aquino Fontenelle Canguçú
36
37
Comité de Revisión de Transacciones
entre Compañías Afiliadas
Tiene como finalidad revisar y evaluar las transacciones a
efectuarse entre EnerSur y cualquier empresa vinculada o afiliada a
ella y/o a GDF Suez S. A.
Miembros
• José Ricardo Briceño Villena
• Alexandre Jean Keisser
• André de Aquino Fontenelle Canguçú
El monto total de las reumenaciones de los miembros del
Directorio y de la plana gerencial representa aproximadamente
0.4698% de los ingresos brutos del ejercicio.
38
39
Manejo del
Negocio
2
Sector
eléctrico
40
41
El desarrollo de las actividades dentro del
sector eléctrico peruano está regulado por la Ley
de Concesiones Eléctricas (LCE), Decreto Ley
25844, reglamentada por el Decreto Supremo
009-93-EM y sus modificatorias. Esta norma
fue modificada por la Ley 28832, Ley para
Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación
Eléctrica, que introdujo importantes cambios en
la regulación del sector. Además, en los últimos
años se han dictado diversas normas que han
introducido modificaciones adicionales a la
regulación del sector, básicamente en lo referente
al cálculo del costo marginal de corto plazo y los
mecanismos para dar solución a la congestión del
ducto de transporte de gas natural proveniente de
los yacimientos de Camisea y las restricciones de
transmisión. Las principales normas que se han
dictado son el Decreto Legislativo (D. L.) 10412008, el Decreto de Urgencia (D. U.) 049-2008 y
el D. U. 079-2010.
reglas para cada uno de los negocios del sector
electricidad y señala las responsabilidades de las
empresas concesionarias.
La LCE definió la estructura del sector
electricidad al determinar la separación de
las actividades de generación, transmisión y
distribución. El objetivo de esta separación fue
promover la competencia y alcanzar la máxima
eficiencia en el servicio público de electricidad
mediante un modelo de despacho económico
a mínimo costo que garantice la seguridad del
abastecimiento y el mejor aprovechamiento de
los recursos energéticos. Además, la LCE fija las
El órgano normativo del sector electricidad e
hidrocarburos es el MEM, encargado de garantizar
el cumplimiento de la LCE, su Reglamento (RLCE),
normas modificatorias. Además de la LCE y el
RLCE y de las normas señaladas anteriormente,
existen otras leyes, reglamentos y normas de
relevancia para el sector, tales como la Ley Anti
Monopolio y Oligopolio, complementaria para
el funcionamiento eficiente del sector; la Ley de
Creación del Organismo Supervisor de la Inversión
Por otro lado, la Ley para Asegurar el Desarrollo
Eficiente de la Generación Eléctrica (LEGE)
introdujo cambios en la estructura del sector como
la promoción de las licitaciones para el suministro
de electricidad como un mecanismo preventivo
para el abastecimiento oportuno de energía en
virtud del cual las empresas concesionarias de
distribución podrán convocar a licitaciones para
asegurar la contratación de su demanda futura,
pudiendo incorporarlas a estas licitaciones los
clientes libres que así lo soliciten. Además, se
modificó la estructura del COES, incorporando a
las empresas distribuidoras y los usuarios libres
y la participación de estos en el mercado de
corto plazo, y se modificó el marco legal de la
transmisión eléctrica.
en Energía y Minería (Osinergmin); el Reglamento de Usuarios
Libres de Electricidad; el Reglamento de Protección Ambiental
en las Actividades Eléctricas; la Norma Técnica de Calidad de los
Servicios Eléctricos; la Norma Técnica de Operación en Tiempo
Real de los Sistemas Interconectados; el Reglamento del COES; el
Reglamento de Transmisión; y el Reglamento de Licitaciones. Todas
estas leyes, reglamentos y normas constituyen el marco regulatorio
del desarrollo de la actividad eléctrica en el Perú.
El Osinergmin se creó, mediante la Ley 26734, como organismo
público encargado de supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las
disposiciones legales y técnicas de las actividades que desarrollan
las empresas en los subsectores electricidad e hidrocarburos, así
como el cumplimiento de las normas legales y técnicas referidas
a la conservación y la protección del medio ambiente. Mediante
Decreto Supremo N° 001-2010-MINAM, se aprobó el inicio del
proceso de transferencia de funciones de supervisión, fiscalización
y sanción en materia ambiental de los sectores de hidrocarburos
y electricidad del Osinergmin al Organismo de Evaluación y
Fiscalización Ambiental – OEFA, Organismos Público Técnico
Especializado, adscrito al Ministerio del Ambiente.
Por otro lado, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaría es
el órgano ejecutivo del Osinergmin responsable de proponer al
Consejo Directivo las tarifas máximas de energía eléctrica, de
acuerdo con los criterios establecidos en la LCE para el mercado
regulado4. El mercado libre5, por el contrario, funciona en un marco
de libre competencia y negociación.
Conforme a lo establecido por la LCE y la LEGE, la operación en
tiempo real de todas las instalaciones de generación que forman
42
El mercado regulado está formado por
los clientes regulados cuya demanda
de potencia es menor o igual a 2.5
MW, cuyas tarifas de electricidad son
reguladas periódicamente. Los usuarios
que consuman entre 0.5 y 2.5 MW
pueden elegir ser usuarios regulados o
usuarios libres.
4
El mercado libre está formado por los
clientes libres cuya demanda de potencia
es superior a 2.5 MW. En este caso, la
transacción comercial y la fijación de los
precios de la electricidad se efectúan por
acuerdo entre las partes.
5
43
parte del SEIN debe ser coordinada por el COES
y los titulares de generación y transmisión son
los responsables finales de la operación de sus
respectivas instalaciones. El COES tiene como
finalidad coordinar la operación de corto, mediano
y largo plazo del SEIN con el mínimo costo,
preservando la seguridad del sistema y el mejor
aprovechamiento de los recursos energéticos.
Además, está encargado de planificar el desarrollo
de la transmisión y administrar el mercado de
corto plazo.
La LEGE ha establecido una nueva estructura de
composición del COES, formada por los titulares
de concesiones o autorizaciones de generación,
titulares de concesiones de transmisión, titulares
de concesiones de distribución y usuarios libres.
El órgano supremo del COES es la Asamblea,
integrada por todos los miembros del COES
agrupados en cuatro subcomités: Generadores,
Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres.
El Directorio es el órgano máximo de decisión
del COES y tiene cinco miembros, cuatro elegidos
por cada uno de los cuatro subcomités existentes
ya señalados y uno por la Asamblea, quien lo
preside.
Otro cambio relevante en la estructura del
mercado eléctrico introducido por la LEGE es la
regulación del mercado de corto plazo (o mercado
spot), en el que, a diferencia de lo que continúa
ocurriendo actualmente donde solo participan
empresas generadoras, podrán intervenir
además los grandes clientes libres (aquellos
que consumen más de 10 MW) y las empresas
distribuidoras, para asegurar la demanda de sus
clientes no regulados. A la fecha aún no ha sido
publicado el Reglamento del Mercado de Corto
Plazo.
Debido a los problemas ocurridos con la
congestión en el ducto de transporte de gas que
afectó la generación de las diversas unidades
del sistema eléctrico que operan con gas natural
proveniente de los yacimientos de Camisea,
el gobierno dictó el año 2008 el D. L. 1041 que
permite que durante periodos de congestión en
el suministro de gas, declarados por el MEM,
se pueda redistribuir de manera eficiente la
capacidad de transporte de gas disponible,
aplicándose en estos casos un costo marginal de
corto plazo ideal que no considera la congestión.
Posteriormente, se publicó el D. U. 049-2008 que
estableció que desde el 1 de enero de 2009 hasta
el 31 de diciembre de 2011 los costos marginales
de corto plazo se determinarán considerando
que no existe restricción en la producción o el
transporte de gas natural ni de transmisión de
electricidad y, además, se determinó que el MEM
deberá fijar un valor límite a ese Costo Marginal
Idealizado (CMgI), el cual fue fijado en 313.5
soles por MWh. Las centrales de generación que
operen y tengan un costo variable mayor al CMgI
recibirán una compensación que será pagada por
la demanda mediante un cargo adicional al Peaje
de Conexión al Sistema Principal de Transmisión
(PCSPT).
En cuanto al problema de los retiros de
electricidad sin respaldo contractual, en el
año 2009 diversas empresas distribuidoras
continuaron efectuando retiros sin contrato. Esa
demanda ha sido asignada según lo establecido
en el D. U. 049-2008, el cual determinó que los
retiros sin contrato se distribuyesen entre los
generadores en proporción a su energía eficiente
anual disponible. Los retiros sin contrato son
facturados a Tarifa en Barra (TB) y la energía es
comprado del spot a CMgI. La diferencia entre
CMgI y TB será asumida por la demanda a través
de un cargo adicional al PCSPT.
En 2009, Osinergmin, mediante la Resolución
184-2009-OS/CD, publicó los peajes de los
Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y
los Sistemas Complementarios de Transmisión
(SCT). En esta resolución, Osinergmin determinó
un cambio en la metodología de asignación a los
generadores de los pagos por el uso de dichos
sistemas. La nueva metodología considera que
los generadores relevantes pagarán por las
instalaciones de acuerdo con el método FuerzaDistancia. Esta metodología mantiene el principio
del equilibrio económico por el cual los niveles
actuales de pago no difieren significativamente.
En el segundo trimestre de 2010 se promulgó
el D. U. 032-2010 que deja sin efecto diversas
disposiciones establecidas en el D. L. 1041. Entre
estas medidas se encuentran: 1) dejar sin efecto
el Artículo 5 y las Disposiciones Transitorias del D.
L. 1041 (Incentivo a la Contratación del Servicio
Firme y Eficiencia en el Uso del Gas Natural); 2)
dejar sin efecto la nueva definición de Potencia
Firme establecida en el D. L. 1041 (tendrán
derecho a remuneración mensual aquellas
unidades termoeléctricas que tengan asegurado
el suministro de combustible mediante contratos
que lo garanticen o stock disponible); y 3) las
licitaciones para suministro de energía eléctrica
a que se refiere el Capítulo Segundo de la Ley
28832 tendrán en cuenta los lineamientos que
establezca el MEM respecto de la participación
de cada tecnología y los plazos para iniciar las
licitaciones. La vigencia de estas medidas es
hasta el 31 de diciembre de 2012.
44
45
Asimismo, en 2010 se promulgó el Decreto
Supremo (D. S.) 001-2010-EM, mediante el cual
se establecen diversas medidas respecto de la
remuneración de potencia y energía. Si bien esta
norma disponía que a partir del 16 de agosto de
2010 entraría en vigencia el segundo párrafo de
la nueva definición de Potencia Firme, tal como
se ha indicado en el párrafo anterior, en virtud del
D. U. 032-2010 la modificación de la definición
de Potencia Firme ha quedado sin efecto hasta
el 31 de diciembre de 2012. En consecuencia, las
precisiones efectuadas a la definición de Potencia
Firme introducidas por el D. L. 1041 también han
quedado sin efecto hasta el 31 de diciembre de
2012.
A fines de diciembre de 2010 se publicó el D.
U. 079-2010 que extiende la vigencia del D. U.
049-2008 (Costo Marginal Idealizado) hasta el
31 de diciembre de 2013, dado que la puesta en
operación comercial de la nueva infraestructura
de transporte, transmisión y de la nueva oferta de
generación que permitan minimizar los riesgos
de congestión en el ducto de transporte de gas
natural está previsto que recién ocurra a fines del
año 2013.
Por otro lado, dado que ciertos usuarios de
la red de transporte de gas tienen excedentes
de capacidad contratada de transporte firme
de gas natural que no requieren utilizar en
el corto o el mediano plazo, mientras otros
usuarios tienen déficit de capacidad contratada
de transporte firme de gas natural, y que esta
situación también se presenta en lo que respecta
a la producción de gas natural, el MEM decidió
dictar normas que permitan la transferencia de
capacidad de transporte firme de gas natural.
Considerando este contexto, el 5 de agosto de
2010 se publicó el D. S. 046-2010-EM, el cual
aprueba el Reglamento del Mercado Secundario
de Gas Natural con el propósito de promover la
transferencia de transporte firme de gas natural
mediante licitaciones electrónicas. Además,
establece que, en un plazo no mayor a un año
de la publicación de dicho reglamento, las
operaciones en el mercado secundario podrán
realizarse bajo la forma de acuerdos bilaterales,
luego de lo cual deberán adecuarse al mecanismo
de subasta electrónica, una vez que esta se haya
implementado.
En aplicación del D. S. 046-2010-EM, EnerSur
y Kallpa firmaron un acuerdo de redistribución de
capacidad de transporte firme de gas natural con
vigencia entre el 20 de agosto de 2010 y el 4 de
agosto de 2011.
En el año 2010 se han adjudicado 7 procesos
de licitación de largo plazo para el suministro
a empresas distribuidoras al amparo de la LEGE. La demanda
requerida en todos estos procesos fue cubierta en su totalidad por
la oferta de los generadores participantes. EnerSur participó en 5
de ellos, convocados por Edelnor S. A. A., Hidrandina S. A. y Luz
del Sur S. A. A., en los cuales se adjudicó una potencia contratada
promedio de 662 MW para el periodo comprendido entre los años
2013 y 2025.
La oferta de generación en el SEIN, además de EnerSur, está
concentrada en los siguientes grupos principales: Endesa, el
Estado, Duke Energy, Israel Corp. y SN Power. La producción en el
SEIN se caracteriza por ser predominantemente hidráulica: 58.48%
de generación hidráulica y 41.52 % de generación térmica, durante
el año 2010.
Asimismo, en 2010 las ventas de energía en el SEIN estuvieron
constituidas por un 45% de ventas a clientes libres y un 55% de
ventas a clientes regulados. 6Los grandes clientes libres en su
mayoría son empresas mineras e industriales.
Durante 2009 y 2010, los costos marginales de energía en el
periodo de estiaje registraron valores menores a los presentados
en los últimos cuatro años como consecuencia de la aplicación del
D. U. 049-2008.
Estadística eléctrica a noviembre de 2010 publicada por la Dirección General de
Electricidad del MEM.
6
46
47
Gestión
comercial
Según cifras oficiales del COES, en 2010 la producción total
de energía eléctrica en el SEIN fue de 32,426.83 GWh, cifra que
supera en 8.8% la obtenida en 2009. La máxima demanda del
SEIN ocurrió el día 16 de diciembre de 2010 a las 19:30 horas y
alcanzó los 4,578.94 MW, lo que representa un incremento de
5.9% con relación a la máxima demanda registrada durante 2009.
Nuestros
clientes
EnerSur cuenta con una cartera de clientes
que se distribuyen en todo el país. A diciembre
de 2010, la cartera de clientes libres y regulados
de EnerSur en conjunto suma una potencia
contratada en hora punta de 810.38 MW, de los
cuales 311.95 MW corresponden a clientes libres
y 498.43 MW, a clientes regulados. En los cuadros
8 y 9 se muestra la potencia contratada por cada
cliente.
48
49
Cuadro 8. Clientes Libres a Diciembre de 2010
Cliente
Vencimiento
Potencia
contratada
en hora punta
(MW)
Potencia
contratada
fuera de hora
punta (MW)
Southern Perú Copper Corporation
17/04/2017
205.00
205.00
Quimpac S.A.
30/06/2020
18.00
56.00
PANASA S.A.C.
30/06/2020
12.00
12.00
Empresa Minera Los Quenuales
31/12/2012
21.00
21.00
Minera Bateas S.A.C.
31/01/2017
2.80
2.80
Compañía Minera San Juan (Perú) S.A.
31/03/2017
5.00
5.00
Compañia Minera Raura S.A.
30/04/2012
2.00
2.00
Azulcochamining S.A.
31/12/2010
2.00
2.00
Perubar S.A.
31/12/2012
1.60
1.60
Compañía Universal Textil S.A.
31/03/2013
3.35
4.20
Alicorp S.A.A.
31/03/2013
5.50
14.10
Industrias del Espino S.A.
31/03/2013
1.65
1.90
Textil Piura S.A.
31/03/2013
1.00
9.00
Universidad de Lima
30/04/2013
2.80
3.00
Xstrata Tintaya S.A.
30/04/2018
28.00
28.00
Manufactura de Metales y Aluminio Record S.A.
30/06/2013
Total
0.25
1.30
311.95
368.90
Cuadro 9. Clientes Regulados – Contratos Licitados a Diciembre de 2010
Cliente
Potencia
contratada
fuera de hora
punta (MW)
Luz del Sur (Licitación 2006)
31/12/2010
74.27
74.27
Electrosurmedio (Licitación 2006)
31/12/2010
7.59
7.59
Electronoroeste (Licitación 2006)
31/12/2010
6.28
6.28
Electronorte (Licitación 2006)
31/12/2010
5.94
5.94
Hidrandina (Licitación 2006)
31/12/2010
6.42
6.42
Electrosur (Licitación 2006)
31/12/2010
2.96
2.96
Edelnor (Licitación 2007 I-C-EDN)
31/12/2011
65.04
65.04
Edelnor (Licitación 2007 II-C-EDN)
31/12/2011
90.00
90.00
Electro Sur Medio (Licitación 2007 I-C-LDS)
31/12/2012
20.45
20.45
Edecañete (Licitación 2007 I-C-LDS)
31/12/2012
1.93
1.93
Luz del Sur (Licitación 2007 I-C-LDS)
31/12/2012
217.55
217.55
498.43
498.43
Total
50
Vencimiento
Potencia
contratada
en hora punta
(MW)
51
Cuadro 10. Clientes cuyos contratos vencieron durante el 2010
Cliente
Vencimiento
Potencia
contratada
en hora punta
(MW)
Potencia
contratada
fuera de hora
punta (MW)
Azulcochamining
31/12/2010
2.00
2.00
Luz del Sur S.A.A. (Licitación 2006)
31/12/2010
74.27
74.27
Electrosurmedio S.A.A. (Licitación 2006)
31/12/2010
7.59
7.59
Electronoroeste S.A.A. (Licitación 2006)
31/12/2010
6.28
6.28
Electronorte S.A.A. (Licitación 2006)
31/12/2010
5.94
5.94
Hidrandina S.A.A. (Licitación 2006)
31/12/2010
6.42
6.42
Electrosur S.A.A. (Licitación 2006)
31/12/2010
2.96
2.96
105.46
105.46
Total
Servicio
de atención al cliente
El servicio de atención al cliente que brinda EnerSur a través del
Centro de Control y Supervisión de Lima funciona las 24 horas del día
y los 365 días del año. Por medio de este sistema se coordinan con
el COES y los clientes y/o agentes del mercado de electricidad, en
tiempo real, las operaciones de nuestras centrales de generación y
líneas de transmisión con el fin de entregar un producto que cumpla
los estándares de calidad de la Norma Técnica de Calidad de los
Servicios Eléctricos (D. S. 020-97-EM) y otras normas aplicables.
Este Centro de Supervisión y Coordinación fue puesto en servicio
por EnerSur el 23 de agosto de 2005 y desde él se monitorea y
coordina las actividades de producción de EnerSur con otras
empresas dentro del COES.
EnerSur brinda a sus clientes un servicio de información y
asesoría permanente, pues pone a su disposición equipos de
última generación para la medición y el diagnóstico de la calidad
de la energía en el suministro eléctrico. Igualmente, contribuye
al desarrollo de soluciones energéticas y nuevos proyectos en
beneficio del cliente, así como en el uso eficiente de la energía.
52
53
Producción
de energía
Cuadro 11. Generación bruta de energia eléctrica por planta (GWh)
Planta
2010
C. T. Ilo1
%
499.49
10.65
C. T. Ilo21
1,066.92
22.76
C. T. ChilcaUno
2,429.59
51.82
692.59
14.77
4,688.59
100.00
C. H. Yuncán
Total
Cuadro 12. Evolución de la producción de energía (GWh)
Planta
C. T. Ilo1
2010
Variación (%)
2009
Variación (%)
2008
499.49
11.91
446.33
(21.80)
570.72
C. T. Ilo21
1,066.92
14.83
929.15
2.18
909.28
C. T. ChilcaUno
2,429.59
(4.81)
2,552.45
(0.33)
2,560.92
692.59
(15.72)
821.72
5.06
782.14
4,688.59
(1.29)
4,749.65
(1.52)
4,823.07
C. H. Yuncán
Total
Las centrales térmicas Ilo1 e Ilo21 aumentaron su producción
en el año 2010 con relación al año anterior debido a una mayor
demanda en el área sur del país, lo que causó que la interconexión
Centro-Sur por las líneas Mantaro-Socabaya operase en congestión
la mayor parte del tiempo.
En el caso de la C. T. ChilcaUno, esta disminuyó su producción
en el año 2010 con relación al año 2009 debido a un costo variable
mayor al año anterior.
La menor disponibilidad de agua ocurrida durante el año 2010,
frente al año anterior, provocó el descenso de la producción de la
C. H. Yuncán en 15.72% con respecto a 2009.
GWh
Cuadro 13. Producción de energía por mes, 2010
54
55
Monto de ventas
por potencia y energía
Las ventas por potencia y energía a clientes regulados se
incrementaron en 13.88%, con respecto a 2009, debido al inicio
de la vigencia de contratos por licitación. Asimismo, la venta
a las distribuidoras sin contrato disminuyó en 56.03% como
consecuencia de la activación de esos contratos. Las ventas por
potencia y energía a clientes libres se incrementaron en 3.37%, y
la venta de potencia y energía en el COES aumentó en 62.95%;
sobre todo porque se cobró el saldo de los costos incurridos por
la operación de nuestras unidades en el periodo 2009, cuyo costo
variable fue superior al costo marginal idealizado, de acuerdo con
el D. U. 049-2008. Finalmente, la venta total por potencia y energía
se incrementó 10.47% respecto del año anterior. Cuadro 14. Ventas
Netas de Energía, Potencia y Otros (miles USD)
Cuadro 14. Ventas netas de energía, potencia y otros (miles de
dólares)
Cliente
Southern Perú Copper Corporation
Clientes Libres
Clientes Regulados
COES
Distribuidoras sin contratos asignados
TOTAL
2010
Variación (%)
2009
154,803
2.25
151,389
37,882
8.21
35,007
119,942
13.88
105,319
45,972
62.95
28,212
3,424
-56.03
7,788
362,022
10.47
327,716
Cuadro 15. Facturación total por tipo de cliente y mes, 2010
Identificación de variables exógenas
que pueden afectar el negocio
Existen factores externos ajenos a la gestión que pueden afectar
significativamente la producción de energía eléctrica. Estos hechos
pueden ser debidos al clima, los precios internacionales de los
combustibles, los desbalances contractuales y/o la capacidad en
el sistema de transporte de gas natural, es decir, congestión de
transmisión, tal como se analiza a continuación.
Durante el año 2010, por efecto del crecimiento de la demanda
internacional, los precios de los combustibles fueron mayores a los
registrados en el año 2009.
El 3 de agosto de 2010 TGP efectuó una ampliación de capacidad
del ducto, con lo cual EnerSur activó el incremento de su capacidad
de transporte firme de 1’887,705 a 2’907,545 m3 por día.
En noviembre de 2010 ingresaron en operación comercial las
líneas de transmisión L-2267 y L-2268, que van de la Subestación
Carhuamayo Nueva a la Subestación Paragsha II en 220 kV, lo que
permitirá que la C. H. Yuncán incremente su producción debido a la
mayor capacidad del sistema de transmisión.
A pesar de la existencia de congestión en las líneas de
transmisión, principalmente en las líneas Mantaro-Socabaya, cuya
consecuencia es la mayor producción de las centrales térmicas
Ilo1 e Ilo21, los costos marginales se determinan considerando que
no existe restricción de transmisión de electricidad. El sobrecosto
de las centrales que operan con costos variables superiores a los
costos marginales se cubre mediante un cargo adicional en el
PCSPT.
56
57
Para el periodo 2010, en aplicación del D. U.
049-2008, los retiros de potencia y energía sin
contrato del mercado regulado se han asignado
a los generadores en proporción a su energía
firme eficiente anual, menos sus ventas de
energía por contratos. Como consecuencia de lo
anterior, durante el periodo 2010, el COES-SINAC
ha asignado a EnerSur un porcentaje promedio
anual de 47.39% del total de la energía de las
empresas distribuidoras sin respaldo contractual,
en cumplimiento de la Resolución Osinergmin
001-2009-OS/CD y sus modificatorias, la cual se
refiere a «Procedimientos para Compensación de
los Costos Variables Adicionales de los Retiros
sin Contrato». Esta asignación de demanda no
tiene un impacto negativo en EnerSur, ya que los
sobrecostos se compensan a través del cargo
adicional en el PCSPT.
Con el D. U. 032-2010 se dejó sin efecto la
compensación por capacidad de transporte firme
a que tenía derecho cada generador considerando
su consumo de gas natural y la capacidad de
transporte firme contratada.
Instalaciones
de la empresa
Desde 1997, EnerSur opera instalaciones de
generación y transmisión de energía eléctrica en
la provincia de Ilo, departamento de Moquegua.
En octubre de 2000 ingresó en operación
comercial la C. T. Ilo21. En septiembre de 2005
se incorporó la C. H. Yuncán, localizada en el
departamento de Pasco, y desde diciembre de
2006 se incorporó la C. T. ChilcaUno, situada
en el distrito de Chilca, provincia de Cañete,
departamento de Lima. EnerSur cuenta con tres
centrales termoeléctricas, una central hidráulica y
subestaciones eléctricas que le permiten atender,
a través del SEIN, a sus clientes en cualquier
lugar del Perú.
58
59
Central Termoeléctrica
Ilo1 (C. T. Ilo1)
• La C. T. Ilo1 fue adquirida en 1997 a Southern Perú Copper
Corporation (SPCC). Está ubicada al norte de la ciudad de Ilo,
junto a la fundición de cobre de SPCC.
• Cuenta con cuatro calderos de fuego directo, que operan con
petróleo residual 500 y suministran vapor para mover cuatro
turbinas. Asimismo, posee dos unidades a turbogás y un grupo
moto-generador que opera con biodiésel B2.
• La C. T. Ilo1 posee una potencia nominal de 261 MW y tiene
dos plantas desalinizadoras que proveen de agua industrial y
potable a la operación de la central y a SPCC.
Central Termoeléctrica
Ilo21 (C. T. Ilo21)
• Ubicada al sur de la ciudad de Ilo, la C. T. Ilo21 es la única
central de generación eléctrica a carbón en el Perú. Su
construcción se inició en julio de 1998 y entró en operación
comercial en octubre de 2000.
• Posee una turbina a vapor con una potencia nominal de 135
MW.
• La planta cuenta con una cancha de carbón con capacidad de
almacenamiento para 200 mil toneladas y un muelle de 1,250
metros de largo diseñado para buques de 70 mil toneladas de
desplazamiento.
• Dispone de dos plantas desalinizadoras que proveen de agua
industrial y potable a la operación de la central y una planta de
tratamiento de aguas destinada a la forestación de las áreas
circundantes a la central.
• Para el despacho de energía producida en C.T. Ilo21 hacia el
Sistema Interconectado Nacional y a sus clientes, EnerSur
implementó la expansión de un sistema de transmisión
eléctrica en la zona que consiste en una línea transmisión de
220 kV, doble terna Ilo21-Moquegua, de 400 MVA cada terna; la
subestación Moquegua equipada con dos autotransformadores
de 300 MVA cada uno; y las líneas de transmisión de 138 kV,
Moquegua-Botiflaca y Moquegua-Toquepala.
60
61
Central Hidroeléctrica Yuncán
(C. H. Yuncán)
• El 6 de febrero de 2004 EnerSur se adjudicó, a
través de un concurso público internacional,
la concesión de la C. H. Yuncán bajo la
modalidad de Contrato de Usufructo, por
un plazo de 30 años. El costo total de la
concesión asciende a 205 millones de dólares
que se dividen en: 1) 57.6 millones de dólares
por derecho de contrato, 2) 125 millones de
dólares por derecho de usufructo y 3) 22
millones de dólares en aportes sociales a la
zona de influencia. Estos dos últimos serán
pagados a lo largo de un periodo de 17 años.
• La C. H. Yuncán, con una potencia nominal
de 130.14 MW, se localiza en las cuencas
de los ríos Paucartambo y Huachón,
departamento y provincia de Pasco, 340
kilómetros al noreste de la ciudad de Lima.
• La C. H. Yuncán posee tres turbinas de 43.38
MW cada una, que le permiten producir
anualmente, en función de los recursos
hídricos disponibles, un promedio esperado
de 900 GWh de energía.
• En la captación del río Paucartambo se
ha construido una presa para formar el
reservorio de control diario de Huallamayo,
con una capacidad de 1,8 millones de metros
cúbicos y un volumen útil de 300 mil. El caudal
captado, mediante un sistema de túneles
que tiene una longitud total de 21 kilómetros,
llega al conducto forzado y luego a la casa
de máquinas en caverna donde, después de
ser aprovechado para generar energía, se
entregan las aguas al desarenador de la C.
H. de Yaupi de SN Power, la cual opera «en
cascada» con la C. H. Yuncán.
• La C. H. Yuncán comprende una línea de
transmisión de 220 kV y 50 kilómetros de
longitud, la cual conecta la central con el
Sistema Principal de Transmisión. Además,
la C. H. Yuncán puede transmitir la energía
generada a través del sistema de transmisión
de SN Power.
Central Termoeléctrica ChilcaUno
(C. T. ChilcaUno)
• La C. T. ChilcaUno se encuentra ubicada en
Chilca, 63.5 kilómetros al sur de la ciudad de
Lima.
provenientes de la subestación de Chilca
operada por la empresa Red de Energía del
Perú (REP).
• Es la primera central construida desde la
llegada del gas de Camisea para utilizar gas
natural como combustible.
• La central cuenta con una sala que centraliza
el monitoreo y el control de las tres unidades
de generación, así como de su estación de
regulación y medición de gas natural y su
subestación eléctrica.
• Posee tres turbinas a gas natural que operan
en ciclo abierto, con una potencia nominal
total de 559.8 MW. Dos turbinas de 180 MW
y una tercera de 199.80 MW de potencia
nominal.
• La construcción de la central empezó en
septiembre de 2005 y en diciembre de 2006
ingresó en operación comercial la primera
unidad, la segunda en julio de 2007 y la
tercera en agosto de 2009.
• La central cuenta con una estación de
filtración, regulación de presión y medición
de flujo que acondiciona y prepara el gas
natural de acuerdo con los requerimientos
de combustión de las turbinas.
• Para conectarse al SEIN y poder entregar la
energía generada dispone de una subestación
eléctrica de doble barra en 220 kV y torres
de transmisión donde se conectan las líneas
62
• Actualmente se está implementando el
proyecto de conversión a ciclo combinado
de la central, que consiste en el cierre de
los ciclos de las tres turbinas de gas y la
instalación de una nueva turbina a vapor
de aproximadamente 270 MW de potencia
nominal, lo que permitirá incrementar la
potencia total de la central a alrededor de
800 MW. La entrada en operación comercial
del proyecto ciclo combinado está prevista
para el segundo trimestre de 2013.
63
Subestación
de Moquegua
• La Subestación Moquegua se encuentra ubicada en la
provincia Mariscal Nieto, 6 kilómetros al sur de la ciudad de
Moquegua.
• Cuenta con una sala de control, dos transformadores de
300 MVA 138/220 kV y doble barra en 220 y 138 kV, donde
se conectan las líneas en 220 kV Socabaya-Moquegua, Ilo2Moquegua, Moquegua-Puno y Moquegua-Tacna; y en 138 kV
Ilo1-Moquegua, Moquegua-Botiflaca y Moquegua-ToquepalaREP.
• La subestación es un importante centro de recepción,
transformación y distribución de electricidad en el sur del país
que sirve de punto de conexión de las centrales Ilo1 e Ilo21 al
SEIN.
Líneas
de transmisión
EnerSur cuenta con un total de 274.28 kilómetros de líneas
de transmisión en 138 y 220 kV, repartidos según se indica a
continuación:
• Línea Ilo2-Moquegua (doble terna) con una longitud de 72
kilómetros y una capacidad de 400 MVA por cada terna en
220 kV.
• Línea Moquegua-Botiflaca1 con una longitud de 31 kilómetros
y una capacidad de 196 MVA en 138 kV.
• Línea Moquegua-Mill Site con una longitud de 39 kilómetros y
una capacidad de 100 MVA en 138 kV.
• Línea Ilo1-Moquegua con una longitud de 2.27 kilómetros y
una capacidad de 130 MVA en 138 kV.
• Línea Moquegua-Botiflaca2 con una longitud de 5.99
kilómetros y una capacidad de 160 MVA en 138 kV.
• Línea Santa Isabel-Carhuamayo Nueva (L-226) simple terna
con una longitud de 50 kilómetros y una capacidad de 260MVA
en 220 kV.
• Línea Chilca-REP (doble terna) con una longitud de 0.75
kilómetros y una capacidad de 600 MVA por cada terna en
220 kV.
64
65
Sistema
de supervisión
Con el fin de adecuar el Centro de Control de EnerSur a
las exigencias del Numeral 1.5.2 de la Norma Técnica para la
Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas
Interconectados, aprobada mediante Resolución Directoral 0142005-EM/DGE, y la Norma de Intercambio de Información en
Tiempo Real, aprobada por Resolución Directoral 055-2007-EM/
DGE del 20 de julio de 2009, EnerSur celebró un Contrato Llave
en Mano para la Adquisición de Bienes, Licencias y Prestación de
Servicios con Siemens S. A. C. y, de conformidad con sus términos,
Siemens S. A. C. implementó el Sistema de Supervisión de EnerSur
(SSE) que consta de diseño, fabricación, licenciamiento, montaje
y puesta en servicio de un sistema SCADA Spectrum Power CC.
Mediante el empleo del SSE se realiza de manera confiable
la supervisión de las centrales de EnerSur, la Subestación de
Moquegua y las principales instalaciones del SEIN, cumpliendo así
con las normas antes indicadas.
Cuadro 16. Características de las plantas
Plantas
C. T. Ilo1
Unidad
22.00
Vapor / R500
TV2
22.00
Vapor / R500
TV3
66.00
Vapor / R500
TV4
66.00
Vapor / R500
TG1
39.29
Diésel 2
TG2
42.20
Diésel 2
3.30
Diésel 2
Catkato
C. H. Yuncán
C. T. ChilcaUno
Total
66
Combustible
TV1
Subtotal C. T. Ilo1
C. T. Ilo2
Potencia
nominal
(MW)
260.79
TV21
135.00
Carbón / Diésel 2
G1, G2, G3
130.14
N. A.
TG11
180.00
Gas natural
TG12
180.00
Gas natural
TG21
199.80
Gas matural
1, 085.73
67
Principales inversiones
de la empresa
En sus 13 años de operación, EnerSur ha desarrollado diferentes
proyectos de inversión en el país, entre ellos la construcción de la
Central Termoeléctrica Ilo21, la adjudicación de la concesión de la
Central Hidroeléctrica de Yuncán y la instalación de tres turbinas en
la Central Termoeléctrica ChilcaUno, alcanzando al 31 de diciembre
de 2010 una potencia nominal de 1,085.73 MW.
Durante 2010, EnerSur anunció el desarrollo de tres nuevos
proyectos de generación eléctrica por un total de aproximadamente
782 MW de capacidad instalada adicional, cuya inversión total se
puede estimar en alrededor de 800 millones de dólares.
Proyecto Ciclo Combinado
ChilcaUno
El proyecto consiste en la conversión a ciclo combinado de la C. T.
ChilcaUno mediante la instalación de tres calderos de recuperación
de calor, una turbina a vapor de aproximadamente 270 MW de
potencia nominal (incrementándose la potencia nominal de la
central hasta aproximadamente 800 MW), un aerocondensador de
40 celdas y un sistema de tratamiento de agua que incluye una
planta desalinizadora, una planta desmineralizadora y una planta de
tratamiento de aguas industriales; además de líneas de captación
de agua de mar, descarga de salmuera y tubería de conducción de
agua desalinizada de 4.5 kilómetros de longitud. El proyecto incluye
también la reubicación de las líneas de transmisión de 220 kV de la
actual Subestación Chilca REP a la nueva Subestación Chilca REP.
Como ya se ha indicado, a fines de mayo de 2010 se firmó un
contrato de construcción llave en mano EPC con la empresa Posco,
el cual entró en vigencia el 8 de junio de 2010. En septiembre se
firmaron los contratos para el Owner’s Engineer con Tractebel
Engineering y para el suministro y la instalación de la conexión a
la Subestación Chilca y la reubicación de las líneas de 220 kV con
Siemens S. A. C.
La entrada en operación comercial del Proyecto Ciclo Combinado
se estima para el segundo trimestre de 2013.
Este proyecto representa una inversión aproximada de 350
millones de dólares.
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69
Proyecto Central Hidroeléctrica
Quitaracsa I
El proyecto consiste en la construcción de una central
hidroeléctrica de 112 MW de potencia nominal, ubicada en la
provincia de Huaylas, departamento de Áncash. La central consta
de dos turbinas Pelton, una presa de 450 mil m3 en el río Quitaracsa,
con un túnel de conducción de aproximadamente 5 kilómetros y
una caída bruta de 862 metros.
El esquema contractual del proyecto incluye un contrato de obras
civiles a precios unitarios, suscrito en noviembre de 2010 con la
empresa JME S. A. C.; un contrato EPC de suministro y montaje
de equipos, suscrito con las empresas Rainpower Norway A. S.,
Rainpower Perú S. A. C. y STE Energy S.p.A.; un contrato de
ingeniería de detalle de obras civiles, administración de interfaces
y supervisión en sitio que será ejecutado por la empresa Tractebel
Engineering (LEME & Coyne et Bellier); y un contrato EPC para la
instalación de las líneas de transmisión de 220 kV y 13.8 kV.
Los trabajos de construcción y montaje se iniciarán en febrero de
2011, estimándose un periodo de construcción de 43 meses. La
entrada en operación comercial de esta central está prevista para
octubre de 2014.
Este proyecto representa una inversión aproximada de 250
millones de dólares.
Proyecto
Reserva Fría
En el marco del Concurso Público Internacional en la modalidad
de Concurso de Proyectos Integrales para otorgar en concesión el
proyecto Reserva Fría de Generación (Planta Trujillo, Planta Ilo, Planta
Talara) conducido por Pro Inversión, con fecha 25 de noviembre
de 2010 se adjudicó a EnerSur la concesión del Proyecto Reserva
Fría de Generación Planta Ilo, para la construcción y la operación
de una central termoeléctrica dual ubicada en Ilo, departamento
de Moquegua, con una capacidad aproximada de 400 MW. Esta
central tendrá por objeto asegurar la disponibilidad de potencia y
energía en el SEIN para enfrentar situaciones de emergencia en el
abastecimiento o por eficiencia operativa.
En virtud de los términos del contrato de concesión entre EnerSur,
como concesionario, y el MEM, como concedente, el plazo de
concesión será de 20 años más el plazo de construcción, el cual
se computa desde la fecha de puesta en operación comercial de la
central, la cual se estima para mediados de 2013.
La inversión total estimada para la construcción de la central
asciende a 200 millones de dólares, aproximadamente.
70
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Proyecto
Huangush
El 24 de diciembre de 2009, EnerSur suscribió con Electroandes
S. A. (hoy SN Power Perú S. A. [SNPP]) el Acuerdo de Ejecución
del Proyecto Ampliación del Embalse Huangush Bajo y Beneficios
de este. El proyecto consiste en el afianzamiento de la laguna
Huangush Bajo mediante la construcción de un dique de 16 metros
e instalaciones adicionales que permitirán incrementar la capacidad
de embalse en 3.8 millones de metros cúbicos. De esta manera se
pondrá aumentar la producción durante el periodo de estiaje de las
centrales hidroeléctricas Yuncán y Yaupi en aproximadamente 4.8
GWh.
El activo fijo es propiedad exclusiva de SNPP, la cual es la única
responsable por su construcción y ejecución, además de mantener
el activo en condiciones normales mientras dure su vida útil. Los
trabajos de construcción se iniciaron en mayo de 2009 y se estima
su culminación durante el periodo de estiaje de 2011.
La inversión asumida por EnerSur para este proyecto asciende a
3.4 millones de soles.
Procesos legales,
judiciales,
administrativos
o arbitrales
72
73
EnerSur no es parte de ningún proceso judicial, administrativo
o arbitral que de ser resuelto en contra de sus intereses pudiera
implicar una contingencia económica que en opinión de la gerencia
pudiese afectar de manera significativa y adversa los resultados de
EnerSur.
74
75
Información
corporativa
3
Recursos
humanos
76
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El área de Recursos Humanos tiene como misión atraer, cuidar,
retener, motivar y desarrollar personas; es decir, el talento humano
necesario para asegurar un crecimiento sostenible. Debe preparar
a los trabajadores para los desafíos futuros y mantener un clima
laboral positivo.
La política de Recursos Humanos está enfocada principalmente
en los siguientes aspectos:
• Política salarial basada en cuatro pilares: desempeño,
experiencia, mercado (equidad externa) y grado (equidad
interna).
• Sistema de evaluación del desempeño con un enfoque en la
productividad y la retroalimentación para la mejora continua.
• Capacitación constante enfocada en el middle management.
• Desarrollo de habilidades de liderazgo para las jefaturas.
• Desarrollo de talentos a través de evaluaciones de potencial.
• Constante mejora en la comunicación interna.
• Buenas prácticas para reforzar la motivación, la confraternidad
y el trabajo en equipo.
• Programa Semillero de Talentos, orientado a promover el
empleo en el país e incorporar jóvenes talentos que puedan
crecer y desarrollarse en la organización.
Dotación de personal
Al final del año 2010 el personal de EnerSur ascendió a 350
personas.
Cuadro 17. Personal de la empresa
Rubro
2010
Plana gerencial
Empleados
10
340
Capacitación
La empresa brinda capacitación a todos los trabajadores de
EnerSur de acuerdo con un diagnóstico previo de necesidades,
prioridades de la organización y presupuesto establecido.
Toda capacitación está orientada a generar un valor para la
empresa y el trabajador, así como a mejorar el desempeño del
trabajador en su puesto de trabajo en pro de su desarrollo.
La capacitación en la empresa está dividida en cuatro bloques:
• Capacitación en Gestión Humana,
habilidades de comportamiento.
permite
desarrollar
• Capacitación Corporativa Interna, brinda conocimientos
relacionados con el negocio y/o las actividades o los sistemas
internos.
• Capacitación Técnica, ofrece conocimientos técnicos relacionados
con la función.
• Capacitación en Seguridad, Salud Ocupacional y Medio
Ambiente, proporciona lineamientos para realizar el trabajo en
forma segura, minimizando los riesgos para la salud y alineado
con la conservación del medio ambiente.
Enfocada en el desarrollo profesional y personal de sus
colaboradores, durante el año 2010 el número de personas
capacitadas ascendió a 335 trabajadores.
En este periodo Enersur invirtió más de 400 mil dólares en la
capacitación de sus trabajadores.
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Cuadro 18. Principales indicadores de capacitación, 2010
Indicadores de capacitación
Gasto en capacitación
Horas de capacitación (HC)
Número de capacitados
Horas promedio por empleado
Personal capacitado
Gasto promedio por empleado
Unidades
Total
Dólares
413,911
Horas
14,201
Número
335
Horas
41
Porcentaje
95.7
Dólares
1,183
Pliego del sindicato
Con base en el diálogo y el respeto mutuo, EnerSur suscribió
con el sindicato de trabajadores de EnerSur un convenio con una
vigencia de 2 años (de enero de 2010 a diciembre de 2011). A la
fecha, es el pliego de mayor plazo y menor tiempo de negociación
que EnerSur ha negociado con dicho sindicato.
Campaña de beneficios
Durante el año 2010, Recursos Humanos llevó a cabo la Campaña
de Beneficios, a través de la cual reforzó el conocimiento de cada
uno de los beneficios que ofrece la empresa a todos sus trabajadores
y la creación de valor en los usuarios que estos significan.
Cuadro 19. Principales beneficios para el personal de EnerSur
Beneficios 2010
Bonificación por escolaridad
Asignación vacacional
Bonificación por quinquenio
Seguro médico privado de salud familiar
Asignación por mudanza
Alimentación en plantas
Bonificación por fallecimiento
Teletrabajo para mujeres durante el primer año posnatal
Permisos por matrimonio
Movilidad a plantas
Seguro de vida desde el inicio de la relación laboral
Actividades y celebraciones para el trabajador y su familia
Business
Quality
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Durante 2010, EnerSur fortaleció el funcionamiento del
Sistema Integrado de Mejora de Procesos (Simple), sistema de
gestión implementado el año anterior para asegurar la mejora
continua de todos sus procesos y su alineamiento a nuestra
Misión, Visión y Valores.
Para contribuir con este sistema se ejecutaron varios
proyectos de mejora continua que tuvieron como principales
resultados los siguientes:
• La obtención por segunda vez consecutiva de la
recertificación en el cumplimiento de las normas ISO
9001, ISO 14001 y OHSAS 18001; consolidándose así
nuestro compromiso con la calidad, el respeto del medio
ambiente y la seguridad y la salud ocupacional de todos
nuestros colaboradores.
• La implementación de nuevos estándares corporativos de
gestión ambiental y seguridad y salud ocupacional.
• La automatización de nuestro proceso de mejora continua
mediante la implementación de una aplicación web (Portal
Simple) que permite gestionar en forma amigable y sencilla
las oportunidades de mejora identificadas.
• El desarrollo y la implementación de una herramienta
integrada al ERP de la empresa (siglas en inglés de
planificación de recursos empresariales) que permite
asegurar una adecuada separación de funciones en todos
los procesos de la empresa.
Gestión
de calidad
La política de calidad está dirigida a que cada
persona de la empresa oriente su trabajo al logro
de la máxima satisfacción del cliente, tanto interno
como externo, incrementando permanentemente
el valor de la empresa para el accionista a través
de nuestra productividad.
EnerSur desarrolla una gestión comprometida
con sus accionistas, trabajadores, clientes y
proveedores. Por ello, a lo largo del año se han
desarrollado cursos de capacitación y talleres que
han tenido como resultado un mejor conocimiento
y entendimiento tanto de las normas como de las
herramientas que brinda el sistema integrado de
gestión en calidad, medio ambiente, seguridad y
salud ocupacional.
82
83
Gestión
ambiental
Nuestra línea de acción considera el desarrollo
sostenible
mediante
el
aprovechamiento
adecuado de los recursos naturales con el fin
de preservarlos para generaciones futuras y el
respeto al medio ambiente expresado en nuestra
política y en la carta ambiental de GDF SUEZ.
Nuestro Plan de Manejo Ambiental está
orientado a la mejora continua mediante el
cumplimiento de los compromisos del Programa
de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA) para
la C. T. Ilo1 y los Estudios de Impacto Ambiental
(EIA) para la C. T. Ilo21, la C. H. Yuncán y la C. T.
ChilcaUno, los cuales cumplen con la normativa
ambiental aplicable a nuestras actividades.
Asimismo, el proyecto de conversión a Ciclo
Combinado de la C. T. ChilcaUno, cuenta con un
Programa de Manejo Ambiental (PMA) aprobado y
en ejecución; el proyecto de la C. H. Quitarasca I,
posee un EIA aprobado y en ejecución; y finalmente,
el proyecto Reserva Fría de Generación en Ilo,
cuenta con un PMA en elaboración.
Prácticas ambientales
EnerSur participa activamente en el desarrollo y el impulso de
proyectos y actividades en beneficio del medio ambiente en las
comunidades y las zonas donde sus actividades tienen influencia.
Monitoreo ambiental
EnerSur cumple con el monitoreo periódico de sus efluentes
líquidos, emisiones gaseosas, calidad del aire, ruido ambiental y
los campos electromagnéticos. Los resultados de estos monitoreos
se presentan dentro de los plazos establecidos por la autoridad
competente y son verificados periódicamente por el ente supervisor.
Manejo de residuos
EnerSur, en cumplimiento de la Ley General de Residuos Sólidos
y su Reglamento, realiza la gestión de residuos en tres etapas:
• Recolección y segregación en origen de los residuos: cuenta
con puntos de recolección para residuos en cada instalación.
• Almacenamiento central de residuos: cada central tiene un
patio de almacenamiento temporal de residuos, denominado
PAT.
• Transporte y disposición final de los residuos: realizado por
empresas autorizadas por la Dirección General de Salud
Ambiental (Digesa).
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• Revisión por la autoridad competente de todo el proceso de
recolección, transporte y disposición final en cumplimiento de
la reglamentación respectiva. Durante el año 2010 se generaron 157 toneladas de residuos
asimilables a urbanos y 96 toneladas de residuos industriales
peligrosos que fueron adecuadamente dispuestos en rellenos de
seguridad.
Asimismo, se destinaron para reciclaje 31 toneladas de residuos
reciclables peligrosos. Entre ellos aceite usado, borras de
hidrocarburos y baterías ácido-plomo; y 133 toneladas de residuos
no peligrosos reciclables, como chatarra metálica, madera y
neumáticos para su aprovechamiento por empresas recicladoras.
Utilización del agua tratada
Enersur emplea agua tratada para el riego de áreas verdes, para
ello cuenta con una planta de tratamiento de aguas servidas con
capacidad para tratar 550 m3 /día.
Programa de forestación
La C. T. Ilo21 posee más de 11 hectáreas forestadas que se
riegan con agua proveniente de su planta de tratamiento.
Gestión de
seguridad y
salud
ocupacional
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EnerSur desarrolla y pone en práctica un
Programa de Seguridad y Salud Ocupacional
orientado a velar por la integridad física de sus
colaboradores, contratistas y visitantes. Por ello
mantiene, desde el año 2004, la certificación
OHSAS 18001.
Política en seguridad y salud ocupacional
Como complemento a las certificaciones
alcanzadas en todas nuestras sedes se ha
establecido una Política de Seguridad y Salud
Ocupacional (SSO) que detalla el compromiso
asumido por EnerSur con el inmediato
cumplimiento de la legislación aplicable, así como
la reducción continua de riesgos y la prevención
de accidentes. Esta política ha sido difundida
entre todos nuestros colaboradores.
En esta misma línea, en toda la organización
se puso a prueba el Plan de Contingencia de la
empresa con la participación del personal y los
contratistas.
Inspección y monitoreo
Mediante el Plan de Inspecciones y Monitoreos
se ha logrado cubrir las exigencias legales,
identificar las oportunidades de mejora dentro de
cada instalación y, fundamentalmente, reducir los
riesgos presentes en nuestras actividades que
pueden afectar a los miembros de nuestro equipo
humano.
Los resultados de las mediciones realizadas
nos muestran que nos encontramos por debajo
de los límites permitidos por las normas vigentes.
Capacitación
Resultados en EnerSur
El programa de capacitación en seguridad
y salud ocupacional comprende reuniones
semanales con el personal, entrenamientos en
primeros auxilios, combate de incendios, rescate
industrial y manejo de materiales peligrosos.
Asimismo, capacitación con cursos específicos
de seguridad para trabajos de alto riesgo dirigida
a supervisores de planta y coordinadores de
mantenimiento y servicios.
Durante el 2010 fueron reportados a la autoridad
competente dos accidentes incapacitantes (EnerSur
y contratistas). En el mismo periodo, no ocurrieron
accidentes fatales entre el personal de EnerSur ni
sus contratistas).
Gestión social:
Creciendo Juntos
88
89
Para EnerSur, Creciendo Juntos significa crecer de la mano con
sus comunidades y para ello un objetivo fundamental es impulsar
su política de responsabilidad social y desarrollo sostenible, tal
como lo hace en el mundo el Grupo GDF SUEZ en todas sus zonas
de operación.
En la actualidad la labor de responsabilidad social de EnerSur
beneficia a miles de pobladores de los distritos de Chilca, Lima;
Huachón y Paucartambo, Pasco; y de las ciudades de Ilo y
Moquegua, Moquegua.
Para lograrlo enfoca su trabajo en 7 líneas de acción claramente
definidas:
1. Desarrollo de Capacidades
2. Educación, Deporte y Cultura
3. Salud
4. Medio Ambiente
5. Desarrollo Productivo
6. Infraestructura
7. Donaciones y otras actividades
Durante 2010 EnerSur puso en marcha diversas actividades con
las que ha contribuido de manera significativa a mejorar el entorno
y la calidad de vida de sus zonas de intervención.
Desarrollo
de capacidades
Programa Buenas Prácticas Alimentarias y Gastronómicas
Con el objetivo de capacitar a las madres de familia en la
preparación de alimentos nutritivos con productos oriundos de
las zonas de intervención y mejorar la calidad nutricional de las
familias, EnerSur capacitó a 284 madres de familia de Chilca,
Lima; Ilo, Moquegua; y Huachón y Quiparacra, Pasco. El Programa
Buenas Prácticas Alimentarias y Gastronómicas pretende mejorar
los conocimientos sobre cocina y pastelería de las madres de
familia, con la finalidad de dar un mayor valor agregado a la dieta
diaria de sus hogares.
Estos cursos de capacitación incluyeron técnicas de higiene y
manipulación de alimentos para mejorar su calidad de vida, bajo
un enfoque de fortalecimiento del papel de la mujer como pieza
fundamental del desarrollo y el progreso de la comunidad. Para
finalizar las capacitaciones, EnerSur organizó un concurso y una
feria gastronómica en cada una de las zonas de intervención. Las
madres pertenecientes a los comedores ganadores del concurso se
hicieron acreedoras de dinero y bienes materiales para mejorar el
equipamiento de sus comedores.
Capacitación a docentes de Chilca
EnerSur organizó, junto con la Municipalidad de Chilca y la UGEL
8 de Cañete, el taller Programación, Diversificación Curricular
y Realidad Regional, en beneficio de los docentes del distrito de
Chilca. El programa fortaleció las capacidades y los conocimientos
de 60 docentes de las diversas instituciones educativas de Chilca de
los niveles inicial, primario y secundario. Estas jornadas educativas
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sirvieron también a los profesores para continuar progresando en
el escalafón docente, de acuerdo con la nueva Ley de la Carrera
Magisterial.
Programa de desarrollo de capacidades para organizaciones
sociales de base
EnerSur brindó cursos de capacitación en artesanía textil a la
Asociación de Mujeres Emprendedoras del anexo Las Salinas de
Chilca, con la finalidad de que puedan aprender una nueva actividad
que sea la base de un pequeño negocio. Entre los productos que
las mujeres aprendieron a realizar se encuentran pisos, alfombras y
manteles hechos con yute y lana. Estos cursos tuvieron una duración
de 4 meses, entre enero y abril de 2010.
Programa OES Joven
Un año más, continuó el apoyo a la Organización de Educación
y Salud Juvenil (OES Joven) de Ilo, institución encargada de
promover y desarrollar destrezas sociales en los adolescentes para
una adecuada toma de decisiones respecto de la incorporación
de estilos de vida saludables; por ejemplo, prevención de los
embarazos no deseados, las enfermedades de transmisión sexual
y contra el consumo de drogas. De esta forma, EnerSur promovió
la formación de espacios donde se incentiva una vida saludable
entre los adolescentes estudiantes de Ilo. En 2010 se realizaron
300 sesiones educativas que incluyeron charlas de prevención,
entrega de material informativo, juegos y dinámicas dirigidas a los
adolescentes y los jóvenes de Ilo.
Educación,
deporte y cultura
Maratón de la energía
EnerSur celebró durante el 2010 la novena edición de la
tradicional Maratón de la Energía en la provincia de Ilo, Moquegua.
Esta maratón se ha convertido en uno de los eventos deportivos
nacionales más importantes desarrollados al interior del país,
posicionando a la ciudad de Ilo dentro del calendario de sedes de
competencias nacionales para maratonistas. En su edición 2010, la
Maratón de la Energía congregó a más de 1,300 corredores entre
escolares, corredores aficionados, profesionales y deportistas
extranjeros. Además de los premios individuales a los ganadores de
la competencia, la empresa premió a las instituciones educativas
de Ilo que ocuparon los primeros lugares con financiamiento para
mejorar las instalaciones de sus centros educativos. La Maratón de
la Energía es una clara muestra del compromiso de EnerSur con la
juventud, el deporte y la promoción de espacios de recreación y
valores colectivos en beneficio de la población.
La Caravana Escolar
Con el objetivo de contribuir a mejorar la educación de los
niños de las zonas de influencia de la empresa, EnerSur entregó a
5,000 estudiantes pertenecientes a 14 colegios de Chilca, Lima, y
Moquegua paquetes escolares para el periodo escolar, los cuales
incluyeron lapiceros, colores, lápices, borradores, cuadernos y
reglas, entre otros útiles. La Caravana Escolar de EnerSur estuvo
integrada por personal voluntario de la empresa que realizó la
distribución del material escolar colegio por colegio, entregando
directamente los paquetes a los niños beneficiados.
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Premio Excelencia Francia-Perú
EnerSur promovió, junto con la Fundación Franco-Peruana, la
beca de capacitación integral de estudios en Francia, denominada
Premio Excelencia Francia-Perú, dirigida a premiar el proyecto más
destacado en mejora educativa presentado por un profesor de la
ciudad de Chilca, Lima. La beca consiste en un curso intensivo de
francés, pasajes de ida y vuelta, viáticos, facilidades para el trámite
de visa y un curso de especialización en formación docente en
cualquier instituto o universidad de Francia.
Club Deportivo EnerSur
El Club Deportivo EnerSur (CDE) de la ciudad de Ilo, institución
deportiva financiada por EnerSur, obtuvo de la Federación Peruana
de Fútbol la instalación del Centro de Alto Rendimiento de la Región
Moquegua. Con esto, el Club Deportivo EnerSur podrá albergar y
entrenar a jóvenes talentosos de la región que luego podrán formar
parte de la preselección nacional Sub 17. Desde hace 8 años, el
Club Deportivo EnerSur ha logrado diferentes reconocimientos en
la Región Moquegua, convirtiéndose así en la institución deportiva
más representativa de esta gracias al apoyo que le brinda EnerSur
como patrocinador oficial del club.
Visitas a las centrales
Comprometidos con la formación de los estudiantes peruanos,
EnerSur coordinó la realización de diversas visitas guiadas a
las centrales termoeléctricas de Ilo21 y ChilcaUno. En 2010,
EnerSur recibió a 2,730 alumnos de secundaria y universitarios
de 37 instituciones educativas, quienes pudieron participar de
una entretenida visita a las instalaciones de estas centrales para
conocer el proceso de generación de energía eléctrica en el país.
Protegiendo los derechos del niño, la mujer y el
adolescente
EnerSur implementó, junto a la Defensoría Municipal del Niño y
Adolescente (Demuna), el Programa Defensa de la Mujer, el Niño
y el Adolescente del distrito de Chilca; con el objetivo de prevenir
y sensibilizar a los padres de familia sobre los actos de violencia
familiar, especialmente, en agravio de mujeres y menores de edad.
Este programa, que constó de 4 etapas con una duración de 3
meses cada una, desarrolló diversos talleres con adolescentes y
jóvenes del distrito de Chilca en los temas Deserción y Ausentismo
Escolar y Prevención del Pandillaje Pernicioso.
Charlas sobre seguridad a estudiantes de secundaria
El tema de la seguridad y la salud ocupacional en las empresas
hoy en día es tan importante como la gestión de calidad. Por ello,
para mantener los estándares de seguridad, profesionales de la C. T.
ChilcaUno explicaron lo valioso de aplicar medidas de seguridad a
los estudiantes de secundaria de los institutos educativos de Chilca
durante sus visitas a las instalaciones de la empresa. Igualmente,
destacaron la importancia de tomar medidas de prevención y
minimización de riesgos al aproximarse a las líneas de transmisión
eléctrica que atraviesan la ciudad, así como brindaron importantes
consejos sobre el tema del ahorro en el consumo de energía en los
hogares.
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Salud
Chilca Saludable: campaña de atención integral de salud
EnerSur, con el apoyo de la Microrred de Salud de Chilca y
la Municipalidad Distrital de Chilca, inició el programa Chilca
Saludable, con la finalidad de hacer llegar a la población chilcana
diversos y necesarios servicios de salud. A través de un equipo
de prestigiosos médicos se atendió en forma gratuita, de manera
itinerante, a 300 personas de Chilca Urbano, Las Salinas, Olof
Palme y el Asentamiento Humano 15 de enero. El programa
focalizó su acción en las madres gestantes y los niños menores
de 12 años de escasos recursos. EnerSur apoyó esta campaña
con material logístico, insumos médicos y medicamentos. Entre
las especialidades que se brindó a los pobladores estuvieron
psicología, medicina general, pediatría, nutrición y odontología.
Medio
Ambiente
EcoChilca: juntos protegemos el medio ambiente
EnerSur inició el desarrollo de un programa de gestión ambiental
denominado EcoChilca, el cual está orientado a generar en la
población una cultura de protección y conservación del medio
ambiente, tanto en familias e instituciones educativas como en la
comunidad en general del distrito de Chilca, Lima. El programa es
ejecutado en 19 instituciones públicas y privadas e instituciones
educativas. Se estima un beneficio para más de 3,000 vecinos. En
2010 se estableció la línea de base que permitirá la elaboración de
un diagnóstico socio-ambiental de Chilca y sus poblados anexos.
Igualmente, se ha desarrollado la elaboración y la ejecución de
un plan de trabajo ambiental para formular políticas públicas en
gestión ambiental y la formación de mesas de diálogo.
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97
Desarrollo
Productivo
Proyecto de mejora de la gestión agraria
EnerSur emprendió el Proyecto de Mejora de la Gestión Agraria
de los productores de Huachón, Quiparacra y Puagmaray, con la
finalidad de incrementar la cantidad y la calidad de los cultivos de
la zona a través de información científica verificable y capacitación
a los comuneros. Con este proyecto, EnerSur comprometió a los
pobladores de estas zonas a involucrarse en su propio desarrollo
a través de proyectos productivos sostenibles. Entre las acciones
más ambiciosas que se han ejecutado está la formulación de
la zonificación agraria ambiental de Huachón, Quiparacra y
Puagmaray para fortalecer las capacidades tecnológicas en gestión
productiva-ambiental. De igual manera, se completaron los mapas
de suelo de las tres zonas, el mapa hidrográfico y geohídrico, y el
mapa de cobertura vegetal para conocer de manera certera a partir
de información científica los tipos de suelo, el clima y la cantidad de
agua existente en estos lugares.
Igualmente, se implementaron 6 parcelas demostrativas piloto de
cultivos rentables como capulí, granadilla, alfalfa y orégano, para
que los pobladores puedan cambiar paulatinamente la siembra de
productos tradicionales por otros de mayor demanda económica.
Se desarrollaron también actividades de asistencia técnica dirigidas
a los agricultores. De esta manera se entrenó a 700 productores en
el cultivo de granadilla, rocoto, alfalfa, orégano y hortalizas.
Infraestructura
Básica
Pavimentación de pistas del distrito de Chilca
Como parte del Convenio de Cooperación entre EnerSur y
la Municipalidad Distrital de Chilca, Lima, la empresa concluyó
las obras de pavimentación de los jirones Huancavelica, Ramón
Castilla, Los Conquistadores y la calle Juan Pablo, cuatro de las
vías más importantes de Chilca. La inversión de EnerSur para el
mejoramiento del asfaltado de la ciudad ascendió a 239,999 soles.
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99
Donaciones
y otras actividades
Reconocimiento al Esfuerzo EnerSur 2010
EnerSur llevó a cabo la primera edición del premio Reconocimiento
al Esfuerzo EnerSur 2010, que busca incentivar el trabajo de las
asociaciones de productores de Huachón y Quiparacra, Pasco,
formadas a través de los proyectos productivos de la Asociación
Fondo Social Yuncán. Los tres primeros puestos ganadores fueron
asociaciones que se dedican al cultivo de rocoto y granadilla. Estas
asociaciones obtuvieron 15 mil soles en bienes materiales como
reconocimiento a su esfuerzo en la formalización de sus asociaciones,
el trabajo en equipo, la mejora en la calidad de la producción y sus
importantes avances en materia de comercialización y márketing
de sus productos.
Ambulancia para el Hospital de Ilo
EnerSur gestionó la donación de una moderna ambulancia de
soporte vital básico para el Hospital de Ilo por un valor de 66,400
dólares. El equipamiento de esta ambulancia corresponde al nivel
III, es decir, es un vehículo que puede ser utilizado en el traslado y
la atención médica avanzada de pacientes en estado crítico o de
alto riesgo. Cuenta con equipos de aspiración portátil, intubación
orotraqueal y electrocardiógrafo, entre otros instrumentos
fundamentales para la mejor atención de pacientes en riesgo. De
esta forma EnerSur contribuyó a reforzar los servicios de atención
de emergencias del nuevo Hospital de Ilo.
Vehículo 4 x 4 para la Policía Nacional de Chilca
EnerSur, en su esfuerzo para promover una ciudad segura y
contribuir a mejorar la calidad de vida de los vecinos de Chilca,
Lima, entregó una camioneta Toyota 4 X 4, de anterior uso de la
C. T. ChilcaUno, para apoyar las labores de patrullaje de la Policía
Nacional del Perú (PNP). EnerSur colaboró una vez más con el
trabajo que desarrolla la PNP con el Plan de Seguridad Ciudadana
de Chilca, en el cual la empresa participa activadamente dentro de
las tareas de seguridad como elemento clave para el bienestar de
la comunidad chilcana.
Mobiliario a institución educativa de Chilca
La falta de un adecuado mobiliario escolar es una de los
principales problemas de las instituciones educativas del distrito de
Chilca; por ese motivo, EnerSur entregó 30 carpetas y 60 sillas al
Instituto Educativo República de Suecia.
100
101
Asociación
Fondo Social
Yuncán
A comienzos del año 2009 se constituyó la
Asociación Fondo Social Yuncán (AFSY) entidad
que, en el marco del Decreto Legislativo 996 y
su Reglamento, Decreto Supremo 082-2008EF, recibió la transferencia de recursos del
Fideicomiso Aporte Social Yuncán a cargo de
Pro Inversión (la Agencia de Promoción de la
Inversión Privada). EnerSur es miembro de la
AFSY, conjuntamente con las Municipalidades de
la zona de influencia de la Central Hidroeléctrica
de Yuncán. Actualmente la AFSY administra los
aportes sociales de EnerSur por el usufructo de
la C. H. Yuncán. La AFSY tiene como objetivo
financiar programas de carácter social destinados
a la ejecución de proyectos de desarrollo
sostenible en beneficio de la población ubicada
en la zona de influencia de la C. H. Yuncán.
Proyectos
Ejecutados
Proyectos productivos
Se ejecutaron cuatro proyectos productivos para mejorar la
producción y la comercialización de rocoto, papa, granadilla y trucha
en los centros poblados de Quiparacra y Puagmaray, distrito de
Huachón, Pasco. Como resultado de estas iniciativas se benefició
a 3,780 personas. Al término de 2010 los proyectos productivos
apoyaron a 787 agricultores de papa, 79 criadores de trucha que
cuentan con infraestructura necesaria para la crianza de estos peces
y 28 agricultores de granadilla que comercializan directamente su
producción en Lima con importantes cadenas de supermercados.
Asimismo, se brindó apoyo a 52 productores de rocoto que
comercializan sus productos directamente en supermercados de
la capital a precios competitivos que favorecen al agricultor de la
zona. Se desarrollaron también mecanismos de financiamiento
para que los pequeños productores puedan ser sujetos de crédito,
promoviendo la asociatividad que contribuye a tener condiciones
adecuadas de gestión de la comercialización. EnerSur, a través
del Fondo Social Yuncán, invirtió en estos proyectos productivos
812,000 soles, aproximadamente.
Telefonía en Paucartambo
El Fondo Social Yuncán desarrolló el proyecto de telefonía móvil
en Paucartambo, Pasco, consistente en la instalación y la cobertura
telefónica móvil para la población de los centros poblados Acopalca,
Auquimarca, Bellavista, Huallamayo y La Victoria. El proyecto de
telefonía móvil permite contar con telefonía fija inalámbrica dentro
de los hogares de Paucartambo y con telefonía para el desarrollo de
locutorios públicos. La cobertura telefónica cubre aproximadamente
el 90% de la población de Paucartambo, es decir, unas 18,800
102
103
personas en total. La inversión destinada fue de 527,141 soles. Con
este proyecto se busca mejorar la calidad de vida de la población
de estos centros poblados de Paucartambo, pues por primera
vez podrán estar comunicados con familiares, amigos, clientes
y proveedores desde sus hogares. Asimismo, la telefonía móvil
funciona como una herramienta vital para la generación de trabajo,
dado que permite la reducción de los costos de desplazamiento a
otros lugares para la realización de negocios ligados a la agricultura
y la ganadería.
Entrega de mobiliario escolar
En el marco del proyecto Implementación de Instituciones
Educativas con Mobiliario Escolar, el Fondo Social Yuncán entregó
286 piezas 4 instituciones educativas de nivel inicial, primario
y secundario pertenecientes al centro poblado Quiparacra.
Estos muebles fueron elaborados en tornillo, siguiendo las
especificaciones técnicas exigidas por el Ministerio de Educación.
La inversión ascendió a 41,995 soles.
Proyectos
en ejecución
• Construcción de infraestructura, equipamiento biomédico y
programa de capacitación del Centro de Salud de Huachón, en
el terreno del Centro de Salud ubicado en el barrio Jatumpampa
de Huachón.
• Construcción de los sistemas de agua y desagüe en Puagmaray
y La Florida.
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105
Publicaciones externas
en zonas de influencia
EnerSur financia la publicación del Kunan y El Chilcano, dos experiencias exitosas en el manejo
de la comunicación externa, cada una de ellas responde a su propia realidad socioeconómica. Estas
publicaciones tienen dos objetivos fundamentales:
• Integrar a la comunidad bajo un solo ideal. Por ser comunidades postergadas económicamente y
carentes de medios de comunicación efectivos, Kunan y El Chilcano asocian en sus informaciones
costumbres locales, sentimientos y costumbres regionales, ligándolos a factores de progreso y
desarrollo y promoviendo la autosuperación.
• Promover el emprendimiento y la pequeña empresa. Kunan y El Chilcano informan y proponen
soluciones innovadoras con base en experiencias exitosas de liderazgo y emprendimiento,
buscando ofrecer alternativas factibles con ejemplos reales.
106
107
Información
financiera
4
Gestión
financiera
Los resultados de EnerSur en
el año 2010 fueron mayores que
el año 2009. La explicación para
las variaciones en los principales
rubros del Estado de Ganancias
y Pérdidas fue la siguiente:
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109
Ingresos
Los ingresos totales registrados por EnerSur al
cierre del año 2010 fueron USD 398.9 millones,
7% mayores respecto al ejercicio anterior (USD
372.3 millones). Esto se debió a:
International Underwriters. En febrero de
2010, se hizo efectivo el reembolso por el
reclamo a la aseguradora por un monto de
USD 11.3 millones.
• Mayores ingresos por venta de energía
a clientes regulados, debido a la entrada
en vigencia de nuevos contratos con
clientes regulados, este incremento se
vio parcialmente compensado por una
reducción en la tarifa a partir del IV Trimestre
2009 y que fue actualizada al alza en el IV
Trimestre 2010.
• Con fecha 23 de julio de 2010 EnerSur
suscribió con Gas Natural de Lima y Callao
S.A. (Cálidda), un acuerdo en el cual se
transfiere a Cálidda un grupo de instalaciones
conformadas principalmente, por un ducto
de gas (“la infraestructura”). EnerSur recibió
USD 5 millones como compensación
adicional por el uso que Cálidda hará de “la
infraestructura” para prestar el servicio a
terceros
• Mayores ingresos por venta de energía a
clientes libres (26%), por incremento en
los volúmenes consumidos por parte de
Quimpac y Los Quenuales (21%).
• Mayores ingresos por potencia, debido
al incremento en la demanda de clientes
regulados.
• El incremento en los ingresos arriba
mencionados, se vieron compensados por
menores ingresos por ventas en el COES,
pues en el 2010 se tuvo una posición
compradora neta (912 MWh) mayor a
la presentada en el 2009 (399 MWh).
Adicionalmente, los ingresos en 2010 por
compensaciones por el Decreto de Urgencia
N° 049 fueron menores a los del 2009.
A diciembre 2010 las ventas a SPCC
representaron el 39% sobre el total de ventas,
cifra menor a la registrada en el 2009 de 40.7%.
Esta participación se viene reduciendo de acuerdo
a la estrategia de diversificación del portafolio de
clientes.
Otros ingresos
Durante el 2010 EnerSur registró otros ingresos,
los que comprenden:
• Como consecuencia de los daños causados
a los componentes de la tercera unidad de la
C. T. ChilcaUno por un huracán en la ciudad
de Houston, Estados Unidos en septiembre
de 2008, se originó un retraso en la entrada
en operación de dicha unidad. EnerSur
mantenía una póliza por lucro cesante por
el retraso en la entrada en operación de
esta unidad con la aseguradora Liberty
• Por el proceso de Laudo Arbitral seguido
con Empresa de Generación de Arequipa
S.A. (EGASA), Empresa de Generación
Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) y Empresa
de Generación Eléctrica de San Gabán
S.A. (SAN GABAN) debido a que existe
discrepancia entre las partes respecto
a la tasa de interés que debía aplicarse
a los intereses devengados del capital
que EnerSur canceló a las mencionadas
empresas por orden del Tribunal Arbitral en
2002. A diciembre de 2010 el monto por
pagar es US$ 0.6 millones por lo que se
han reconocido USD 2.5 millones como un
ajuste a favor del monto en disputa (USD 3.1
millones a diciembre 2009).
Costo
de ventas
Gastos e Ingresos
financieros
En el 2010 el costo de ventas (USD 270.8
millones), mayor en 7% respecto al 2009 (USD
254.0 millones). Las principales razones fueron:
En 2010, los gastos financieros fueron
mayores (3%) respecto a los del año 2009 como
consecuencia de un efecto combinado entre
(i) mayores gastos por diferencia en cambio
producto de las operaciones de la empresa y
(ii) menores gastos por provisión de intereses
por contingencia (Laudo Arbitral con EGASA,
EGESUR y SAN GABAN).
• Mayor consumo de combustible R500 debido
a una mayor generación de C. T. Ilo1 (+12%)
debido a una menor generación hidráulica y
a una mayor demanda, adicionalmente los
precios promedio del R500 se incrementaron
en un 20%.
• El efecto anteriormente descrito se vio
parcialmente
compensado
por
una
disminución en el costo del carbón, pues,
si bien hubo un mayor consumo debido a la
mayor generación de la C. T. Ilo21 (15%) su
precio tuvo un retroceso de 37%.
• Mayor costo en gas natural por un incremento
en el precio del gas a causa del incremento
en la capacidad de transporte, este efecto
fue compensado con un menor consumo
debido a una menor generación de la C. T.
ChilcaUno.
• Las cargas de personal ascendieron a USD
13.2 millones, 1% menor al 2009 (USD
13.4 millones); dentro de este concepto,
se han incorporado a partir de 2010 las
participaciones de los trabajadores, de
acuerdo a las Normas Internacionales de
Contabilidad (ver nota 2 de las Notas a los
Estados Financieros).
Gastos de
administración
Los gastos de administración en el 2010 (USD
17.9 millones) fueron mayores a los del 2009 (USD
15.8 millones) en 13%, principalmente por:
• Incremento en cargas de personal.
• Mayores gastos por servicios de asesoría
legal, de auditoría financiera y de
administración de GDF SUEZ Energy Perú.
• Mayor depreciación
intangibles.
110
y
amortización
de
Los ingresos financieros pasaron de USD
6.3 millones en el 2009 a USD 2.1 millones en
el 2010, principalmente por menores ingresos
por diferencia de tipo de cambio producto de
las operaciones de la empresa, adicionalmente,
se tuvieron menores ingresos financieros por
valoración de los derivados financieros.
Los gastos financieros netos en el 2010 fueron
USD 14.2 millones, mientras que en el 2009
fueron de USD 9.5 millones.
Utilidad
neta
La utilidad neta fue de USD 81.06 millones,
23% mayor a la de 2009. La utilidad básica por
acción común en el año 2010 fue de USD 0.405
frente a USD 0.330 en el año 2009.
111
Financiamiento
y endeudamiento
Durante el 2010 EnerSur ha ejecutado diversas operaciones con
el objetivo de financiar nuevas inversiones y capital de trabajo.
El 8 de junio de 2010 entró en vigencia el contrato de arrendamiento
financiero suscrito con el Banco de Crédito del Perú (BCP) para
el financiamiento del Proyecto Ciclo Combinado, el cual consiste
en el cierre de las tres turbinas de gas de la C. T. ChilcaUno. El
monto del contrato es de hasta USD 310 millones, con un periodo
de disponibilidad de hasta 39 meses (periodo de construcción) y
posteriormente 28 amortizaciones trimestrales, la tasa de interés
es de 6.67% efectiva anual. Al 31 de diciembre de 2010 el monto
desembolsado asciende a USD 53 millones.
El 3 de diciembre, EnerSur realizó la colocación de la 6ta y 7ma
Emisión de Bonos Corporativos, Serie A, por un monto de USD
25 millones y S/. 42.4 millones, respectivamente. Dichas emisiones
recibieron la calificación AAA otorgada por las clasificadoras Apoyo
& Asociados Internacionales S.A.C. y Equilibrium Clasificadora
de Riesgo S.A. Los fondos se utilizaron para amortizar el crédito
de corto plazo con el banco Scotiabank, y financiar su capital de
trabajo.
Al 31 de diciembre de 2010, el total de deuda financiera fue de
USD 306.16 millones, compuesta por:
• USD 3.7 millones que derivan del contrato de arrendamiento
financiero (TG12 C. T. ChilcaUno) por obras civiles firmado con
el Banco de Crédito. Este contrato devenga un interés anual de
Libor (3M) + 1.55% y cuenta con amortizaciones trimestrales
con plazo de pago de cinco años a partir del 23 de noviembre
de 2007, que corresponde a la fecha de activación del contrato.
En noviembre de 2009 se realizó la última amortización del
contrato de arrendamiento financiero (TG12 C. T. ChilcaUno)
de equipos.
• USD 36.3 millones que derivan de los contratos de
arrendamiento financiero (TG21 C. T. ChilcaUno) de equipos
y obras firmados con el BBVA Banco Continental. El contrato
de arrendamiento financiero de equipos devenga un interés
anual de Libor + 1.07% y el de obras devenga un interés anual
de Libor + 1.12%. Dichos contratos tienen amortizaciones
trimestrales y cuentan con un plazo de pago de dos y cinco
años, respectivamente, a partir de del 23 de diciembre de
2009, fecha de activación de ambos contratos.
• USD 53 millones que derivan del contrato de arrendamiento
financiero (Ciclo Combinado C. T. ChilcaUno) de equipos
y obras, firmado con el Banco de Crédito. Este contrato
devenga un interés anual de 6.67%. Dicho contrato tiene un
plazo de disponibilidad de 39 meses y cuenta con un plazo de
amortización de 7 años a partir de la fecha de activación, la
amortización será en cuotas trimestrales.
• USD 45 millones del financiamiento de largo
plazo otorgado por el Banco de Crédito,
Citibank, BBVA Banco Continental y
Scotiabank. Esta deuda devenga un interés
anual de Libor + 2.9%, con amortizaciones
trimestrales por USD 2.5 millones hasta
junio de 2015. En enero de 2009, EnerSur
contrajo un swap de tasas de interés con
Citibank mediante el cual fija la tasa Libor en
2.015% hasta su vencimiento.
• S/. 75.6 millones referentes a la 5ta emisión
del Primer Programa de Bonos Corporativos
de EnerSur, emitidos a través de una oferta
pública primaria el 30 de junio de 2009 que
devengan un cupón semestral de 6.875%.
Los bonos no son amortizables y se pagarán
en su totalidad el 30 de junio de 2014. Esta
obligación tiene asociado un swap con el
BBVA Banco Continental, que fija la tasa en
5.375%.
• S/. 120.7 millones referentes a la 1ra emisión
del Primer Programa de Bonos Corporativos
de EnerSur, emitidos a través de una oferta
pública primaria el 30 de noviembre de
2007 que devengan un cupón semestral de
6.8125%. Los bonos no son amortizables y
se pagarán en su totalidad al vencimiento el
30 de noviembre de 2017. Esta obligación
tiene asociado un swap con Citibank, que
fija la tasa en 5.755%.
• USD 25 millones referentes a la 6ta emisión
del Primer Programa de Bonos Corporativos
de EnerSur, emitidos a través de una oferta
pública primaria el 3 de diciembre de 2010
que devengan un cupón semestral de
6.5%. Los Bonos no son amortizables y se
pagarán en su totalidad al vencimiento el 3
de diciembre de 2025.
• S/. 84.1 millones referentes a la 2da emisión
del Primer Programa de Bonos Corporativos
de EnerSur, emitidos a través de una oferta
pública primaria el 9 de junio de 2008 que
devengan un cupón semestral de 7.1875%.
Los bonos no son amortizables y se pagarán
en su totalidad al vencimiento el 9 de junio
de 2018. Esta obligación tiene asociado
un swap con Citibank, que fija la tasa en
6.169%.
• USD 10 millones referentes a la 3ra emisión
del Primer Programa de Bonos Corporativos
de EnerSur, emitidos a través de una oferta
pública primaria el 9 de junio de 2008 que
devengan un cupón semestral de 6.3125%.
Los bonos no son amortizables y se pagarán
en su totalidad el 9 de junio de 2028.
• USD 15 millones referentes a la 4ta emisión
del Primer Programa de Bonos Corporativos
de EnerSur, emitidos a través de una oferta
pública primaria el 30 de junio de 2009 que
devengan un cupón semestral de 6.5%. Los
bonos no son amortizables y se pagarán en
su totalidad al vencimiento el 30 de junio de
2016.
112
• S/. 42.4 millones referentes a la 7ma emisión
del Primer Programa de Bonos Corporativos
de EnerSur, emitidos a través de una
oferta pública primaria el 3 de diciembre
que devengan un cupón semestral de
7.5938%. Los bonos no son amortizables
y se pagarán en su totalidad al vencimiento
el 3 de diciembre de 2020. Esta obligación
tiene asociado un swap con el BBVA Banco
Continental, que fija la tasa en 5.9738%.
113
Dividendos
Mediante Junta General de Accionistas del 11 de febrero de 2004,
se aprobó la política de dividendos de EnerSur, la misma que fue
ratificada mediante Junta General de Accionistas del 12 de mayo
de 2005, posteriormente modificada mediante Junta General de
Accionistas del 13 de septiembre de 2005 y Junta Obligatoria Anual
de Accionistas del 19 de marzo de 2007, y modificada mediante
Junta General de Accionistas del 21 de setiembre de 2010.
La política actual de dividendos establece la distribución
equivalente al treinta por ciento (30%) de las utilidades anuales
disponibles, según éstas sean determinadas en cada ejercicio
anual, o un porcentaje mayor si así se estimara conveniente.
En la Junta Obligatoria Anual de Accionistas del 23 de marzo
de 2010, se aprobó la distribución de utilidades del periodo 2009.
Considerando que mediante sesión de Directorio del 1 de octubre
del 2009 se aprobó un pago de dividendos a cuenta de las utilidades
del 2009 (generados al 30 de junio del 2009) por la suma de USD
28,181,664.97, se fijó el 27 de abril del 2010 como fecha de pago
del saldo pendiente de los dividendos a repartir por dicho ejercicio
el cual ascendió a USD 30,877,819.80.
Con fecha 9 de noviembre de 2010 el Directorio de EnerSur aprobó
distribuir un dividendo a cuenta de las utilidades acumuladas al 30
de junio de 2010 por un monto de USD 13,276,876.21, equivalente
al 30% de dichas utilidades.
Cuadro 19. Información relativa a las acciones comunes de EnerSur
COTIZACIONES 2010 (S/.)
Código ISIN
PEP702101002
Nemónico
ENERSUC1
Año - Mes
2010-01
Apertura
Cierre
Máxima
12.0
12.0
12.0
Mínima
Promedio
12.0
PEP702101002
ENERSUC1
2010-02
12.0
12.0
12.0
12.0
12.0
PEP702101002
ENERSUC1
2010-03
12.2
12.2
12.2
12.2
12.2
PEP702101002
ENERSUC1
2010-04
12.7
12.8
12.8
12.8
12.8
PEP702101002
ENERSUC1
2010-05
12.8
12.7
12.7
12.8
12.7
PEP702101002
ENERSUC1
2010-06
12.6
12.4
12.4
12.4
12.4
PEP702101002
ENERSUC1
2010-07
12.6
12.6
12.6
12.6
12.6
PEP702101002
ENERSUC1
2010-08
13.3
13.6
13.5
13.6
13.5
PEP702101002
ENERSUC1
2010-09
16.5
17.0
17.0
17.0
17.0
PEP702101002
ENERSUC1
2010-10
18.3
18.5
18.5
18.5
18.5
PEP702101002
ENERSUC1
2010-11
20.3
20.5
20.3
20.5
20.3
PEP702101002
ENERSUC1
2010-12
22.0
22.5
22.0
22.5
22.0
Cuadro 20. Evolución del precio de la acción de EnerSur y volumen negociado en el 2010
114
12.0
115
Cambios en los
responsables de la
elaboración y
la revisión de la
información financiera
En el periodo de los últimos tres (3) años el Sr. Walter Gutiérrez
Leandro se ha desempeñado como principal funcionario contable.
Desde el año 2001 hasta la fecha, la auditoría externa de los
estados financieros de EnerSur es realizada por Gris, Hernández y
Asociados S.C., firma miembro de Deloitte.
Cabe señalar que los auditores externos no han emitido ninguna
opinión negativa o con salvedad durante los últimos dos (3) años,
respecto a los estados financieros individuales de EnerSur.
116
117
Anexos
5
Anexo 1
Estados Financieros
Auditados al 2010
118
119
DICTAMEN DE
LOS AUDITORES
INDEPENDIENTES
Beltrán, Gris y
Asociados S. Civil de R.L.
Las Begonias 441, Piso 6
San Isidro, Lima 27
Perú
Tel: +51 (1)211 8585
Fax: +51 (1)211 8586
www.deloitte.com/pe
A los señores Accionistas y Directores de EnerSur S.A.
Hemos auditado los estados financieros adjuntos de EnerSur S.A. (una subsidiaria de SUEZ
Tractebel S.A. de Bélgica), que comprenden los balances generales al 31 de diciembre de 2010 y
2009 (reexpresado), y los estados de ganancias y pérdidas, de cambios en el patrimonio neto y de
flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, así como el resumen de políticas contables
significativas y otras notas explicativas.
Responsabilidad de la Gerencia sobre los Estados Financieros
La Gerencia es responsable de la preparación y presentación razonable de estos estados financieros
de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú. Esta responsabilidad
incluye: diseñar, implementar y mantener el control interno que sea relevante en la preparación y
presentación razonable de estados financieros que estén libres de errores materiales, ya sea como
resultado de fraude o error; seleccionar y aplicar las políticas contables apropiadas y realizar las
estimaciones contables razonables de acuerdo con las circunstancias.
Responsabilidad del Auditor
Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados financieros basadas
en nuestras auditorías. Nuestras auditorías fueron realizadas de acuerdo con normas de auditoría
generalmente aceptadas en Perú. Tales normas requieren que cumplamos con requerimientos éticos
y que planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener una seguridad razonable que los estados
financieros están libres de errores materiales.
Una auditoría comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de auditoría
sobre los saldos y las revelaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados
dependen del juicio del auditor, que incluye la evaluación del riesgo de que los estados financieros
contengan errores materiales, ya sea como resultado de fraude o error. Al efectuar esta evaluación
de riesgo, el auditor toma en consideración el control interno de la compañía que es relevante para
la preparación y presentación razonable de sus estados financieros, a fin de diseñar procedimientos
de auditoría de acuerdo con las circunstancias, pero no con el propósito de expresar una opinión
sobre la efectividad del control interno de la compañía. Una auditoría también comprende evaluar si
los principios de contabilidad aplicados son apropiados y si las estimaciones contables realizadas
por la Gerencia son razonables, así como una evaluación de la presentación general de los estados
financieros.Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada
para proporcionarnos una base para sustentar nuestra opinión de auditoría.
Deloitte se refiere a Deloitte Touche Tohmatsu, una asociación suiza, o a una o más integrantes de su red de firmas miembros, cada
una de las cuales constituye una entidad separada e independiente desde el punto de vista legal. Una descripción detallada de la
estructura legal de Deloitte Touche Tohmatsu y sus firmas miembros puede verse en el sitio web www.deloitte.com/pe.
Miembro de Deloitte Touche Tohmatsu
Opinión
En nuestra opinión, los estados financieros antes indicados, presentan razonablemente, en todos
sus aspectos significativos, la situación financiera de EnerSur S.A. al 31 de diciembre de 2010 y 2009
(reexpresado), y los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los años terminados en
esas fechas, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú.
Enfasis de situaciones
Como se explica en la Nota 1 a los estados financieros adjuntos, con fecha 16 de febrero de 2010, la
Compañía incorporó por fusión a su subsidiaria Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica. Los
estados financieros de 2009, que se presentan para propósitos comparativos, han sido reexpresados
para reflejar los efectos de la fusión como si ambas compañías hubieran estado fusionadas desde la
fecha de adquisición de la subsidiaria (27 de marzo de 2009).
Como se indica en la Nota 2 a los estados financieros adjuntos, en 2010, la Compañía cambió la
política contable que venía aplicando para el reconocimiento y presentación de la participación de los
trabajadores, de forma de dar cumplimiento a la aclaración emitida por el Comité de Interpretaciones
de las Normas Internacionales de Información Financiera (CINIIF). Como consecuencia de lo anterior,
los estados financieros de 2009, previamente reportados, han sido reexpresados para propósitos
comparativos para reflejar los efectos de estos cambios retroactivamente, disminuyendo el impuesto
a la renta diferido en (en miles) US$6,467, aumentando el resultado no realizado por instrumentos
financieros derivados en (en miles) US$24, aumentando la utilidad neta de 2009 en (en miles) US$393 y
aumentando los resultados acumulados en (en miles) US$6,050 al 1 de enero de 2009.
Refrendado por:
(Socia)
Karla Velásquez Alva
CPC Matrícula No. 21595
4 de febrero de 2011
120
121
ENERSUR S.A.
BALANCES GENERALES
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 Y 2009 (REEXPRESADO)
ACTIVO
ACTIVO CORRIENTE:
Efectivo y equivalentes de efectivo
Cuentas por cobrar comerciales, neto
Cuentas por cobrar a empresas relacionadas
Otras cuentas por cobrar
Suministros y combustibles
Gastos contratados por anticipado
Notas
2010
US$000
4
5
6
7
8
9
Total activo corriente
ACTIVO NO CORRIENTE:
Instrumentos financieros derivados
Gastos contratados por anticipado
Anticipos otorgados
Inmuebles, maquinaria y equipo, neto
Otros activos, neto
20
9
1 (f)
10
11
Total activo no corriente
2009
US$000
(Reexpresado)
49,621
40,751
125
399
29,791
5,082
24,527
55,117
103
8,052
32,835
6,201
125,769
126,835
19,544
15,417
444,503
53,772
2,459
14,853
20,486
375,793
51,508
533,236
465,099
PASIVO Y PATRIMONIO NETO
PASIVO CORRIENTE:
Obligaciones financieras
Cuentas por pagar comerciales
Cuentas por pagar a empresas relacionadas
Impuesto a la renta y participación de los
trabajadores corriente
Otras cuentas por pagar
659,005
591,934
2010
US$000
2009
US$000
(Reexpresado)
15
12
6
42,631
23,343
-
72,604
17,945
36
13
14
8,254
8,212
2,287
11,029
82,440
103,901
561
263,525
4,334
57,201
3,075
208,745
55,434
Total pasivo no corriente
325,621
267,254
TOTAL PASIVO
408,061
371,155
16
17
18
69,079
35,922
13,816
69,079
35,922
13,816
20
19
(6,254)
138,381
482
101,480
TOTAL PATRIMONIO NETO
250,944
220,779
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO
659,005
591,934
Total pasivo corriente
PASIVO NO CORRIENTE:
Provisiones
Obligaciones financieras
Instrumentos financieros derivados
Impuesto a la renta diferido
PATRIMONIO NETO:
Capital social
Capital adicional
Reserva legal
Resultado no realizado por instrumentos
financieros derivados
Resultados acumulados
TOTAL ACTIVO
Notas
Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros.
-3-
31
15
20
28
ENERSUR S.A.
ESTADOS DE GANANCIAS Y PERDIDAS
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 Y 2009 (REEXPRESADO)
Notas
2010
US$000
VENTAS NETAS DE ENERGIA ELECTRICA
21
398,909
372,257
COSTO DE VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA
22
(270,797)
(253,963)
128,112
118,294
(17,847)
1,468
19,663
(492)
(15,811)
21
295
(105)
130,904
102,694
2,122
(16,275)
6,321
(15,788)
116,751
93,227
(35,696)
(27,213)
81,055
66,014
0.405
0.330
UTILIDAD BRUTA
Gastos de administración
Ganancia en venta de activos fijos
Otros ingresos
Otros gastos
23
24
UTILIDAD OPERATIVA
Ingresos financieros
Gastos financieros
25
26
UTILIDAD ANTES DE PARTICIPACION DE LOS
TRABAJADORES E IMPUESTO A LA RENTA
Impuesto a la renta
27
UTILIDAD NETA
Utilidad básica y diluida por acción común (en dólares
estadounidenses)
29
Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros.
-4-
122
2009
US$000
(Reexpresado)
123
ENERSUR S.A.
ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 Y 2009 (REEXPRESADO)
Capital
Social
(Nota 16)
US$000
Saldos al 1 de enero de 2009 (Reexpresado)
Resultados
Acumulados
(Nota 19)
US$000
Total
US$000
35,922
13,816
(14,837)
106,234
210,214
-
-
-
-
(70,768)
66,014
(70,768)
66,014
-
-
-
15,319
-
15,319
69,079
35,922
13,816
-
-
69,079
Dividendos declarados
Utilidad neta
Operaciones con instrumentos
financieros derivados
Saldos al 31 de diciembre de 2010
Reserva
Legal
(Nota 18)
US$000
69,079
Dividendos declarados
Utilidad neta
Operaciones con instrumentos
financieros derivados
Saldos al 31 de diciembre de 2009 (Reexpresado)
Capital
Adicional
(Nota 17)
US$000
Resultado no
Realizado por
Instrumentos
Financieros
Derivados
(Nota 20)
US$000
482
101,480
220,779
-
-
(44,154)
81,055
(44,154)
81,055
-
-
(6,736)
-
(6,736)
35,922
13,816
(6,254)
Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros.
-5-
138,381
250,944
ENERSUR S.A.
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 Y 2009 (REEXPRESADO)
2010
US$000
ACTIVIDADES DE OPERACION:
Cobranza a clientes
Cobro de intereses
Otros cobros de operación
Pago a proveedores
Pago de remuneraciones y beneficios sociales
Pago de tributos
Pago de intereses
Otros pagos de operación
2009
US$000
(Reexpresado)
489,046
711
18,998
(269,736)
(24,398)
(53,853)
(11,423)
(12,608)
363,507
1,309
5,388
(224,457)
(25,461)
(36,279)
(14,940)
(7,314)
Efectivo y equivalentes de efectivo neto proveniente de
actividades de operación
136,737
61,753
ACTIVIDADES DE INVERSION:
Compra de inmuebles, maquinaria y equipo
Adquisición de subsidiaria, neto de efectivo recibido
Venta de activo fijo
Aumento en otros activos
(33,678)
1,609
(4,391)
(27,178)
(2,594)
(4,093)
Efectivo y equivalentes de efectivo neto usado en actividades
de inversión
(36,460)
(33,865)
ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO:
Aumento de obligaciones financieras
Pago de obligaciones financieras
Dividendos en efectivo
40,107
(71,136)
(44,154)
41,177
(15,023)
(70,768)
Efectivo y equivalentes de efectivo neto usado en actividades
de inversión
(75,183)
(44,614)
AUMENTO NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
25,094
(16,726)
EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO AL COMIENZO DEL
AÑO
24,527
41,253
EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO AL FIN DEL AÑO
49,621
24,527
(Continúa)
-6-
124
125
ENERSUR S.A.
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 Y 2009 (REEXPRESADO)
2010
US$000
CONCILIACION DE LA UTILIDAD NETA CON EL EFECTIVO Y
EQUIVALENTES DE EFECTIVO NETO PROVENIENTE DE
ACTIVIDADES DE OPERACION:
Utilidad neta
Ajustes a la utilidad neta:
Depreciación y amortización
Impuesto a la renta diferido
Ganancia por venta de activo fijo
Retiro de activo fijo
Ganancia por instrumentos financieros derivados
Otros
(Aumento) disminución en activos:
Cuentas por cobrar comerciales
Cuentas por cobrar a empresas relacionadas
Otras cuentas por cobrar
Existencias
Gastos contratados por anticipado y anticipos otorgados
Aumento (disminución) en pasivos:
Cuentas por pagar comerciales
Cuentas por pagar a empresas relacionadas
Provisiones
Otras cuentas por pagar, impuesto a la renta y participación
de los trabajadores corriente
Efectivo y equivalentes de efectivo neto proveniente de
actividades de operación
Transacciones de inversión que no representan flujos de efectivo:
Compra de maquinaria y equipo
Capitalización de anticipos otorgados
Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros.
-7-
2009
US$000
(Reexpresado)
81,055
66,014
31,830
4,654
(1,468)
(4)
13
27,285
2,243
(60)
(1,077)
14,366
(22)
7,653
3,044
(10,382)
(8,583)
(70)
(7,709)
6,192
(14,832)
5,398
(36)
(2,514)
(2,396)
260
1,652
3,150
(7,166)
136,737
61,753
53,006
11,879
3,473
-
ENERSUR S.A.
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 Y 2009
(REEXPRESADOS)
1.
IDENTIFICACION DE LA COMPAÑIA Y ACTIVIDAD ECONOMICA
EnerSur S.A. (en adelante la Compañía), es una subsidiaria de Suez Tractebel S.A. de
Bélgica, que posee el 61.73% de las acciones de capital y fue constituida en Lima, Perú el
20 de septiembre de 1996.
Actividad económica
La Compañía tiene por objeto la generación y transmisión de energía eléctrica en sistemas
secundarios, a través de sus plantas de generación eléctrica ubicadas en los departamentos
de Lima y Moquegua, y de la Central Hidroeléctrica de Yuncán ubicada en Cerro de Pasco;
así como la venta de energía eléctrica a clientes regulados y libres dentro del territorio
peruano que forman parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del cual la
Compañía es integrante.
El domicilio legal de la Compañía, donde se encuentran sus oficinas administrativas, es Av.
República de Panamá N° 3490, San Isidro, Lima, Perú.
Aprobación de estados financieros
Los estados financieros adjuntos por el año terminado al 31 de diciembre de 2010 han sido
emitidos con la autorización de la Gerencia de la Compañía, serán presentados al Directorio
en la sesión que se realizará el 11 de febrero de 2011 para la aprobación de su emisión, y
luego puestos a consideración de la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas que se
realizará dentro del plazo de ley para su aprobación definitiva. Los estados financieros por
el año terminado el 31 de diciembre de 2009 (previamente reportados), fueron aprobados
por la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas realizada el 9 de marzo de 2010; y
los estados financieros reexpresados de 2009 se encuentran pendientes de aprobación por la
Junta General de Accionistas.
Adquisición y fusión
Con fecha 27 de marzo de 2009, la Compañía adquirió la totalidad de las acciones de
Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica (en adelante Quitaracsa) por un valor de
(en miles) US$2,605, neto de (en miles) S/.108 correspondiente a un ajuste al precio
acordado por las partes. Como consecuencia de esta adquisición, la Compañía registró al 31
de diciembre de 2009 una plusvalía mercantil de (en miles) US$2,500 (Nota 11).
Posteriormente, durante 2010 la Gerencia revisó los valores razonables de los activos netos
de Quitaracsa y determinó que el monto inicialmente reconocido como plusvalía
correspondía a la Concesión para desarrollar la actividad de generación eléctrica en la
-8-
126
127
futura central hidroeléctrica Quitaracsa I; por lo tanto, ha efectuado la transferencia de los
(en miles) US$2,500 al rubro Otros activos. Los estados financieros de 2009 han sido
reexpresados para efectos comparativos.
Las cifras más relevantes de los estados financieros de Quitaracsa a la fecha de adquisición
fueron:
US$000
Activos corrientes
Activos intangibles
Patrimonio
110
778
94
Con fecha 8 de setiembre de 2009, las Juntas Generales de Accionistas de la Compañía y de
Quitaracsa aprobaron la fusión por absorción de ésta última por parte de la Compañía, la
misma que se hizo efectiva el 16 de febrero de 2010, luego de cumplir todas las condiciones
para la fusión.
Esta transacción ha sido considerada como una combinación de entidades bajo control
común, por lo que se encuentra fuera del alcance de la NIIF 3. Para efectos comparativos,
los estados financieros de la Compañía al 31 de diciembre de 2009 han sido reexpresados
para reflejar los efectos de la fusión, como si ambas compañías hubieran sido fusionadas
desde el 1 enero de 2009.
A la fecha efectiva de la fusión, Quitaracsa presentaba la siguiente información financiera:
US$000
Activos:
Efectivo
Otras cuentas por cobrar
Gastos contratados por anticipado
Activos intangibles
357
423
2
2,643
Total
3,425
Patrimonio neto
3,425
Principales Contratos de Operación y Convenios
(a) Contratos con Southern Perú Copper Corporation, Sucursal del Perú
La Compañía suscribió dos contratos con Southern Perú Copper Corporation (SPCC)
denominados “Power Purchase Agreement” y “Services Agreement” en 1996 y 1997,
respectivamente. En virtud de dichos contratos, la Compañía adquirió de SPCC una
planta de generación de energía eléctrica y se comprometió a proveerle servicios de
energía eléctrica hasta el año 2017. Asimismo, se establecieron las cantidades y las
-9-
bases para la determinación de los precios de potencia y energía a ser facturados
mensualmente.
Con fecha 24 de abril de 2009, las partes acordaron la modificación de las bases para
la determinación de los precios de potencia y energía a ser facturados mensualmente.
La venta total de energía, potencia y otros facturados a SPCC en 2010 fue de
US$154.8 millones (US$151.5 millones en 2009) y representa el 38.8% (40.7 % en
2009) del total de ventas de la Compañía (Nota 3).
(b) Contrato de Usufructo
Con fecha 16 de febrero de 2004, la Compañía y Empresa de Generación de Energía
Eléctrica del Centro S.A. (Activos Mineros S.A.C., en la actualidad) suscribieron, con
intervención de la Agencia de Promoción de la Inversión – PROINVERSION, un
Contrato de Usufructo por 30 años para el uso de la Central Hidroeléctrica de Yuncán
(C.H. Yuncán), contados a partir del 7 de septiembre de 2005 (fecha de entrega de la
C.H. Yuncán).
En cumplimiento de dicho contrato, la Compañía realizó los siguientes pagos que se
encuentran registrados como Otros activos (Nota 11) y se vienen amortizando durante
el plazo del contrato de usufructo:

“Derecho por contrato”, por un monto de US$48.4 millones, que se terminó de
pagar en junio de 2005.

“Aporte social”, por un monto de US$5.9 millones, que fue depositado en un
Fondo Fideicomiso, para destinarse exclusivamente a la ejecución de proyectos de
inversión en la zona de influencia del proyecto.
Adicionalmente, la Compañía está obligada a realizar los siguientes pagos:

“Derecho de usufructo”, por un monto de US$105.5 millones, que son pagados en
34 cuotas semestrales de acuerdo al calendario de pagos establecido hasta el año
2022. En 2010, un monto de (en miles) US$6,712 (US$6,847 en 2009) fue pagado
y registrado en Gastos contratados por anticipado. Estos pagos están siendo
amortizados en los 30 años de duración del contrato, y el saldo al 31 de diciembre
de 2010, neto de amortización asciende a (en miles) US$19,176 (US$16,000 al 31
de diciembre de 2009) (Nota 9).
El total pagado al 31 de diciembre de 2010 según contrato asciende a (en miles)
US$37,953 (US$31,241 al 31 de diciembre de 2009).

“Aporte social”, por un monto de US$12.9 millones, estuvo siendo depositado en
un Fondo Fideicomiso (ahora Fondo Social) de acuerdo al calendario de pagos
establecido (34 cuotas semestrales), para destinarse exclusivamente a la ejecución
de proyectos de inversión en la zona de influencia del proyecto. En 2010, un
monto de (en miles) US$823 (US$839 en 2009) fue pagado y registrado en el
rubro Gastos contratados por anticipado. Estos pagos están siendo amortizados en
- 10 -
128
129
30 años y el saldo al 31 de diciembre de 2010, neto de amortización asciende a (en
miles) US$2,371 (US$1,961 al 31 de diciembre de 2009) (Nota 9).
El total pagado al 31 de diciembre de 2010 según contrato asciende a (en miles)
US$4,654 (US$3,831 al 31 de diciembre de 2009).
Con fecha 14 de mayo de 2004, la Compañía suscribió con el Estado Peruano un
Contrato de Garantías en virtud del cual el Estado Peruano garantiza las obligaciones
que Activos Mineros S.A.C. ha asumido en relación al presente Contrato de
Usufructo.
De conformidad con lo establecido en el Decreto Legislativo 966 y su reglamento D.S.
No 082-2008, el Fondo Fideicomiso se transfirió a un Fondo Social constituido por la
Asociación Civil Fondo Social Yuncán. El 24 de abril de 2009, la Compañía firmó un
acuerdo con PROINVERSION en virtud del cual se transfirieron (en miles) US$8,794
al Fondo Social con lo cual quedó sin efecto el Fondo Fideicomiso.
(c) Contratos de Construcción - Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno)
Al 31 de diciembre de 2010, la C.T. ChilcaUno ubicada en el distrito de Chilca,
departamento de Lima, comprende tres turbinas a gas natural con una potencia
instalada total de aproximadamente 541MW y que funcionan en ciclo abierto.
La primera unidad entró en operación en diciembre de 2006, la segunda en julio de
2007, y la tercera en agosto de 2009. Para la ejecución de este proyecto, la Compañía
celebró, entre otros, los siguientes contratos:

En junio de 2005, un contrato de construcción llave en mano denominado
“Engineering Procurement and Construction” (EPC) con Siemens Westinghouse
Power Corporation (SWPC) para la construcción de la primera y segunda turbina
por US$83.8 millones. La Gerencia decidió financiar la construcción de la segunda
unidad mediante contratos de arrendamiento financiero con el Banco de Crédito
del Perú - BCP (Notas 10 y 15).

En abril de 2006, un contrato de suministro de gas natural con el consorcio de
productores del gas de Camisea (el Consorcio). Este contrato, con sus respectivas
modificatorias, establece, entre otros, que la Compañía debe adquirir gas del
Consorcio en forma exclusiva hasta la cantidad diaria máxima establecida en 3,650
mil m3/día. La vigencia de este contrato es de 15 años e incluye una ampliación de
las cantidades contratadas, necesarias para la operación de la segunda unidad.
Posteriormente, se han modificado los términos de este contrato a efectos de
obtener el suministro de gas necesario para la operación de la tercera unidad de la
C.T. ChilcaUno.

En diciembre de 2004, un contrato de servicio de transporte de gas natural
interrumpible con Transportadora de Gas del Perú S.A.
- 11 -

En diciembre de 2007, un contrato y adendas de servicio de transporte de gas
natural firme con Transportadora de Gas del Perú S.A. por una cantidad de 1.9
millones de m3/día, en virtud de la adjudicación de transformación parcial de la
cantidad interrumpible. El contrato y sus adendas se encuentran vigentes hasta el
31 de diciembre de 2030.

En agosto de 2007, la Compañía firmó un nuevo contrato EPC con SWPC para la
construcción de la tercera turbina por un precio de US$66.3 millones. La
construcción empezó en el primer trimestre de 2008 y la Gerencia decidió
financiarla mediante contratos de arrendamiento financiero con el Banco
Continental S.A. (Notas 10 y 15). Esta turbina entró en operación en agosto 2009.
(d) Contratos relacionados a la Conversión de la C.T Chilca Uno a Ciclo Combinado
En mayo 2010 se firmó un contrato EPC con la empresa coreana POSCO Engineering
& Contruction Co. Ltd. para la conversión a ciclo combinado de la C.T. ChilcaUno.
Esta nueva turbina a vapor tendrá una potencia aproximada de 270 MW, la cual se
sumará a la potencia actual de la C.T. ChilcaUno.
En julio 2010 se firmó un contrato llave en mano con la empresa Siemens S.A.C. por
el suministro de equipos y conexión del ciclo combinado a la sub-estación existente en
220 KV.
La Gerencia decidió financiar la construcción de esta turbina mediante un contrato de
arrendamiento financiero con el BCP por un monto de US$310 millones (Notas 10 y
15). La puesta en marcha de este proyecto se estima para el segundo semestre de 2013.
(e) “Services Contract” - Contrato de servicios firmado con Siemens Power Generation
Service Company, Ltd.
En septiembre de 2006 se firmó el “Services Contract” que contempla la prestación de
servicios de inspección para los mantenimientos menores y mayores que necesitarán
las dos unidades de generación a gas mencionadas en el acápite (c) de esta nota, de
manera periódica en función a las horas en producción de cada una de las turbinas, a
partir del año 2009.
Asimismo, en setiembre de 2007, se firmó otro contrato “Services Contract” que
contempla la prestación de los mismos servicios para la tercera turbina de la C.T.
ChilcaUno, de manera periódica en función a las horas en producción, a partir del año
2010.
Cada uno de estos contratos, tienen vigencia por 16 años ó 100,000 horas de
producción, lo que ocurra primero. Asimismo, los contratos establecen los costos por
tipo de inspección, que serán pagados al momento en que se incurran en ellos.
(f)
“Program Parts, Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract” - Contrato
de servicios de mantenimiento, instalación de partes y soporte logístico firmado con
Siemens Power Generation, Inc.
- 12 -
130
131
En septiembre de 2006 se firmó el “Program Parts, Miscellaneous Hardware and
Logistics Support Contract” que contempla la prestación de servicios a partir de la
puesta en marcha de cada una de las turbinas a gas mencionadas en el acápite (c) de
esta nota, y tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra
primero.
El servicio incluye, entre otros, el soporte logístico, la compra de partes y repuestos
según el programa de mantenimiento establecido en el contrato y también la mano de
obra necesaria para el montaje, desmontaje y reemplazo efectivo de las partes
adquiridas.
Para las dos primeras turbinas, la Compañía paga una tarifa fija anual de (en miles)
US$320, y una tarifa variable calculada en base a las horas equivalente de producción
de cada turbina, que serán pagadas al final de cada trimestre.
Asimismo, en septiembre de 2007, se firmó un nuevo contrato “Program Parts,
Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract” que contempla la prestación
de los mismos servicios que necesitará la tercera unidad de generación a gas
mencionada en el acápite (c), y tiene vigencia por 16 años ó 100,000 horas de
producción, lo que ocurra primero. La tarifa anual es (en miles) US$225 y la tarifa
variable será calculada de la misma manera que para las turbinas anteriores, en base a
las horas equivalentes de producción.
En el caso de los contratos descritos en este acápite y acápite (e), los pagos realizados
por la Compañía se registran en una cuenta de Anticipos otorgados y se reconocerán
como activo fijo al momento de efectuarse el mantenimiento mayor según el programa
establecido en los contratos. En enero de 2010, la Compañía reconoció como activo un
total de (en miles) US$11,879 correspondiente al “Inspection Hot Gas” (supervisión)
de la primera unidad de la C.T Chilca Uno.
Al 31 de diciembre de 2010, el saldo en Anticipos otorgados, que corresponde al pago
por estos conceptos asciende a (en miles) US$15,417 (US$20,486 al 31 de diciembre
de 2009).
Por otro lado, un total de US$4.5 millones que fueron pagados por única vez al inicio
del mencionado contrato, relacionados con partes y repuestos, fueron registrados como
inmuebles, maquinaria y equipo (Nota 2 (i)).
(g) Contrato de Construcción Central Hidroeléctrica Quitaracsa I
En noviembre de 2010 se suscribió el “Contrato de Precios Unitarios para el
Suministro y Construcción de las Obras Civiles de la Central Hidroeléctrica
Quitaracsa I”, con la empresa constructora JME S.A.C. Este proyecto consiste en la
implementación de una central hidroeléctrica de aproximadamente 112 MW de
potencia instalada, ubicada en el distrito de Yuracmarca, provincia de Huaylas,
departamento de Ancash.
- 13 -
Asimismo, en diciembre de 2010, se suscribió el “Contrato a Suma Alzada para el
Suministro e Instalación de Equipos Electromecánicos de la Central Hidroeléctrica
Quitaracsa I” con las empresas Rainpower Norway A.S., Rainpower Peru S.A.C. y
S.T.E. Energy S.p.A.
Regulación operativa y normas legales que afectan las actividades del Sector Eléctrico
(a) Ley de Concesiones Eléctricas
(b) Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica
(c) Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el
mercado regulado
(d) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
(e) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos
(f) Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico
(g) Decreto de Urgencia N° 079-2010 que extiende hasta el 31 de diciembre de 2013 el
Decreto de Urgencia N° 049-2008 que asegura continuidad en la prestación del
servicio eléctrico.
(h) Decreto de Urgencia N° 032-2010 que dicta medidas para acelerar la inversión y
facilitar financiamiento para proyectos de electricidad.
Al 31 de diciembre de 2010, no hubo cambios importantes a las normas legales y operativas
relacionadas con el sector eléctrico, que tuvieran un efecto significativo sobre la situación y
desempeño financiero de la Compañía.
2.
POLITICAS CONTABLES SIGNIFICATIVAS
Las políticas contables significativas utilizadas por la Compañía en la preparación y
presentación de sus estados financieros son las siguientes:
(a) Base de preparación y presentación
Los estados financieros se preparan y presentan de acuerdo con principios de contabilidad
generalmente aceptados en Perú (PCGA en Perú), los cuales comprenden: (a) las Normas e
Interpretaciones emitidas o adoptadas por el IASB (International Accounting Standards
Board), las cuales incluyen las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF),
las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC), y las Interpretaciones emitidas por el
Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera
(CINIIF), o por el anterior Comité Permanente de Interpretación (SIC) - adoptadas por el
IASB, oficializadas por el Consejo Normativo de Contabilidad (CNC) para su aplicación en
Perú; (b) el Método de Participación Patrimonial para la valuación de las inversiones en
subsidiarias; y (c) para compañías reguladas por la Comisión Nacional Supervisora de
Empresas y Valores (CONASEV) las resoluciones emitidas por el regulador en todo lo que
aplique.
Las normas oficializadas en Perú por el CNC al 31 de diciembre de 2010, son las versiones
vigentes internacionalmente a la fecha de aprobación del CNC y que corresponde a las NIIF
de la 1 a la 8, las NIC de la 1 a la 41, las CINIIF 1 a la 14, y las SIC de la 1 a la 32 (excepto
las derogadas).
- 14 -
132
133
En la preparación y presentación de los estados financieros de 2010 y 2009, la Compañía ha
observado el cumplimiento de las Normas e Interpretaciones antes mencionadas que le son
aplicables, de acuerdo con las Resoluciones emitidas por el CNC.
Adopción plena de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF)
En octubre de 2010, CONASEV dispuso que todas las personas jurídicas que se encuentren
bajo el ámbito de su supervisión deberán preparar sus estados financieros con observancia
plena de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), que emita el IASB
vigentes internacionalmente, precisando en las notas una declaración en forma explícita y
sin reserva sobre el cumplimiento de dichas normas. Concordante con esta resolución para
el caso de la Compañía, la preparación y presentación de los primeros estados financieros
en los que se apliquen plenamente las NIIF será la información financiera auditada anual al
31 de diciembre de 2011, y se efectuará de conformidad con lo dispuesto en la NIIF 1
“Adopción por Primera Vez de las Normas Internacionales de Información Financiera”.
Las siguientes normas y modificaciones a las normas e interpretaciones emitidas o
adoptadas por el IASB han sido aprobadas por el CNC para ser adoptadas en Perú a partir
de 2011:
Marco Conceptual (revisado septiembre 2010)
NIIF 1 “Adopción por primera vez de las NIIF” (enmendada mayo 2010)
NIIF 2 “Pagos basados en acciones” (enmendada junio 2009)
NIIF 3 “Combinaciones de negocios” (enmendada mayo 2010)
NIIF 5 “Activos no corrientes mantenidos para la venta y operaciones discontinuadas”
(enmendada abril 2009)
NIIF 7 “Instrumentos financieros: información a revelar” (enmendada mayo 2010)
NIIF 8 “Segmentos de Operación” (enmendada abril 2009)
NIC 1 “Presentación de estados financieros” (enmendada mayo 2010)
NIC 7 “Estado de Flujos de Efectivo” (enmendada abril 2009)
NIC 16 “Propiedades, planta y equipo” (enmendada mayo 2008)
NIC 17 “Arrendamientos” (enmendada abril 2009)
NIC 18 “Ingresos de actividades ordinarias” (enmendada abril 2009)
NIC 19 “Beneficios a los empleados” (enmendada mayo 2008)
NIC 20 “Contabilización de las subvenciones del Gobierno e información a revelar sobre
ayudas gubernamentales” (enmendada mayo 2008)
NIC 23 “Costos por préstamos” (enmendada mayo 2008)
NIC 24 “Información a revelar sobre Partes Relacionadas” (enmendada noviembre 2009)
NIC 27 “Estados financieros consolidados y separados” (enmendada mayo 2010)
NIC 28 “Inversiones en asociadas” (enmendada mayo 2008)
NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” (enmendada mayo
2008)
NIC 31 “Participaciones en negocios conjuntos” (enmendada mayo 2008)
NIC 32 “Instrumentos financieros: Presentación” (enmendada octubre 2009)
NIC 34 “Información Financiera Intermedia” (enmendada mayo 2010)
NIC 36 “Deterioro del valor de los activos” (enmendada abril 2009)
NIC 38 “Activos intangibles” (enmendada abril 2009)
NIC 39 “Instrumentos financieros: reconocimiento y medición” (enmendada abril 2009)
- 15 -
NIC 40 “Propiedades de Inversión” (enmendada mayo 2008)
NIC 41 “Agricultura” (enmendada mayo 2008)
CINIIF 8 “Alcance de la NIIF 2” (revisada en junio 2009)
CINIIF 9 “Nueva evaluación de Derivados Implícitos” (enmendada abril 2009)
CINIIF 11 “NIIF 2 – Transacciones con acciones propias y del Grupo” (revisada junio
2009)
CINIIF 13 “Programas de Fidelización de Clientes” (enmendada mayo 2010)
CINIIF 14 “NIC 19 - El Límite en un activo por beneficios definidos, obligación de
mantener un nivel mínimo de financiación y su interacción” (enmendada noviembre 2009)
CINIIF 15 “Acuerdos para la construcción de inmuebles” (emitida julio 2008)
CINIIF 16 “Cobertura de una inversión neta en un negocio en el extranjero” (enmendada
abril 2009)
CINIIF 17 “Distribuciones, a propietarios de activos, distintos al efectivo” (enmendada
noviembre 2008)
CINIIF 18 “Transferencia de Activos de Clientes” (emitida enero 2009)
CINIIF 19 “Cancelación de pasivos financieros con instrumentos de patrimonio” (emitida
noviembre 2009)
La Gerencia de la Compañía está evaluando el impacto que estas Normas tendrán en los
estados financieros de 2011 en adelante.
Nuevos Pronunciamientos Contables aprobados internacionalmente a ser aplicados
después del año 2011
NIIF 1 “Adopción por primera vez de las NIIF” (enmendada diciembre 2010)
NIIF 7 “Instrumentos financieros: información a revelar” (enmendada octubre 2010)
NIIF 9 “Instrumentos financieros: clasificación y medición” (enmendada noviembre 2009)
NIC 12 “Impuesto a las ganancias” (enmendada diciembre 2010)
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134
135
Cambio en política contable
De acuerdo a las aclaraciones del CINIIF efectuadas en septiembre y noviembre de 2010, la
participación de los trabajadores debe ser registrada de acuerdo con la NIC 19 –
“Beneficios a los Empleados” y no por analogía con la NIC 12 Impuesto a las Ganancias o
la NIC 37 Provisiones, Pasivos Contingentes y Activos Contingentes. En consecuencia, el
reconocimiento de la participación de los trabajadores se realizará sólo por los gastos de
compensación por los servicios prestados en el ejercicio sin considerar el efecto de las
partidas temporales que dan origen al reconocimiento de una porción diferida, tal como era
la práctica contable en Perú y aceptada por los organismos reguladores. Asimismo, en
aplicación de la NIC 19, la presentación en los estados financieros de la participación de los
trabajadores corriente debe corresponder a los resultados operativos dentro de los gastos de
personal y su distribución asignarse a los costos de ventas y gastos de administración, según
corresponda.
Como resultado de lo anterior, la Compañía cambió la política contable que venía
efectuando hasta el 31 de diciembre de 2009 de registrar la participación de los trabajadores
diferida, reexpresando el ejercicio comparativo según los criterios de la NIC 8 -“Políticas
Contables, Cambios en las Estimaciones Contables y Errores”, según lo indicado por la
Comisión Nacional Supervisora de Empresas y Valores – CONASEV en su oficio de
diciembre de 2010. Dicho cambio resultó en una disminución del impuesto a la renta
diferido en (en miles) US$6,467, aumentando resultado no realizado por instrumentos
financieros derivados en (en miles) US$24, aumentando la utilidad neta de 2009 en (en
miles) US$393 y aumentando los resultados acumulados en (en miles) US$6,050 al 1 de
enero de 2009. Asimismo, en el estado de ganancias y pérdidas de 2010 y 2009
(reexpresado para propósito comparativo) se ha efectuado el cambio de la presentación de
la participación a los trabajadores corriente como un gasto de personal como sigue:
US$000
Participación de los trabajadores a:
Costos de ventas de energía eléctrica
Gastos de administración
2,809
1,572
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(b) Contabilidad en moneda extranjera
En julio de 1998, la Superintendencia Nacional de Administración Tributaria (SUNAT),
autorizó a la Compañía a llevar su contabilidad, a partir de 1998, en moneda extranjera,
conforme a lo dispuesto en el Código Tributario; por lo que desde esa fecha los estados
financieros son preparados en dólares estadounidenses (US$). Dicha autorización fue
otorgada por la SUNAT antes de la promulgación del Decreto Supremo 151-2002-EF de
fecha septiembre de 2002, que establece los requisitos que deben cumplir los
contribuyentes para llevar su contabilidad en moneda extranjera.
Si bien la Compañía no ha cumplido con los requisitos para llevar contabilidad en moneda
extranjera establecidos en dicho decreto supremo; en opinión de los asesores legales
externos de la Compañía, la SUNAT no cuenta con argumentos legales suficientes para
declarar la nulidad o desconocer la autorización otorgada a la Compañía para llevar su
contabilidad en moneda extranjera al haber prescrito el plazo para que la Administración
Tributaria declare la nulidad de oficio de tal resolución administrativa al amparo de lo
dispuesto en el artículo 202.3 de la Ley No. 27444, Ley del Procedimiento Administrativo
General, que es de un año contado desde la fecha en el que el acto administrativo quedó
consentido. Adicionalmente, el Decreto Supremo 151-2002-EF no deja sin efecto las
autorizaciones entonces vigentes para llevar contabilidad en moneda extranjera y ello no ha
sido objetado por la SUNAT en las auditorías que ha realizado a la Compañía.
Al 31 de diciembre de 2010, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en
dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.356 (US$0.346 al
31 de diciembre de 2009) por S/.1.00.
(c) Moneda funcional y moneda de presentación
La Compañía prepara y presenta sus estados financieros en dólares estadounidenses, que es
su moneda funcional. La moneda funcional es la moneda del entorno económico principal
en el que opera una entidad, aquella que influye en los precios de venta de los bienes o
servicios que comercializa, entre otros factores.
Las transacciones en moneda extranjera diferente a la moneda funcional son convertidas al
tipo de cambio de la fecha de transacción. Los saldos de activos y pasivos financieros
denominados en la moneda extranjera diferente a la moneda funcional son convertidos al
tipo de cambio vigente a la fecha del balance general. Las ganancias y pérdidas resultantes
de la conversión son reconocidas en el estado de ganancias y pérdidas
(d) Uso de estimaciones
La preparación de los estados financieros requiere que la Gerencia realice estimaciones y
supuestos para la determinación de saldos de activos, pasivos y montos de ingresos y
gastos, y para revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de los estados
financieros. Si más adelante ocurriera algún cambio en las estimaciones o supuestos debido
a variaciones en las circunstancias en las que estuvieron basadas, el efecto del cambio sería
incluido en la determinación de la utilidad o pérdida neta del ejercicio en que ocurra el
cambio, y de ejercicios futuros, de ser el caso. Las estimaciones significativas relacionadas
- 18 -
136
137
con los estados financieros son: las provisiones para la compra de energía y potencia, la
energía y potencia entregada no facturada, la vida útil asignada a inmuebles, maquinaria y
equipo, la amortización del derecho de usufructo, aportes sociales y de otros activos, la
determinación del valor razonable de los activos y pasivos financieros valuados al costo
amortizado, la determinación del valor razonable de instrumentos financieros derivados, y
la determinación del impuesto a la renta diferido.
(e) Cuentas por cobrar comerciales
Las cuentas por cobrar comerciales se registran a su valor nominal y están presentadas netas
de estimación para deterioro de cuentas por cobrar, la cual es estimada de acuerdo a las
políticas establecidas por la Gerencia, y se reconoce considerando, entre otros factores, la
antigüedad de los saldos pendientes de cobro con una antigüedad mayor a 365 días y sus
posibilidades de ser recuperados, y la evidencia de dificultades financieras del deudor que
incrementen más allá de lo normal el riesgo de incobrabilidad de los saldos antiguos
pendientes de cobro, de modo que su monto tenga un nivel que la Gerencia estima
adecuado para cubrir eventuales pérdidas en las cuentas por cobrar a la fecha del balance
general. El monto de la estimación se reconoce con cargo a los resultados del periodo, y los
recuperos posteriores con crédito a los resultados del periodo en el que las condiciones que
originaron su reconocimiento son superadas.
(f)
Suministros y combustibles
Los suministros y combustibles se valúan al costo o al valor neto realizable, el que sea
menor. El costo se determina usando el método de promedio ponderado, y para los casos
del costo del carbón y de las existencias por recibir, usando el método de costo específico.
Por las reducciones del valor en libros de los suministros y combustibles a su valor neto
realizable, se constituye una estimación para desvalorización de suministros y combustibles
con cargo a los resultados del periodo en que ocurren tales reducciones.
(g) Instrumentos financieros
Los instrumentos financieros se definen como cualquier contrato que origina
simultáneamente, un activo financiero en una empresa y un pasivo financiero o un
instrumento de patrimonio en otra empresa. Los principales activos y pasivos financieros
presentados en el balance general son: efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas por
cobrar y por pagar comerciales, cuentas por cobrar y por pagar a empresas relacionadas,
otras cuentas por cobrar y por pagar (excepto el impuesto a la renta) y obligaciones
financieras. Las políticas contables para su reconocimiento y medición se describen en las
correspondientes notas de políticas contables.
El reconocimiento inicial de un activo o pasivo financiero que no se lleve a valor razonable
con cambios en ganancias y pérdidas, será a su valor razonable más los costos de
transacción que sean directamente atribuibles a la compra o emisión del instrumento
financiero.
Los activos financieros originados por la propia empresa tales como préstamos y cuentas
por cobrar a cambio de suministrar efectivo, bienes o servicios directamente a un deudor, y
los pasivos financieros por obligaciones a largo plazo, son valuados a su costo amortizado
- 19 -
utilizando el método de la tasa de interés efectiva, reconociendo en resultados los intereses
devengados en función de su tipo de interés efectivo (TIR). Por costo amortizado se
entiende el costo inicial menos los reembolsos del principal más o menos la amortización
acumulada (calculada con el método de la tasa de interés efectiva) de cualquier diferencia
entre el importe inicial y valor de reembolso en el vencimiento, teniendo en cuenta
potenciales reducciones por deterioro o impago (en el caso de activos financieros).
El método de la tasa de interés efectiva busca igualar exactamente el valor en libros de un
instrumento financiero con los flujos de efectivo por cobrar o por pagar estimados a lo largo
de la vida esperada del instrumento financiero. La pérdida o ganancia de un pasivo
financiero a valor razonable con cambios en ganancias y pérdidas, se reconocerá en los
resultados del ejercicio. En el caso de los pasivos financieros registrados al costo
amortizado, se reconocerán las ganancias o pérdidas en el resultado del ejercicio cuando el
pasivo financiero se dé de baja por haberse extinguido (pago, cancelación o expiración), así
como a través del proceso de amortización.
La clasificación de un instrumento financiero como pasivo financiero o como instrumento
de patrimonio se hace de conformidad con la esencia del acuerdo contractual que lo origina.
Los intereses, las pérdidas y ganancias relacionadas con un instrumento financiero
clasificado como pasivo financiero se reconocen como gasto o ingreso. Las distribuciones a
los tenedores de un instrumento financiero clasificado como instrumento de patrimonio se
cargan directamente a resultados acumulados.
(h) Instrumentos financieros derivados
La Compañía utiliza instrumentos financieros derivados para reducir el riesgo de las
variaciones en el tipo de cambio de sus obligaciones financieras en nuevos soles y para
reducir el riesgo de fluctuación de tasas de interés. Los instrumentos financieros derivados
se contabilizan de acuerdo con la aplicación de la NIC 39 “Instrumentos Financieros
Reconocimiento y Medición”.
Los contratos de instrumentos financieros derivados para los cuales la Compañía ha
establecido una relación de cobertura de flujo de efectivo son registrados como activos o
pasivos en el balance general y se presentan a su valor razonable. En la medida que estas
coberturas sean efectivas para compensar las variaciones en los tipos de cambio
relacionados, los cambios en el valor razonable son registrados en una cuenta patrimonial.
Estos montos son transferidos a los resultados del ejercicio en el que los instrumentos
financieros y/o sus intereses correspondientes son liquidados, y se presentan en el rubro
Ingresos financieros, en el estado de ganancias y pérdidas. Los instrumentos deben
evaluarse periódicamente y considerarse como altamente efectivos en un rango de 80-125%
para reducir el riesgo asociado con la exposición que se esté cubriendo. Si en algún
momento la cobertura deja de ser efectiva, los cambios en el valor razonable a partir de ese
momento, se reflejarán en los resultados del ejercicio.
(i)
Inmuebles, maquinaria y equipo
Inmuebles, maquinaria y equipo se registran al costo y están presentados netos de
depreciación acumulada. La depreciación se determina siguiendo el método de línea recta
en base a la vida útil estimada de los activos, representada por tasas de depreciación
equivalentes.
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139
Los desembolsos incurridos después que un activo fijo ha sido puesto en uso, denominados
principalmente mantenimientos mayores, se capitalizan como costo adicional del activo
únicamente cuando pueden ser medidos confiablemente y es probable que tales
desembolsos resulten en beneficios económicos futuros superiores al rendimiento normal
evaluado originalmente para dicho activo. Estos desembolsos serán amortizados en línea
recta hasta la fecha del siguiente mantenimiento mayor. Los desembolsos para
mantenimiento y reparaciones se reconocen como gasto del ejercicio en el que son
incurridos.
Las partes y repuestos importantes que la Compañía espera utilizar durante más de un
período y que están vinculados a un elemento de inmuebles, maquinaria y equipo, son
reconocidos como tal en el momento de su adquisición.
Cuando un activo fijo se vende o es retirado del uso, su costo y depreciación acumulada se
eliminan y la ganancia o pérdida resultante se reconoce como ingreso o gasto.
Los trabajos en curso representan activos en construcción y se registran al costo. Las
construcciones en proceso no se deprecian hasta que los activos relevantes se terminen y
estén operativos.
(j)
Arrendamiento financiero
Los bienes recibidos en arrendamiento financiero se registran al inicio del arrendamiento
como activos y pasivos al valor razonable del bien arrendado, o al valor presente de los
pagos mínimos de arrendamiento, el que sea menor. Estos activos se deprecian siguiendo el
método de línea recta en base a su vida útil estimada para bienes similares propios. La
depreciación anual se reconoce como gasto. El cargo financiero se distribuye entre los
ejercicios comprendidos en el plazo de arrendamiento.
(k) Costos de financiamiento
Los costos de financiamiento se reconocen como gasto en el periodo en que son incurridos.
Los costos de financiamiento que son atribuibles directamente a la adquisición,
construcción o producción de un activo que necesariamente toma tiempo considerable para
estar listo para su venta o uso esperado (activo calificado) se capitalizan como parte del
costo de dicho activo. La capitalización comienza cuando se están llevando a cabo las
actividades necesarias para preparar el activo calificado para su uso esperado y se está
incurriendo en desembolsos y en costos de financiamiento, y finaliza cuando
sustancialmente se han completado todas las actividades necesarias para preparar el activo
calificado para su uso esperado.
(l)
Arrendamiento operativo
Los pagos por “Derecho de Usufructo” y “Aporte Social” (Nota 1), que han sido
calificados, por las características del contrato y la realidad económica de la transacción,
como un arrendamiento operativo, se reconocen como gasto siguiendo el método de línea
recta durante el plazo de duración del contrato de “Derecho de Usufructo” y se presenta en
el rubro Costo de ventas de energía eléctrica en el estado de ganancias y pérdidas.
- 21 -
(m) Otros activos
Otros activos, principalmente, “Derechos por Contrato” relacionados con la C.H. Yuncán
además del costo del proyecto de la Central Termoeléctrica Ilo 21 (C.T. Ilo 21), gastos preoperativos del Proyecto Quitaracsa y software, se registran al costo y están presentados neto
de amortización acumulada. La amortización se determina siguiendo el método de línea
recta en base a la vida útil estimada de los activos, en períodos que varían entre 1 y 30 años.
(n) Pérdidas por deterioro
Cuando existen acontecimientos o cambios económicos que indiquen que el valor de un
activo de larga vida no pueda ser recuperable, la Gerencia revisa el valor en libros de estos
activos. Si luego de este análisis resulta que su valor en libros excede su valor recuperable,
se reconoce una pérdida por deterioro en el estado de ganancias y pérdidas, o se disminuye
el excedente de revaluación en el caso de activos que han sido revaluados, por un monto
equivalente al exceso del valor en libros. Los importes recuperables se estiman para cada
activo o, si no es posible, para cada unidad generadora de efectivo.
El valor recuperable de un activo de larga vida o de una unidad generadora de efectivo, es
el mayor valor entre su valor razonable menos los costos de venta y su valor de uso. El
valor razonable menos los costos de venta de un activo de larga vida o de una unidad
generadora de efectivo, es el importe que se puede obtener al venderlo, en una transacción
efectuada en condiciones de independencia mutua entre partes bien informadas, menos los
correspondientes costos de disposición. El valor de uso es el valor presente de los flujos
futuros de efectivo estimados que se espera obtener de un activo o de una unidad
generadora de efectivo.
(o) Provisiones
Las provisiones se reconocen sólo cuando la Compañía tiene una obligación presente (legal
o implícita) como resultado de un evento pasado, es probable que se requieran recursos para
liquidar la obligación, y se puede estimar confiablemente el monto de la obligación. Las
provisiones se revisan en cada período y se ajustan para reflejar la mejor estimación que se
tenga a la fecha del balance general. Cuando el efecto del valor del dinero en el tiempo es
importante, el monto de la provisión es el valor presente de los gastos que se espera incurrir
para cancelarla.
(p) Pasivos y activos contingentes
Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sólo se revelan en nota
a los estados financieros a menos que la posibilidad de una salida de recursos sea remota.
Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sólo se revelan en nota
a los estados financieros cuando es probable que generen ingresos de recursos.
Las partidas tratadas previamente como pasivos o activos contingentes, serán reconocidas
en los estados financieros del período en el cual ocurra el cambio de probabilidades, esto es,
- 22 -
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141
cuando en el caso de pasivos se determine que es probable, o virtualmente seguro en el caso
de activos, que se producirá una salida o un ingreso de recursos, respectivamente.
(q) Beneficios a los trabajadores
Los beneficios a los trabajadores son reconocidos como un pasivo cuando el trabajador ha
prestado servicios a la Compañía a cambio del derecho de recibir pagos en el futuro.
(r) Reconocimiento de ingresos, costos y gastos
Los ingresos se reconocen, cuando es probable que los beneficios económicos relacionados
con la transacción, fluirán a la Compañía, como sigue: (a) ingresos por venta de energía, se
facturan mensualmente en base a lecturas periódicas (mensuales), y son reconocidos
íntegramente en el período en que se presta el servicio, (b) ingreso por energía entregada y
no facturada entre la última lectura y el fin de cada mes se incluye en la facturación del mes
siguiente, pero se reconoce como ingreso en el mes que corresponde en base a estimados de
la energía consumida por el usuario del servicio durante el referido período, y (c) ingresos
por intereses son reconocidos en base al rendimiento efectivo en proporción al tiempo
transcurrido y se incluyen en la cuenta ingresos financieros.
Los costos de venta de energía eléctrica y los demás ingresos y gastos se reconocen cuando
se devengan.
(s)
Ganancias y pérdidas por diferencia de cambio
Las ganancias y pérdidas por diferencia de cambio provenientes de la cancelación de
partidas monetarias denominadas en moneda extranjera, o del ajuste de tales partidas por
variaciones en el tipo de cambio después de su registro inicial, se reconocen como un
ingreso y un gasto financiero, respectivamente, en el ejercicio en el cual surgen.
(t)
Impuesto a la renta diferido
El pasivo por impuesto a la renta diferido se reconoce por todas las diferencias temporales
gravables que surgen al comparar el valor en libros de los activos y pasivos y su base
tributaria, sin tener en cuenta el momento en que se estime que las diferencias temporales
que le dieron origen, serán reversadas. El activo por impuesto a la renta diferido se
reconoce por las pérdidas tributarias arrastrables, y por las diferencias temporales
deducibles entre el valor en libros de los activos y pasivos y su base tributaria, en la medida
en que sea probable que en el futuro, la Compañía dispondrá de renta gravable contra la
cual pueda aplicar las diferencias temporales que reviertan y las pérdidas tributarias por
compensar, dentro del plazo elegido según las normas tributarias vigentes. El pasivo y
activo se miden a la tasa de impuesto a la renta, que se espera aplicar a la renta gravable en
el año en que este pasivo sea liquidado o el activo sea realizado, usando la tasa de impuesto
a la renta promulgada o sustancialmente promulgada en la fecha del balance general.
El impuesto a la renta diferido se reconoce como gasto o ingreso del período, o se carga o
abona directamente al patrimonio cuando se relacione con partidas que han sido cargadas o
abonadas directamente al patrimonio.
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(u) Utilidad por acción
La utilidad básica por acción común ha sido calculada dividiendo la utilidad neta del
período atribuible a los accionistas comunes, entre el promedio ponderado del número de
acciones comunes en circulación durante dicho período. Debido a que no existen acciones
comunes potenciales diluyentes, esto es, instrumentos financieros u otros contratos que dan
derecho a obtener acciones comunes, la utilidad diluida por acción común es igual a la
utilidad básica por acción común.
(v) Efectivo y equivalentes de efectivo
Efectivo comprende efectivo en caja y depósitos de libre disponibilidad. Equivalentes de
efectivo comprende inversiones financieras de corto plazo, con vencimientos menores a tres
meses contados a partir de su fecha de adquisición, fácilmente convertibles en montos
conocidos de efectivo y no están sujetas a riesgos significativos de cambios en su valor.
3.
ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS
Durante el curso normal de sus operaciones, la Compañía se encuentra expuesta a diversos
riesgos financieros. El programa de administración de riesgos de la Compañía se concentra
principalmente en los mercados de energía y financieros y trata de minimizar potenciales
efectos adversos de éstos en el desempeño financiero de la Compañía. La Gerencia de
Finanzas, Administración y Contraloría tiene a su cargo la administración, identificación,
evaluación y cobertura de los riesgos financieros.
(a) Riesgos de mercado
(i) Riesgo de tipo de cambio
Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía presenta una posición pasiva neta de (en
miles) S/.269,568 (S/.139,289 al 31 de diciembre de 2009), compuesto
principalmente por obligaciones financieras (bonos emitidos en nuevos soles). Con el
objeto de reducir el riesgo por la fluctuación de los tipos de cambio, la Compañía ha
efectuado operaciones de cobertura de dichas obligaciones financieras (Nota 20).
- 24 -
142
143
Al 31 de diciembre de 2010, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados
en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.356
(US$0.346 al 31 de diciembre de 2009) por S/.1.00, y se resume como sigue:
2010
S/.000
Activos:
Efectivo y equivalentes de efectivo
Cuentas por cobrar comerciales
Cuentas por cobrar a empresas relacionadas
Otras cuentas por cobrar
2009
S/.000
42,036
59,570
31
594
58,616
102,961
31
8,020
Total
102,231
169,628
Pasivos:
Cuentas por pagar comerciales
Otras cuentas por pagar y provisiones
Obligaciones financieras
23,797
25,177
322,825
16,703
11,809
280,405
Total
371,799
308,917
(269,568)
(139,289)
Posición pasiva neta
(ii) Riesgo de tasa de interés
La Compañía no tiene activos significativos que generan intereses; los ingresos y los
flujos de efectivo operativos de la Compañía son independientes de los cambios en
las tasas de interés en el mercado.
Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, la Compañía mantiene obligaciones financieras
con vencimiento corriente y a largo plazo con tasas de interés fijas y variables. Con el
objeto de reducir dicho riesgo, la Compañía ha efectuado operaciones de cobertura de
tasas de interés (Nota 20).
(iii) Riesgo de crédito
Los activos financieros de la Compañía potencialmente expuestos a concentraciones
significativas de riesgo de crédito, consisten principalmente de depósitos en bancos y
cuentas por cobrar comerciales.
Con respecto a los depósitos en bancos, la Compañía mantiene cuentas bancarias en
diversos bancos y no tiene depósitos significativos con ningún banco en particular.
Con respecto a las cuentas por cobrar comerciales por venta de energía y potencia, la
Compañía cuenta, al 31 de diciembre de 2010, con 16 clientes libres que representan
un 48.32% de los ingresos totales que incluyen venta de energía eléctrica, potencia,
- 25 -
entre otros (18 clientes libres que representaban un 50.39% de los ingresos totales al
31 de diciembre de 2009) y 8 contratos con clientes regulados que representan un
30.94% de los ingresos totales (11 contratos con clientes regulados que representaban
un 35.32% de los ingresos totales al 31 de diciembre de 2009). La concentración
significativa de riesgo de crédito la constituye su principal cliente SPCC (Nota 1). Es
importante mencionar que SPCC, sucursal de Southern Copper Corporation (SCC), es
un cliente de reconocido prestigio a nivel internacional, el mayor productor y
exportador de cobre en Perú y una de las empresas más grandes del país. Asimismo,
la calificación crediticia de SCC para su deuda de largo plazo es de BBB, Baa2 y
BBB- otorgados por Fitch Ratings, Moody’s y Standard & Poor’s, respectivamente.
La Gerencia considera que el riesgo de crédito de la Compañía se encuentra mitigado
dado que sus clientes son empresas de reconocido prestigio nacional e internacional,
y no se han presentado problemas de cobranza en el pasado.
(b)
Riesgo de liquidez
La administración es prudente frente al riesgo de liquidez y busca mantener suficiente
efectivo y equivalente de efectivo proveniente de sus actividades de operación, así
como la posibilidad de comprometer y/o tener comprometido financiamiento a través
de una adecuada cantidad de fuentes de crédito. El análisis de los pasivos financieros
de la Compañía clasificados según su vencimiento, es como sigue:
Sin
Vencimiento
Específico
US$000
Menos de
1 año
US$000
Entre 1
y 2 años
US$000
Entre 2
y 5 años
US$000
Más de
5 años
US$000
Obligaciones financieras
Cuentas por pagar comerciales
Otras cuentas por pagar y provisiones
42,631
23,343
8,212
13,705
-
81,488
-
165,161
-
561
302,985
23,343
8,773
Total
74,186
13,705
81,488
165,161
561
335,101
72,604
17,981
11,029
42,604
-
63,554
-
100,917
-
3,075
279,679
17,981
14,104
101,614
42,604
63,554
100,917
3,075
311,764
Total
US$000
Al 31 de diciembre de 2010
Al 31 de diciembre de 2009
Obligaciones financieras
Cuentas por pagar comerciales
Otras cuentas por pagar y provisiones
Total
La Gerencia también se asegura que no exista una alta concentración de vencimientos
de deuda en un mismo período, reduciendo así el riesgo de refinanciamiento.
(c)
Administración del riesgo de capital
Los objetivos de la Compañía al administrar el capital son el salvaguardar su
capacidad de continuar como empresa en marcha con el propósito de generar retornos
a sus accionistas, beneficios a otros grupos de interés y mantener una estructura de
capital óptima para reducir el costo del capital.
Consistente con la industria, la Compañía monitorea su capital sobre la base del ratio
de apalancamiento, este ratio se calcula dividiendo la deuda neta entre el capital total.
- 26 -
144
145
La deuda neta corresponde al total del endeudamiento (incluyendo el endeudamiento
corriente y no corriente) menos el efectivo y equivalentes de efectivo. El capital total
corresponde al patrimonio más la deuda neta.
El ratio de apalancamiento es como sigue:
2010
US$000
2009
US$000
Obligaciones financieras
Menos: Efectivo y equivalente de efectivo
302,985
(49,621)
279,679
(24,527)
Deuda neta
253,364
255,152
Total patrimonio (excepto por resultado no realizado
por instrumentos financieros derivados)
257,198
220,297
Total capital
510,562
475,449
0.496
0.537
Ratio apalancamiento
Asimismo, la Compañía monitorea su capacidad de repago de sus obligaciones
financieras a través de la generación de caja proveniente de las actividades de
operación. Para esto utiliza el ratio de cobertura de deuda, que se calcula dividiendo
la deuda financiera total al 31 de diciembre 2010 entre la utilidad operativa sumada a
la depreciación y amortización de los últimos 12 meses (EBITDA).
El ratio de cobertura de deuda es como sigue:
2010
US$000
2009
US$000
Obligaciones financieras
302,985
279,679
Utilidad operativa
Mas: Depreciación y amortización
130,904
31,830
102,694
27,285
EBITDA
162,734
129,979
1.862
2.152
Ratio de cobertura de deuda
- 27 -
(d)
Valor razonable de instrumentos financieros
La Gerencia estima que los valores en libros de los instrumentos financieros de la
Compañía al 31 de diciembre de 2010 y 2009 no difieren significativamente de sus
valores razonables.
4.
EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
Este rubro comprende:
2010
US$000
2009
US$000
Caja y cuentas corrientes (a)
Depósitos a plazo (b)
10,085
39,536
8,616
15,911
Total
49,621
24,527
(a) Las cuentas corrientes corresponden a saldos mantenidos en entidades financieras
locales y del exterior, en dólares estadounidenses y nuevos soles, y son de libre
disponibilidad.
(b) Los depósitos a plazo vencen entre 5 y 30 días (7 días al 31 de diciembre de 2009), y
generan intereses a una tasa anual promedio de 1.78 % en 2010 (1.20% en 2009).
5.
CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES
Este rubro comprende:
2010
US$000
2009
US$000
Facturas
Energía y potencia entregada no facturada (a)
Estimación para deterioro de cuentas de cuentas por cobrar (b)
23,436
18,405
(1,090)
18,584
36,549
(16)
Total
40,751
55,117
El movimiento en la estimación para deterioro de cuentas por cobrar fue como sigue:
2010
US$000
2009
US$000
Saldos iniciales
Aumentos
16
1,074
16
-
Saldos finales
1,090
16
- 28 -
146
147
(a) La energía y potencia entregada no facturada corresponde a la remuneración por
potencia y energía que el organismo regulador del sistema interconectado nacional,
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES SINAC), asigna mensualmente a cada generador y que comunica para que sean
facturados a los demás generadores o distribuidoras miembros del SINAC. Dicha
energía y potencia corresponde básicamente a las ventas del mes de diciembre. La
energía y potencia entregada no facturada al 31 de diciembre de 2010 y 2009 fue
facturada y cobrada en enero de 2011 y enero de 2010, respectivamente.
(b) En opinión de la Gerencia, el saldo de la estimación para deterioro de cuentas por
cobrar, cubre adecuadamente el riesgo de pérdida para cuentas de cobranza dudosa al
31 de diciembre de 2010 y 2009.
La antigüedad de las cuentas por cobrar comerciales, sin considerar la energía y potencia
entregada no facturada, es como sigue:
2010
2009
US$000
US$000
6.
Dentro de los plazos de vencimiento
Vencidas más de 30 días
22,263
1,173
17,171
1,413
Total
23,436
18,584
SALDOS Y TRANSACCIONES CON EMPRESAS RELACIONADAS
Los saldos por cobrar y por pagar a empresas relacionadas fueron como sigue:
2010
US$000
2009
US$000
84
27
10
4
4
27
10
62
125
103
Por pagar comerciales (Nota 12):
GDF Suez Energy Perú S.A. (b)
Leme Engenharia Ltda.
GDF Suez
GDF Suez University S.A.
1,262
76
22
5
379
-
Total
1,365
379
-
36
Por cobrar no comerciales:
Bahía Las Minas S.A.
GDF Suez Energy Perú S.A. (b)
Egasur S.A.
Otras menores
Total
Por pagar no comerciales:
GDF Suez University S.A.
- 29 -
(a) Los saldos por cobrar y por pagar a empresas relacionadas son de vencimiento
corriente, no generan intereses y no tienen garantías específicas.
(b) Los saldos por cobrar corresponden a servicios administrativos prestados a GDF Suez
Energy Perú S.A. (GSEP) según contrato firmado en diciembre de 2007. Los saldos
por pagar a dicha entidad se originaron por: (i) servicios recibidos de asesoría y
consultoría relacionados al desarrollo de negocios, asuntos legales y financieros en
virtud del contrato firmado el 28 de noviembre de 2008 y (ii) subarriendo de una parte
del edificio donde se encuentran sus oficinas administrativas, según contrato firmado
el 1 de abril de 2008.
(c) Las principales transacciones con empresas relacionadas comprenden:
2010
US$000
Compra de carbón a Electrabel N.V.
Servicio de asesoría y consultoría recibido de GSEP
Venta de proyectos de GSEP a ENERSUR
Servicios de asistencia administrativa prestados a GSEP
Servicios de capacitación al personal
27,239
2,423
472
270
161
2009
US$000
27,872
2,065
321
165
(d) Remuneraciones de la plana gerencial
Las remuneraciones y/o compensaciones pagadas durante el año 2010 y 2009 a la
plana gerencial, que tiene la autoridad y responsabilidad de planificar, dirigir y
controlar las actividades de la Compañía de manera directa o indirecta, fue de (en
miles) US$1,876 y US$1,931, respectivamente.
7.
OTRAS CUENTAS POR COBRAR
Este rubro comprende:
2010
US$000
2009
US$000
Saldo a favor por impuesto a la renta (Nota 13)
Diversas
399
7,835
217
Total
399
8,052
El saldo a favor del impuesto a la renta ha sido aplicado contra el impuesto a la renta por
pagar en 2010.
- 30 -
148
149
8.
SUMINISTROS Y COMBUSTIBLES
Este rubro comprende:
2010
US$000
2009
US$000
Suministros y repuestos
Combustibles y carbón
Combustibles por recibir
15,076
14,150
565
12,532
14,806
5,497
Total
29,791
32,835
El movimiento en la estimación para desvalorización de suministros y combustibles fue
como sigue:
2010
US$000
2009
US$000
Saldo inicial
Aumentos
Bajas por destrucción
14
(14)
64
(64)
Total
-
-
En opinión de la Gerencia, al 31 de diciembre de 2010 y 2009, no es necesario constituir
estimación para desvalorización de suministros y combustibles.
9.
GASTOS CONTRATADOS POR ANTICIPADO
Este rubro comprende:
… 2010 …
… 2009 …
Largo
Largo
Corriente Plazo Corriente Plazo
US$000 US$000 US$000 US$000
Derecho de Usufructo y Aportes Sociales (Nota 1)
Costos de financiamiento
Pago por opción de venta de energía (a)
Seguros
Otros
3,949
85
904
144
17,598
516
1,430
-
3,949
85
1,325
842
14,012
841
-
Total
5,082
19,544
6,201
14,853
(a) Corresponde a un desembolso efectuado por opción de venta de energía en relación a
un acuerdo de suministro de energía entre la Compañía y Compañía Minera Atacocha
S.A., la opción de venta puede ejercerse hasta el 15 de enero de 2012.
- 31 -
10.
INMUEBLES, MAQUINARIA Y EQUIPO, NETO
El movimiento en el costo y en depreciación acumulada de inmuebles, maquinaria y equipo fue como sigue:
Terrenos
US$000
Edificios y
Otras Instalaciones
US$000
Maquinaria
y Equipo
US$000
Unidades de
Transporte
US$000
Muebles y
Enseres
US$000
Equipos
Diversos
US$000
Trabajos
en Curso
US$000
Costo:
Saldos al 1 de enero de 2009
2,440
166,332
221,998
1,768
1,242
24,424
80,441
Adiciones
Retiros
Transferencias y otros cambios
1,210
-
237
13,502
163
-
8,564
7,935
20,000
(92,454)
Saldos al 31 de diciembre de 2009
3,650
180,071
1,405
40,923
7,987
531,754
775
(18)
(16,464)
83,430
(4)
(12,345)
101,063
(318)
(3,095)
Adiciones
Retiros
Transferencias y otros cambios
Saldos al 31 de diciembre de 2010
85
-
113
(120)
47,879
2,918
(2)
71,017
295,931
16,359
(5)
(22,793)
1,787
109
(171)
333
192
295
498,645
33,151
(42)
-
3,735
227,943
289,492
2,058
1,892
25,216
79,068
629,404
Depreciación:
Saldos al 1 de enero de 2009
-
37,984
78,875
1,238
438
12,312
-
130,847
Adiciones
Retiros
-
5,937
-
17,181
-
116
-
1,687
-
-
Saldos al 31 de diciembre de 2009
-
43,921
96,056
554
13,999
-
Adiciones
Retiros
-
135
-
(5,201)
(11)
-
Saldos al 31 de diciembre de 2010
-
52,051
121,707
1,667
689
8,787
-
184,901
Costo neto:
Al 31 de diciembre de 2009
3,650
136,150
199,875
356
851
26,924
7,987
375,793
Saldos al 31 de diciembre de 2010
3,735
175,892
167,785
391
1,203
16,429
79,068
444,503
8,145
(15)
25,654
(3)
- 32 -
150
59
(40)
-
Total
US$000
233
(40)
1,431
388
(152)
25,154
(40)
155,961
29,121
(181)
151
(a) Las tasas de depreciación son como sigue (expresadas en porcentajes):
Edificios y otras instalaciones
Maquinaria y equipo
Unidades de transporte
Muebles y enseres
Equipos diversos
3y5
3,10,20 y 33
20
10
10,20 y 25
(b) La depreciación de inmuebles, maquinaria y equipo por el año 2010 de (en miles)
US$29,121 (US$25,154 en 2009) está incluida en la cuenta costo de ventas de energía
eléctrica por (en miles) US$28,594 (US$24,712 al 31 de diciembre de 2009) y gastos
de administración por (en miles) US$527 (US$442 al 31 de diciembre de 2009).
(c) En noviembre de 2006 la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento
financiero para financiar la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno (Notas 1 y 15), la
que empezó a operar en junio 2007. El costo de los activos adquiridos para la
construcción de este activo ascendió a (en miles) US$47,357 y se encuentran
contabilizados en sus respectivas cuentas. La depreciación acumulada de este activo es
de (en miles) US$14,913 (US$11,822 al 31 de diciembre de 2009).
En diciembre de 2007 la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento
financiero para financiar la tercera unidad de la misma central (Notas 1 y 15), la que
empezó a operar en agosto de 2009. El costo de los activos adquiridos para la
construcción de este activo ascendió a (en miles) US$82,517, y se encuentran
contabilizados en sus respectivas cuentas. La depreciación acumulada de este activo es
de (en miles) US$6,474 (US$1,284 al 31 de diciembre de 2009).
(d) En junio de 2010 la Compañía suscribió un contrato de arrendamiento financiero para
financiar el Proyecto Ciclo Combinado, el cual consiste en el cierre de los ciclos de las
tres turbinas de gas de la C.T. ChilcaUno, e instalación de una nueva turbina a vapor
de una potencia aproximada de 270 MW. Al 31 de diciembre de 2010, el valor en
libros de los desembolsos efectuados para la construcción de este activo asciende a (en
miles) US$53,006, los cuales se encuentran contabilizados como Obras en curso.
(e) Al 31 de diciembre de 2010 este rubro incluye maquinaria y equipo y unidades de
transporte por (en miles) US$45,642 (US$32,101 al 31 de diciembre de 2009)
totalmente depreciados que todavía se encuentran en uso.
(f)
De acuerdo con las políticas establecidas por la Gerencia, al 31 de diciembre de 2010
la Compañía tiene contratadas pólizas de seguros contra todo riesgo, que le permiten
asegurar sus principales activos hasta por una suma asegurada de (en miles)
US$859,978. En opinión de la Gerencia, las pólizas de seguros contratadas están de
acuerdo con el estándar utilizado por empresas equivalentes del sector, y cubren
adecuadamente el riesgo de eventuales pérdidas por cualquier siniestro que pudiera
ocurrir, considerando el tipo de activos que posee la Compañía.
- 33 -
11. OTROS ACTIVOS, NETO
El movimiento en el costo y en amortización acumulada de otros activos fue como sigue:
Derechos
Costo
Contrato de Proyecto Proyecto
Yuncán (b) C.T. Ilo 21 Quitaracsa
US$000
US$000
US$000
Costo:
Saldos al 1 de enero de 2009
Saldo inicial de subsidiaria adquirida
Adiciones
54,388
-
Total
US$000
2,636
57,524
-
3,278
1,317
276
3,278
1,593
500
4,595
2,912
62,395
-
1,924
1,189
2,467
(594)
4,391
595
54,388
500
7,708
4,785
67,381
Saldos al 1 de enero de 2009
6,272
223
-
2,261
8,756
Adiciones
1,813
22
-
296
2,131
Saldos al 31 de diciembre de 2009
8,085
245
-
2,557
10,887
Adiciones
Otros cambios
1,662
(78)
20
(24)
-
1,027
115
2,709
13
Saldos al 31 de diciembre de 2010
9,669
241
-
3,699
13,609
Al 31 de diciembre de 2009
46,303
255
4,595
355
51,508
Saldos al 31 de diciembre de 2010
44,719
259
7,708
1,086
53,772
Saldos al 31 de diciembre de 2009
Adiciones
Otros cambios
Saldos al 31 de diciembre de 2010
-
500
Otros
US$000
54,388
-
Amortización:
Costo neto:
(a)
Las tasas de amortización son como sigue (expresadas en porcentajes):
Derechos - Contrato Yuncán
Costo de Proyecto C.T. Ilo 21
Software
Otros
3
4.35
33.33
100
- 34 -
152
153
(b)
Corresponde a los desembolsos efectuados por “Derecho por Contrato” y el pago
inicial del “Aporte social” (Nota 1), y son amortizados en 30 años a partir del 7 de
septiembre de 2005 (fecha de recepción de la C.H. Yuncán).
(c)
La amortización de otros activos por el ejercicio 2010 de (en miles) US$2,709
(US$2,131 al 31 de diciembre de 2009) está incluida en la cuenta de costo de ventas
de energía eléctrica por (en miles) US$2,171 (US$1,879 al 31 de diciembre de 2009)
y gastos de administración por (en miles) US$538 (US$252 al 31 de diciembre de
2009).
12. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES
Este rubro comprende:
2010
US$000
2009
US$000
Facturas y provisiones
Empresas relacionadas (Nota 6)
21,978
1,365
17,566
379
Total
23,343
17,945
2010
US$000
2009
US$000
Dentro de los plazos de vencimiento
Vencidas
23,013
330
17,615
330
Total
23,343
17,945
El vencimiento de las cuentas por pagar comerciales es como sigue:
13. IMPUESTO A LA RENTA Y PARTICIPACION DE LOS TRABAJADORES
CORRIENTE
Este rubro comprende:
2010
US$000
2009
US$000
Impuesto a la renta
Participación de los trabajadores
2,808
5,446
2,287
Total
8,254
2,287
- 35 -
El movimiento en el impuesto a la renta corriente fue como sigue:
2010
US$000
Saldos iniciales:
Por pagar
A favor (Nota 7)
Pagos a cuenta y de regularización por el ejercicio anterior
Impuesto a la renta calculado por el ejercicio (Nota 27 (c))
Pagos a cuenta del impuesto a la renta e ITAN del ejercicio
Saldos finales:
Por pagar
A favor (Nota 7)
(7,835)
31,042
(20,399)
2009
US$000
2,842
(2,842)
24,970
(32,805)
2,808
(7,835)
El movimiento en la participación de los trabajadores corriente fue como sigue:
2010
S/.000
Saldos iniciales
Pagos de participación de los trabajadores por el ejercicio
anterior
Participación de los trabajadores del ejercicio
Pagos a cuenta de participación de los trabajadores del ejercicio
Saldos finales
- 36 -
154
2009
S/.000
2,287
7,522
(2,287)
5,446
-
(7,522)
4,381
(2,094)
5,446
2,287
155
14. OTRAS CUENTAS POR PAGAR
Este rubro comprende:
2010
US$000
2009
US$000
Tributos
Intereses por pagar sobre bonos y préstamos bancarios
Remuneraciones y vacaciones
Aportes previsionales y de seguridad social:
AFP
ESSALUD
Compensación por tiempo de servicios
Diversas
4,028
2,252
1,675
8,092
660
1,595
80
60
102
15
73
54
97
458
Total
8,212
11,029
15. OBLIGACIONES FINANCIERAS
Este rubro comprende:
Vencimiento
Préstamos bancarios (a)
Bonos (b)
Préstamo Sindicado (c)
Arrendamientos financieros (d)
Diciembre 2010
Ver acápite (b)
Junio 2015
Ver acápite (d)
Ajuste al costo amortizado
… 2010 …
Largo
Corriente
Plazo
US$000 US$000
10,000
32,631
42,631
164,967
35,000
60,387
3,171
263,525
… 2009 …
Largo
Corriente
Plazo
US$000
US$000
30,000
10,000
32,604
72,604
122,093
45,000
39,982
1,670
208,745
(a)
Los préstamos bancarios correspondían a pagarés en dólares estadounidenses
otorgados por entidades bancarias locales para financiar capital de trabajo y fueron
pagados en diciembre 2010. Devengaron intereses a la tasa de 1.25% anual.
(b)
Bonos Corporativos:
Los recursos captados fueron destinados a pre-pagar préstamos de corto plazo con
bancos locales y proveedores, entre otros. Los bonos emitidos se pagarán a su
vencimiento y los intereses son pagados semestralmente.
- 37 -
A continuación se detallan las características de cada emisión de bonos corporativos:
Bonos
Tasa de Interes
Saldos al 31 de diciembre
2010
2009
US$000
US$000
Inicio
Vencimiento
Primera Emisión por
(en miles) S/.120,700
30/11/2007
30/11/2017
6.8125%
42,984
41,794
Segunda Emisión por
(en miles) S/.84,105
09/06/2008
09/06/2018
7.1875%
29,953
29,122
Tercera Emisión por
(en miles) US$10,000
09/06/2008
09/06/2028
6.3125%
10,000
10,000
Cuarta Emisión por
(en miles) US$15,000
30/06/2009
30/06/2016
6.50%
15,000
15,000
Quinta Emisión por
(en miles) S/.75,600
30/06/2009
30/06/2014
6.875%
26,923
26,177
Sexta Emisión por
(en miles) US$25,000
03/12/2010
03/12/2025
6.50%
25,000
-
Séptima Emisión por
(en miles) S/.42,420
03/12/2010
03/12/2020
7.5938%
15,107
-
Total obligaciones a valor nominal
Anual Fija
164,967
122,093
Para cubrirse de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, por sus emisiones de bonos
en nuevos soles, la Compañía ha contratado con bancos locales “swaps” de monedas
y tasa de interés (Nota 20).
(c)
El préstamo Sindicado fue otorgado el 30 de junio de 2005 por un grupo de bancos
nacionales por un monto de US$100 millones con vencimiento en junio 2015. Los
fondos obtenidos de este préstamo fueron utilizados para cancelar una deuda
contraída con el BCP, completar los pagos del Contrato de Usufructo de la C.H.
Yuncán y para la adquisición de activos fijos. Este préstamo devenga interés a
LIBOR a tres meses más 2.90%.
En junio de 2008, la Compañía suscribió una adenda al contrato de préstamo, en la
cual se elimina el paquete de garantías que fueron otorgadas, así como el fideicomiso
de flujos de cobro de SPCC y la flexibilización y/o eliminación de algunos resguardos
financieros.
- 38 -
156
157
(d)
Los arrendamientos financieros se detallan a continuación:
Acreedores
Monto
autorizado
y/o usado
US$000
…Saldos pendientes de pago…
Corriente
No corriente
2009
2010
2009
2010
2009
US$000
US$000
US$000
US$000
US$000
Total
Vencimiento
2010
US$000
Banco de Crédito S.A.
Saldo por pagar, neto de intereses e IGV, proveniente de
2 contratos para la construcción y adquisición de
maquinaria de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno.
El contrato establece amortizaciones trimestrales de
capital. Devengan intereses anuales a LIBOR a 3 meses
más 1.55% y LIBOR a 3 meses más 1.175% con plazos
de 5 y 2 años, respectivamente.
37,154
Montos desembolsados a la fecha para la construcción y
adquisición de maquinaria del ciclo combinado de la
C.T. ChilcaUno. Las amortizaciones serán en forma
mensual e iniciarán a partir del mes en que el banco
culmine los desembolsos relacionados al proyecto. La
tasa de interés anual será de 6.67%.
310,000
66,332
BBVA Banco Continental
Saldo por pagar, neto de intereses e IGV, proveniente de
2 contratos para la construcción y adquisición de
maquinaria de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno. El
contrato establece amortizaciones trimestrales de capital.
Devengan intereses anuales a LIBOR a 3 meses más
1.12% y LIBOR a 3 meses más 1.07% con plazos de 5 y
2 años, respectivamente.
Noviembre
2009/ 2012
3,744
5,616
Junio 2020
53,006
-
Diciembre
2011/ 2014
36,268
66,970
93,018
72,586
Total
- 39 -
1,872
1,872
1,872
3,744
-
53,006
-
30,759
30,732
5,509
36,238
32,631
32,604
60,387
39,982
Los contratos de arrendamiento financiero suscritos con el BCP para la construcción e
instalación de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno consideran que la opción de
compra será igual al 0.10% del monto financiado más IGV. Ambos contratos se
firmaron en noviembre de 2006 y entraron en vigencia en noviembre de 2007. En
relación con estos contratos, la Compañía suscribió el 18 de diciembre de 2006 con el
BCP, un contrato en el que se constituye derecho real de superficie y derecho de
acceso a favor del BCP, sobre una parte del inmueble (propiedad de la Compañía)
donde se encuentra la planta de generación termoeléctrica, con la finalidad expresa de
que se lleve a cabo la construcción, instalación e implementación de las obras a que
se refieren los contratos de arrendamiento financiero y el EPC. Este contrato se
encontrará vigente por un plazo de 5 años contados a partir de su suscripción.
Los contratos de arrendamiento financiero suscritos con el BBVA para la
construcción e instalación de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno fueron firmados
en diciembre de 2007 y entraron en vigencia en diciembre de 2009. En relación con
estos contratos, el 6 de junio de 2008 la Compañía suscribió con el BBVA, un
contrato en el que se constituye derecho real de superficie a favor del banco, sobre
una extensión superficial de terreno de 5,803 metros cuadrados, extensión que forma
parte de un área mayor constituida por el inmueble (propiedad de la Compañía) donde
se encuentra la planta de generación termoeléctrica. Este contrato se encontrará
vigente hasta que la Compañía ejerza la opción de compra correspondiente.
En relación con los contratos de arrendamiento financiero del Proyecto Ciclo
Combinado, el 4 de junio de 2010 la Compañía suscribió con el BCP, un contrato en
el que se constituye derecho real de superficie y derecho de acceso a favor del BCP,
sobre una parte del inmueble (propiedad de la Compañía) donde se encuentra la
planta de generación termoeléctrica, con la finalidad expresa de que se lleve a cabo la
construcción, instalación e implementación de las obras a que se refieren los contratos
de arrendamiento financiero y el EPC. Este contrato se encontrará vigente hasta que
la Compañía ejerza la opción de compra ó 30 años a partir de la fecha de activación lo
que ocurra primero.
(e)
Los principales resguardos financieros que la Compañía debe cumplir con respecto a
sus obligaciones financieras y que se detallan en el contrato del préstamo sindicado,
en los contratos de arrendamiento financiero y en el prospecto marco del Primer
Programa de Bonos Corporativos, son los siguientes:
 Mantener un ratio de endeudamiento menor a 2 para el caso del préstamo
sindicado.
 Mantener un ratio de cobertura de deuda menor a 3.50 (todos).
El cumplimiento de estos resguardos financieros es supervisado por la Gerencia y, en
su opinión, la Compañía ha cumplido con dichos resguardos financieros al 31 de
diciembre de 2010 y 2009.
- 40 -
158
159
16. CAPITAL SOCIAL
Al 31 de diciembre de 2010 y al 31 de diciembre de 2009 el capital social está representado
por 199´970,023 acciones comunes, de S/.1.00 de valor nominal cada una (equivalente a
US$0.356), autorizadas, emitidas y pagadas.
Al 31 de diciembre de 2010, la estructura de participación accionaria de la Compañía fue
como sigue:
No. de
Acciones
Accionistas
Total de
Participación
%
Suez-Tractebel S.A.
IN-FONDO 2
Rímac Internacional Cia. de Seguros
Otros (327accionistas)
123,443,250
11,427,914
10,018,348
55,080,511
61.73
5.72
5.01
27.54
Total
199,970,023
100.00
Al 31 de diciembre de 2010 la cotización bursátil (en la Bolsa de Valores de Lima) por
acción fue de S/.22.50 (S/.12.12 al 31 de diciembre de 2009).
17. CAPITAL ADICIONAL
Corresponde a la prima de capital, de libre disponibilidad, resultante del aumento de capital
por aporte de las AFPs en 2004. Dicha prima resultó de comparar el monto de los aportes
efectuados por las AFPs de (en miles) US$48,000 con el monto de (en miles) US$12,078,
correspondiente al valor en dólares estadounidenses de las 42,098,992 acciones comunes
emitidas de S/.1.00 de valor nominal, aplicando el tipo de cambio de S/.3.4855 por cada
US$1.00.
18. RESERVA LEGAL
De acuerdo con la Ley General de Sociedades, la reserva legal se constituye transfiriendo
como mínimo 10% de la utilidad neta de cada ejercicio, después de deducir pérdidas
acumuladas, hasta que alcance un monto equivalente a la quinta parte del capital. En
ausencia de utilidades no distribuidas o reservas de libre disposición, la reserva legal debe
ser destinada a compensar pérdidas, pero debe ser repuesta. La reserva legal puede ser
capitalizada, pero igualmente debe ser repuesta. Al 31 de diciembre de 2010 y 2009 la
reserva legal ha alcanzado el monto equivalente a la quinta parte del capital.
- 41 -
19. DISTRIBUCION DE UTILIDADES
De acuerdo con lo señalado por el Decreto Legislativo No. 945 del 23 de diciembre de
2003, que modificó la Ley del Impuesto a la Renta, las personas jurídicas domiciliadas que
acuerden la distribución de dividendos o cualquier otra forma de distribución de utilidades,
retendrán el 4.1% del monto a distribuir, excepto cuando la distribución se efectúe a favor
de personas jurídicas domiciliadas.
No existen restricciones para la remesa de dividendos ni para la repatriación del capital a
los inversionistas extranjeros.
Distribución de dividendos
En septiembre de 2010, la Junta General de Accionistas aprobó por unanimidad modificar
la política de dividendos de la Compañía acordándose, entre otros, la repartición de la suma
equivalente al treinta por ciento (30%) de las utilidades anuales disponibles, según se
determinen en cada ejercicio anual, o un porcentaje mayor si así se considera conveniente.
Durante el ejercicio 2010 y 2009 se pagaron dividendos por (en miles) US$44,155 y
US$70,768, como sigue:
Fecha del Acuerdo
de Directorio o Junta
Obligatoria Anual
de Accionistas
Ejercicio
2010:
09 de noviembre
23 de marzo
A cuenta ejercicio 2010
Final ejercicio 2009
Total
Dividendo
Total
US$000
13,276
30,878
Dividendo
por Acción
Común
US$000
0.0664
0.1544
44,154
2009:
1 de octubre
17 de marzo
A cuenta ejercicio 2009
Final ejercicio 2008
Total
70,768
- 42 -
160
28,180
42,588
0.1409
0.2130
161
20. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS
Bonos Corporativos
Como resultado de las emisiones de Bonos Corporativos en nuevos soles (moneda distinta a
la moneda funcional de la Compañía), dentro del marco del Primer Programa de Bonos
Corporativos, y para cubrirse del riesgo de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, la
Compañía decidió contratar instrumentos financieros derivados Swaps de monedas y tasas
de interés denominados “Cross currency interest rate swap”. Con esto la Compañía logra
fijar los pagos en dólares durante la vigencia de los bonos.
De acuerdo a lo mencionado, la Compañía intercambió lo siguiente:
… Swaps …
Institución Financiera
Citibank
Citibank
BBVA Banco Continental
BBVA Banco Continental
Bonos
Monto de
emisión
S/.000
Primera emisión 120,700
Segunda emisión 84,105
Quinta emisión
75,600
Séptima emisión 42,420
Tasa de
Interes
Soles
6.8125%
7.1875%
6.8750%
7.5938%
Monto
pactado
US$000
40,000
29,973
25,117
15,043
Tasa de
Interes
Dólares
5.7550%
6.1690%
5.3750%
5.9738%
Tipo de
Cambio
Fijado
3.0175
2.8060
3.0099
2.8199
La ganancia generada en los cross currency swaps durante 2010 fue de (en miles) US$1,411
(US$918 en 2009) y se presenta en el rubro Ingresos financieros del estado de ganancias y
pérdidas (Nota 25).
Préstamo Sindicado
En enero de 2009 para cubrirse de las fluctuaciones de la tasa de interés establecida para el
Préstamo Sindicado - LIBOR (Nota 15(c)) ascendente a (en miles) US$65,000, la
Compañía contrató con el Citibank, instrumentos financieros derivados de tasas de interés
para mitigar dicho riesgo. La Compañía intercambió LIBOR a tres meses + 2.90% por una
tasa de interés fija de 2.015%.
Durante 2010, la pérdida generada por este instrumento financiero derivado ascendió a (en
miles) US$871 (US$683 en 2009) y se presenta en el rubro Gastos financieros del estado de
ganancias y pérdidas (Nota 26).
Resultados no realizados por instrumentos financieros derivados
Al 31 de diciembre de 2010, los resultados no realizados por instrumentos financieros
derivados incluyen el valor razonable de los instrumentos financieros de (en miles)
US$4,334, el ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de (en
miles) US$4,600, neto del impuesto a la renta diferido de (en miles) US$2,680 (Nota 28(a))
Al 31 de diciembre de 2009, incluye el valor razonable de los instrumentos financieros
derivados de (en miles) US$2,459, el ajuste por la variación del tipo de cambio de las
partidas coberturadas de (en miles) US$1,770, neto del impuesto a la renta diferido de (en
miles) US$207 (Nota 28(a)).
- 43 -
21. VENTAS NETAS DE ENERGIA ELECTRICA
Las ventas de energía eléctrica comprenden:
2010
US$000
2009
US$000
Ventas de energía
Ventas de potencia
Ventas de peaje
Compensaciones COES
Compensaciones D.U. 049
Otros ingresos
262,631
90,818
21,931
12,104
6,189
5,236
232,190
89,479
23,397
15,213
8,341
3,637
Total
398,909
372,257
22. COSTO DE VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA
Costo de ventas de energía eléctrica comprende:
2010
US$000
Consumo de combustibles
Compra de energía, potencia, peaje
Cargas de personal
Aporte 1 % Empresas Eléctricas
Derecho de usufructo y aporte social
Consumo de suministros y repuestos
Mantenimiento equipos industriales
Otros gastos de generación
Provisiones del ejercicio:
Depreciación y amortización
Otras
172,468
29,388
13,208
3,817
3,949
3,695
3,842
9,163
162,749
28,479
13,350
3,310
3,949
3,693
3,562
7,747
30,765
502
26,591
533
Total
270,797
253,963
- 44 -
162
2009
US$000
(Reexpresado)
163
23. GASTOS DE ADMINISTRACION
Gastos de administración comprende:
2010
US$000
Cargas de personal
Servicios prestados por terceros
Servicios de asistencia administrativa, financiera y técnica
Tributos
Cargas diversas de gestión
Provisiones del ejercicio:
Depreciación y amortización
Otros
Total
2009
US$000
(Reexpresado)
8,158
4,378
2,423
582
913
6,868
4,137
2,065
545
1,250
1,065
328
694
252
17,847
15,811
24. OTROS INGRESOS
Otros ingresos comprende:
2010
US$000
2009
US$000
Reembolso del Seguro (a)
Acuerdo por transferencia de ducto a Calidda (b)
Reversión de provisiones de años anteriores (Nota 31)
Servicios de asistencia administrativa a GSEP
Otros
11,254
5,000
2,514
204
691
204
91
Total
19,663
295
(a) Como consecuencia de los daños causados a los componentes de la tercera unidad de la
C.T. ChilcaUno por un huracán en la ciudad de Houston, Estados Unidos en septiembre
de 2008, se originó un retraso en la entrada en operación de dicha unidad. La Compañía
mantenía una póliza por lucro cesante por el retraso en la entrada en operación de esta
unidad con la aseguradora Liberty International Underwriters. En febrero de 2010, la
Compañía presentó un reclamo a la aseguradora por un monto de (en miles) US$11,254
haciéndose efectivo el reembolso en dicho mes.
(b) Con fecha 23 de julio de 2010 la Compañía suscribió con Gas Natural de Lima y Callao
S.A. (Cálidda), un acuerdo en el cual se transfiere a Cálidda un grupo de instalaciones
conformadas principalmente, por un ducto de gas (“la infraestructura”) por un importe
- 45 -
de (en miles) US$1,500, cuyo costo neto el libros ascendía a (en miles) US$105 La
ganancia neta en venta de activos se presenta en el estado de ganancias y pérdidas.
Además, la Compañía recibió (en miles) US$5,000 como compensación adicional por el
uso que Cálidda hará de “la infraestructura” para prestar el servicio a terceros.
25. INGRESOS FINANCIEROS
Ingresos financieros comprende:
2010
US$000
2009
US$000
Diferencia en cambio neta
Ganancia por instrumentos financieros derivados (Nota 20)
Intereses de depósitos a plazo
Otros ingresos financieros
Intereses en depósitos bancarios
1,411
258
361
92
4,899
918
312
113
79
Total
2,122
6,321
26. GASTOS FINANCIEROS
Gastos financieros comprende:
Intereses de bonos
Intereses de préstamos
Diferencia en cambio neta
Impuesto a las transacciones financieras
Intereses provisión por contingencia
Pérdida por instrumentos financieros derivados (Nota 20)
Otros gastos financieros
Total
2010
US$000
2009
US$000
8,687
4,328
1,652
512
871
225
6,711
6,044
678
1,473
683
199
16,275
15,788
27. IMPUESTO A LA RENTA
(a)
Régimen tributario del impuesto a la renta
(i) Tasas del impuesto
De conformidad con el Decreto Legislativo No. 945, del 23 de diciembre de 2003, a
partir del ejercicio gravable 2004, la tasa de impuesto a la renta de las personas
jurídicas domiciliadas es de 30%.
- 46 -
164
165
Las personas jurídicas domiciliadas se encuentran sujetas a una tasa adicional de
4.1%, sobre toda suma que pueda considerarse una disposición indirecta de utilidades,
que incluyen sumas cargadas a gastos e ingresos no declarados; esto es, gastos
susceptibles de haber beneficiado a los accionistas; gastos particulares ajenos al
negocio; gastos de cargo de accionistas, que son asumidos por la persona jurídica.
Las personas jurídicas no domiciliadas en Perú y las personas naturales pagarán un
impuesto de 4.1% sobre los dividendos distribuidos.
(ii) Precios de transferencia
Para propósitos de la determinación del Impuesto a la Renta e Impuesto General a las
Ventas, los precios de transferencia de las transacciones con partes vinculadas o con
sujetos residentes en territorios de baja o nula imposición, deberán estar sustentados
con el Estudio Técnico de Precios de Transferencia (ETP) y con la documentación
sustentatoria correspondiente. Esta obligación formal surge cuando el monto de los
ingresos devengados de las empresas superen los (en miles) S/.6,000, y hubieran
efectuado transacciones con partes vinculadas en un monto superior a (en miles)
S/.1,000. Adicionalmente deberán presentar una declaración jurada anual informativa
de Precios de Transferencia cuando el monto de las transacciones que realicen con
partes relacionadas resulte mayor a (en miles) S/.200.
Ambas obligaciones formales también serán exigibles en el caso de que se hubiera
realizado al menos una transacción desde, hacia, o a través de países de baja o nula
imposición.
La obligación de contar con un ETP no fue de aplicación a las transacciones que los
contribuyentes domiciliados en el país realizaron con partes vinculadas domiciliadas.
A partir del ejercicio 2008, estas transacciones deben ser incluidas en los
correspondientes ETP.
La Compañía está realizando el ETP correspondiente al año 2010. Con base en el
análisis de las operaciones de la Compañía, la Gerencia y sus asesores legales opinan
que no resultarán pasivos de importancia para los estados financieros a dicha fecha,
en relación con los precios de transferencia.
(ii) Modificaciones significativas al Impuesto a la Renta
A partir del 1 de enero de 2011, entraron en vigencia algunos cambios en el régimen
de determinación del Impuesto a la Renta aplicable a las empresas dispuestos por las
Leyes 29498 y 29645, esta última publicada el 31 de diciembre de 2010. A
continuación se muestra un breve resumen de los cambios más importantes para las
empresas:
• Se establece que las sumas destinadas a la capacitación del personal podrán ser
deducidas como gasto hasta por un monto máximo equivalente a 5% del total de
- 47 -
los gastos deducidos en el ejercicio. A este efecto debe presentarse un Programa
de Capacitación anual ante el Ministerio de Trabajo.
• El costo computable en el caso de acciones recibidas en una reorganización simple
estará dado por el valor, sin considerar la revaluación no gravada, de los activos
transferidos menos el monto de los pasivos transferidos, Si estos fueran mayores
que el costo de los activos transferidos, el costo computable será cero.
• Los intereses abonados por una empresa domiciliada a favor de una persona
natural no domiciliada estarán sujetos a una retención del 4.99% (antes 30%),
salvo que exista vinculación o el acreedor sea residente en un paraíso fiscal.
• Los intereses abonados a personas jurídicas no domiciliadas por empresas de
operaciones múltiples por la utilización en el país de sus líneas de crédito en el
exterior estarán sujetos a una retención del 4.99% (antes 1%)
• Los intereses abonados a personas jurídicas no domiciliadas provenientes de bonos
u otros instrumentos de deuda, depósitos en el Sistema Financiero Nacional,
operaciones de reporte, pactos de recompra y préstamos bursátiles y otros intereses
provenientes de operaciones de crédito estarán sujetos a una retención del 4.99%
(antes 30%).
• En el caso de créditos externos en los que no aplique la tasa antes indicada o
cuando el acreedor sea una empresa vinculada o cuando se utilice a un acreedor
para ocultar una operación de crédito entre partes vinculadas, la tasa de retención
sobre los intereses correspondientes será del 30%. En una fiscalización, el
contribuyente deberá demostrar que la operación es genuinamente un préstamo o
crédito otorgado por una parte no relacionada.
• Se han establecido reglas especiales para la imposición de rentas obtenidas en
operaciones de reporte, pactos de recompra y prestamos bursátiles, a las que se
considera como operaciones de financiamiento.
(b) El gasto por impuesto a la renta comprende:
2009
US$000
(Reexpresado)
Impuesto a la renta corriente (acápite (c))
Impuesto diferido (Nota 28)
31,042
4,654
24,970
2,243
Total
35,696
27,213
- 48 -
166
2010
US$000
167
(c) El impuesto a la renta corriente fue determinado como sigue:
2010
US$000
Utilidad antes de impuesto a la renta
Gastos no deducibles:
Diferencia de cambio de pagos a cuenta del Impuesto
a la Renta e Impuesto General a las ventas
Otros gastos no deducibles
Ingresos exonerados:
Otros ingresos exonerados
Diferencias temporales:
Depreciación
Amortización C.H. Yuncán
Otros
Renta gravable para computar el impuesto a la renta
corriente
Impuesto a la renta corriente - 30%
116,751
5,374
-
2009
US$000
(Reexpresado)
93,227
(4,043)
2,660
(391)
(18,115)
1,812
(2,350)
(10,979)
1,812
947
103,472
83,233
31,042
24,970
(d) Situación tributaria
Las declaraciones juradas del impuesto a la renta de los años 2005, 2006, 2008, 2009
y la que se presentara por el ejercicio 2010, están pendientes de revisión por la
administración tributaria, la cual tiene la facultad de efectuar dicha revisión dentro de
los cuatro años siguientes al año de presentación de la declaración jurada de impuesto
a la renta.
La declaración jurada del impuesto a la renta del ejercicios 2007 ha sido fiscalizada
por la administración tributaria, habiéndose recibido una Resolución de Determinación
como resultado de tal revisión. Esta resolución se encuentra en reclamo (Nota 31). La
Gerencia considera que el resultado final del reclamo presentado, les será favorable.
Debido a las posibles interpretaciones que las autoridades tributarias pueden dar a las
normas legales aplicables en cada año, a la fecha, no es posible determinar si de las
revisiones que se realicen resultarán o no pasivos para la Compañía, por lo que
cualquier eventual mayor impuesto o recargo que pudiera resultar de las revisiones
fiscales sería aplicado a los resultados del ejercicio en que estos se determinen. Sin
embargo, en opinión de la Gerencia cualquier eventual liquidación adicional de
impuestos no sería significativa para los estados financieros al 31 de diciembre de
2010 y al 31 de diciembre de 2009.
- 49 -
(e) Conciliación de la tasa efectiva del impuesto a la renta
La conciliación de la tasa efectiva del impuesto a la renta de 30.57% al 31 de
diciembre de 2010 (29.19% al 31 de diciembre de 2009) con la tasa de impuesto a la
renta de 30%, es como sigue:
2010
US$000
Utilidad antes de impuesto a la renta
Impuesto a la renta calculado según tasa tributaria
2009
US$000
%
(Reexpresado)
%
116,751
100.00
93,227
100.00
35,025
30.00
27,968
30.00
Efecto tributario sobre adiciones y deducciones:
Gastos no deducibles
Ingresos exonerados
Otros ajustes
1,612
(941)
Impuesto a la renta corriente y diferido registrado
según tasa efectiva combinada
35,696
1.38
(0.81)
30.57
(415)
(117)
(223)
27,213
(0.44)
(0.13)
(0.24)
29.19
28. IMPUESTO A LA RENTA DIFERIDO
El movimiento en el pasivo neto por impuesto a la renta diferido y las diferencias
temporales que le dieron origen al 31 de diciembre de 2010 y 2009, fueron como sigue:
… 2009 …
Adiciones/ Recuperos
Saldo
Resultados Resultados
Inicial del Ejercicio Acumulados
US$000
US$000
US$000
Pasivo:
Tasa de depreciación y amortización
menor que la tributaria
Instrumentos financieros derivados
Activo:
Instrumentos financieros derivados
Otros
Pasivo, neto
(Reexpresado)
53,392
(6,693)
(526)
46,173
2,752
(391)
2,361
207
6,693
6,900
… 2010 …
Adiciones/ Recuperos
Saldo
Resultados Resultados
Final
del Ejercicio Acumulados
US$000
US$000
US$000
56,144
207
(917)
55,434
Saldo
Final
US$000
4,505
-
(207)
60,649
-
149
(2,680)
-
(2,680)
(768)
4,654
(2,887)
57,201
29. UTILIDAD POR ACCION
La utilidad básica por acción común ha sido calculada dividiendo la utilidad neta del
ejercicio atribuible a los accionistas comunes, entre el promedio ponderado del número de
acciones comunes en circulación durante el ejercicio. No se ha calculado utilidad diluida
- 50 -
168
169
por acción común porque no existen acciones comunes potenciales diluyentes, esto es,
instrumentos financieros u otros contratos que dan derecho a obtener acciones comunes. La
utilidad básica por acción común resulta como sigue:
2010
US$000
Utilidad neta atribuible a los accionistas comunes
Promedio ponderado del número de acciones comunes
en circulación durante el periodo
Utilidad básica y diluida por acción común
2009
US$000
(Reexpresado)
81,055
66,014
199,970,023
199,970,023
0.405
0.330
30. COMPROMISOS
Al cierre del 31 de diciembre de 2010, la Compañía mantiene los siguientes contratos
vigentes:
Duración
del
Contrato
Inicio de
Vigencia del
Contrato
Potencia Contratada
Fecha de
Terminación
Hora Punta
(MW)
Hora Fuera de
Punta (MW)
74.27
7.33
6.56
6.00
6.17
2.87
74.27
7.33
6.56
6.00
6.17
2.87
Contratos Licitación (2007 - 2010)
Luz del Sur S.A.A.
Electro Dunas S.A.A.
Electronoroeste S.A.
Electronorte S.A.
Hidrandina S.A.
Electrosur S.A.
4 años
3 años
4 años
4 años
4 años
4 años
- 51 -
01/01/2007
01/01/2008
01/01/2007
01/01/2007
01/01/2007
01/01/2007
31/12/2010
31/12/2010
31/12/2010
31/12/2010
31/12/2010
31/12/2010
Duración
del
Contrato
Potencia Contratada
Inicio de
Vigencia del
Contrato
Fecha de
Terminación
Hora Punta
(MW)
Hora Fuera de
Punta (MW)
4 años
4 años
5 años
4 años
3 años 3 meses
01/01/2008
01/01/2008
01/01/2008
01/01/2009
01/10/2009
31/12/2011
31/12/2011
31/12/2012
31/12/2012
31/12/2012
65.04
90.00
20.45
1.93
217.55
65.04
90.00
20.45
1.93
217.55
Southern Perú Copper Corporation
20 años
Quimpac S.A.
16 años
PANASA
13 años
Empresa Minera Los Quenuales S.A.
7 años
Minera Bateas S.A.C.
10 años
Compañía Minera San Juan (Perú) S.A.
10 años
Compañia Minera Raura S.A.
5 años
Compañia Vena Perú S.A.C.
3 años
Perubar S.A.
5 años 4 meses
Compañía Universal Textil S.A.
5 años
Alicorp S.A.A.
5 años
Industrial del Espino S.A.
5 años
Textil Piura S.A.
5 años
Universidad de Lima
5 años
Xstrata Tintaya S.A.
10 años
Manufacturas de Metales y Aluminio Record S.A.
5 años
18/04/1997
01/07/2004
01/06/2007
01/08/2005
01/02/2007
01/04/2007
01/05/2007
10/01/2008
01/09/2007
01/04/2008
01/04/2008
01/04/2008
01/04/2008
01/05/2008
01/05/2008
01/07/2008
17/04/2017
30/06/2020
30/05/2020
31/12/2012
31/01/2017
31/03/2017
30/04/2012
31/12/2010
31/12/2012
31/03/2013
31/03/2013
31/03/2013
31/03/2013
30/04/2013
30/04/2018
30/06/2013
205.00
18.00
12.00
21.00
2.80
5.00
2.00
2.00
1.60
3.35
5.50
1.65
1.00
2.80
24.00
0.25
205.00
56.00
12.00
21.00
2.80
5.00
2.00
2.00
1.60
4.20
14.10
1.90
9.00
3.00
24.00
1.30
Contratos Licitación (2008 - 2012)
Edelnor S.A.A. (I Convocatoria - EDLN)
Edelnor S.A.A. (II Convocatoria - EDLN)
Electro Dunas S.A.A. (I Convocatoria - LDS)
Edecañete (I Convocatoria - LDS)
Luz del Sur S.A.A. (I Convocatoria - LDS)
Clientes libres
31. CONTINGENCIAS
Al 31 de diciembre de 2010, la Compañía tiene las siguientes contingencias:
(a) Procesos tributarios
Con fecha 14 de octubre, la Compañía fue notificada con la Resolución de Intendencia
380000/2010-335 mediante la cual, la SUNAT requiere el pago del ISC e IGV
relacionado a las importaciones de carbón o hulla bituminosa realizadas entre mayo
2006 y abril 2007, estas Declaraciones de Importación corresponden a 10 embarques
de ese periodo. La resolución dispone la cobranza de S/.6.4 millones más intereses
moratorios aproximadamente S/.11 millones (equivalente a US$3.9 millones).
En opinión de la Compañía y de sus asesores legales, el proceso de reclamación les
será favorable.
(b) Procesos judiciales
Proceso de Laudo Arbitral seguido con Empresa de Generación de Arequipa S.A.
(EGASA), Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) y Empresa de
Generación Eléctrica de San Gabán S.A. (SAN GABAN), debido a que existe
discrepancia entre las partes respecto a la tasa de interés que debía aplicarse a los
intereses devengados del capital que la Compañía canceló a las mencionadas empresas
- 52 -
170
171
por orden del Tribunal Arbitral en 2002. La suma en disputa asciende a (en miles)
S/.1,575 (equivalentes a (en miles) US$561), los cuales han sido reconocidos por la
Compañía al 31 de diciembre de 2010 (US$3,075 al 31 de diciembre de 2009). Según
sus asesores legales, el monto provisionado por la Compañía es suficiente.
(c) Situaciones contingentes del sector energía
Durante el periodo 2007, el COES - SINAC no asignó a la Compañía los retiros de
potencia y energía efectuados por las empresas distribuidoras sin respaldo contractual,
en cumplimiento a lo ordenado por el Cuarto Juzgado Civil de Lima mediante Medida
Cautelar Fuera de Proceso Nro. 27772-05 interpuesta por la Compañía contra el
COES - SINAC y concedida a favor de la Compañía con fecha 11 de julio de 2005.
El 23 de enero de 2008, el COES - SINAC solicitó la variación de las medidas
cautelares concedidas, señalando que, bajo la vigencia de la Ley 29179, Ley que
establece el mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado
regulado, le corresponde atribuir retiros sin respaldo contractual a las empresas
generadoras, entre ellas EnerSur S.A. A la fecha el Tribunal Arbitral tiene pendiente
resolver un recurso de reconsideración interpuesto por la Compañía.
(d) Cartas fianza y garantías:

En garantía de los pagos por “Derecho de Usufructo y Aporte Social” del Contrato
de Usufructo (Nota 1), la Compañía otorgó a favor de Activos Mineros S.A.C.
cartas fianzas por un monto de (en miles) US$10,000. Asimismo, por el fiel
cumplimiento del contrato se constituyó garantía por (en miles) US$2,000, a favor
de Activos Mineros S.A.C.

En relación con la ejecución de obras del Ciclo Combinado, se ha constituido una
carta fianza por (en miles) S/.1,775 (equivalente a (en miles) US$632) a favor del
Ministerio de Energía y Minas.

Para garantizar el cumplimiento del cronograma de las obras de la concesión de
Quitaracsa, se ha constituido una carta fianza a favor del Ministerio de Energía y
Minas por (en miles) S/.35,500 (equivalente a (en miles) US$12,638).

A favor del Poder Judicial por (en miles) S/.8,762 (equivalente a (en miles)
US$3,120) por el laudo arbitral que la Compañía mantiene con EGASA, EGESUR
y SAN GABAN.

A favor de PROINVERSION (en miles) US$5,000, por la oferta en la Licitación
de “Reserva Fría de Generación – Planta Ilo”.

Por los contratos adjudicados a EnerSur en las Licitaciones de Largo Plazo para el
Suministro de Electricidad a Empresas Distribuidoras, convocadas por las
empresas Edelnor S.A.A. e Hidrandina S.A., se tramitó con el Banco Continental
la emisión de cartas fianzas a nombre de las empresas distribuidoras licitantes de
- 53 -
acuerdo a lo establecido en las bases de licitación, por un total de (en miles)
US$2,303.
32. ARRENDAMIENTO OPERATIVO
En diciembre de 2003, la empresa relacionada GSEP firmó un Contrato de
Subarrendamiento del inmueble donde están ubicadas las oficinas corporativas de la
Compañía y de GSEP. Posteriormente, en enero de 2008, la Compañía aceptó la cesión de
la posición contractual en el Contrato de Subarrendamiento que mantenía la empresa
relacionada. El plazo de vigencia del contrato fue el 5 de enero de 2009.
A partir del 5 de enero de 2009, se inicia el Contrato de Constitución de Usufructo
Condicionado entre la Compañía y los propietarios. El plazo de vigencia es de 25 años.
Este contrato de usufructo será de carácter voluntario para la Compañía que tendrá derecho
a darlo por terminado de manera anticipada y genera una renta mensual de (en miles)
US$22 más impuestos.
Al 31 de diciembre de 2010, los pagos mínimos futuros de arrendamiento son como sigue:
US$000
Hasta un año
Más de un año hasta cinco años
264
1,320
Total
1,584
Valor presente de los pagos mínimos
952
La tasa interna de retorno utilizada para el cálculo del valor presente de los pagos mínimos
es de 12%.
33. MEDIO AMBIENTE
Conforme a lo dispuesto por el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades
Eléctricas, la Compañía presentó ante el Ministerio de Energía y Minas (MEM) un
Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (“PAMA”). El PAMA presentado por la
Compañía fue aprobado y se estableció un plazo de 2 años para que realizara las
inversiones y gastos necesarios a fin de adecuar sus operaciones a las normas y límites
máximos permisibles, el cual venció en 1999. A la fecha, la Compañía ha cumplido con las
medidas establecidas en el PAMA para adecuar sus operaciones a las regulaciones
ambientales.
Adicionalmente, la Compañía se encuentra sometida a auditoría ambiental anual a cargo de
entidades independientes, debidamente autorizadas a tal efecto, que son contratadas
directamente por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
(“OSINERGMIN”).
- 54 -
172
173
Al 31 de diciembre de 2010, el gasto acumulado relacionado directamente con la protección
del medio ambiente ascendió a (en miles) US$439 (US$438 al 31 de diciembre de 2009).
34. HECHOS POSTERIORES
No se tiene conocimiento de hechos posteriores ocurridos entre la fecha de cierre de estos
estados financieros y la fecha de este informe, que puedan afectarlos significativamente.
- 55 -
Anexo 2
Gobierno
Corporativo
174
175
ANEXO 2 – GOBIERNO CORPORATIVO
Información sobre el cumplimiento de los Principios de Buen Gobierno Corporativo de las
sociedades peruanas correspondiente al ejercicio 2010.
Denominación Social: EnerSur S.A.
RUC:
20333363900
Dirección:
Av. República de Panamá N° 3490, San Isidro, Lima.
Teléfono:
(511) 616-7979
Fax:
(511) 616-7878
Página Web:
www.enersur.com.pe
Representante Bursátil: Philippe Pierre Tordoir
A continuación se presenta la auto evaluación de la Empresa con respecto al cumplimiento de los
Principios de Buen Gobierno Corporativo para las Sociedades Peruanas, donde 0 significa “no se
cumple el principio” y 4 “el principio se cumple totalmente”:
1.1 Sección Primera: Evaluación de 26 Principios
LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS
Principios
1.
2.
a.
Principio (I.C.1. segundo párrafo).- No se debe incorporar en la agenda asuntos
genéricos, debiéndose precisar los puntos a tratar de modo que se discuta cada
tema por separado, facilitando su análisis y evitando la resolución conjunta de
temas respecto de los cuales se puede tener una opinión diferente.
Principio (I.C.1. tercer párrafo).- El lugar de celebración de las Juntas Generales
se debe fijar de modo que se facilite la asistencia de los accionistas a las mismas.
X
NÚMERO
2
0
De haber convocado a juntas de accionistas, complete la siguiente información para cada una de
ellas.
11/03/2010
23/03/2010
24/08/2010
21/09/2010
LUGAR DE LA JUNTA
Oficinas
S.A.
Oficinas
S.A.
EnerSur
EnerSur
Nº DE ACC.
ASISTENTES
JUNTA
QUÓRUM %
FECHA DE LA
DURACIÓN
GENERAL
AVISO DE
CONVOCATORIA
TIPO DE JUNTA
ESPECIAL
FECHA DE
c.
Cumplimiento
1 2
3 4
X
Indique el número de juntas de accionistas convocadas por la EMPRESA durante el ejercicio materia
del presente informe.
I.
TIPO
JUNTA GENERAL DE ACCIONISTAS
JUNTA ESPECIAL DE ACCIONISTAS
b.
0
HORA DE
(
(X)
91.69%
17
10:00 am
10:50 am
(X)
89.91%
13
11:00 am
11:50 am
)
HORA
INICIO
DE
TÉRMINO
¿Qué medios, además del contemplado en el artículo 43 de la Ley General de Sociedades, utiliza la
convocar a las Juntas?
EMPRESA para
-1-
(X)
( )
(X)
( )
( )
( )
( )
MANUAL
OTROS
( )
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si los medios señalados en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os)
documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
d.
CORREO ELECTRÓNICO
DIRECTAMENTE EN LA EMPRESA
VÍA TELEFÓNICA
PÁGINA DE INTERNET
CORREO POSTAL
OTROS
NINGUNO
( )
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
(X)
e.
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
En caso la EMPRESA cuente con una página web corporativa, ¿es posible obtener las actas de las
juntas de accionistas a través de dicha página?
SOLO PARA ACCIONISTAS
PARA EL PÚBLICO EN GENERAL
( )
SÍ
( )
( )
NO
(X)
(X)
NO CUENTA CON PÁGINA WEB
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
Principio (I.C.2).- Los accionistas deben contar con la oportunidad de introducir
puntos a debatir, dentro de un límite razonable, en la agenda de las Juntas
Generales.
Los temas que se introduzcan en la agenda deben ser de interés social y propios de la
competencia legal o estatutaria de la Junta. El Directorio no debe denegar esta clase
de solicitudes sin comunicar al accionista un motivo razonable.
Principio
3.
a.
Indique si los accionistas pueden incluir puntos a tratar en la agenda mediante un mecanismo
adicional al contemplado en la Ley General de Sociedades (artículo 117 para sociedades anónimas
regulares y artículo 255 para sociedades anónimas abiertas).
(X) SÍ
b.
( )
NO
En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa detalle los mecanismos alternativos.
En las Juntas Generales Universales los accionistas pueden proponer temas a tratar o consultar sobre
temas que no estén previstos en la agenda, y estos son evaluados por el Presidente de la Junta. En este
sentido, bajo un criterio de razonabilidad se podrán absolver o tratar según se cuente con la información
requerida.
c.
Indique si los mecanismos descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os)
documento (s) de la EMPRESA.
-2-
176
OTROS
( ) ( )
MANUAL
ESTATUTO
REGLAMENTO
INTERNO
177
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
(X)
d.
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
Indique el número de solicitudes presentadas por los accionistas durante el ejercicio materia del
presente informe para la inclusión de temas a tratar en la agenda de juntas.
NÚMERO DE SOLICITUDES
ACEPTADAS
RECIBIDAS
0
0
RECHAZADAS
0
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
Principio (I.C.4.i.).- El estatuto no debe imponer límites a la facultad que todo
accionista con derecho a participar en las Juntas Generales pueda hacerse
representar por la persona que designe.
Principio
4.
a.
De acuerdo con lo previsto en el artículo 122 de la Ley General de Sociedades, indique si el
estatuto de la EMPRESA limita el derecho de representación, reservándolo:
( )
( )
( )
(X)
b.
A FAVOR DE OTRO ACCIONISTA
A FAVOR DE UN DIRECTOR
A FAVOR DE UN GERENTE
NO SE LIMITA EL DERECHO DE REPRESENTACIÓN
Indique para cada Junta realizada durante el ejercicio materia del presente informe la siguiente
información:
TIPO DE JUNTA
GENERAL
(X)
(X)
c.
ESPECIAL
( )
PARTICIPACIÓN (%) SOBRE
EL TOTAL DE ACCIONES CON DERECHO A VOTO
A TRAVÉS DE PODERES
EJERCICIO DIRECTO
FECHA DE JUNTA
23/03/2010
21/09/2010
91.67%
89.91%
0.02%
0.000%
Indique los requisitos y formalidades exigidas para que un accionista pueda representarse en una
junta.
FORMALIDAD (INDIQUE SI LA EMPRESA EXIGE CARTA SIMPLE, CARTA NOTARIAL, ESCRITURA
PÚBLICA U OTROS)
REPRESENTACIÓN
POR CUALQUIER
MEDIO DE COMUNICACIÓN DEL CUAL
QUEDE CONSTANCIA ESCRITA.
ANTICIPACIÓN (NÚMERO DE DÍAS PREVIOS A LA JUNTA CON QUE DEBE PRESENTARSE EL 24 HORAS
PODER)
COSTO (INDIQUE SI EXISTE UN PAGO QUE EXIJA LA EMPRESA PARA ESTOS EFECTOS Y A NO SE REQUIERE UN PAGO
CUÁNTO ASCIENDE)
d.
Indique si los requisitos y formalidades descritas en la pregunta anterior se encuentran regulados
en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.
-3-
MANUAL
OTROS
REGLAMENTO
INTERNO
ESTATUTO
(X ) ( )
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
TRATAMIENTO EQUITATIVO DE LOS ACCIONISTAS
Principio
5.
a.
Principio (II.A.1, tercer párrafo).- Es recomendable que la sociedad emisora de
acciones de inversión u otros valores accionarios sin derecho a voto, ofrezca a sus
tenedores la oportunidad de canjearlos por acciones ordinarias con derecho a voto o
que prevean esta posibilidad al momento de su emisión.
Cumplimiento
0 1 2 3 4
¿La EMPRESA ha realizado algún proceso de canje de acciones de inversión en los últimos cinco
años?
( ) SÍ
( ) NO
(X) NO APLICA
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
Principio (II.B).- Se debe elegir un número suficiente de directores capaces de
ejercer un juicio independiente, en asuntos donde haya potencialmente conflictos de
intereses, pudiéndose, para tal efecto, tomar en consideración la participación de los
accionistas carentes de control.
Los directores independientes son aquellos seleccionados por su prestigio profesional
y que no se encuentran vinculados con la administración de la sociedad ni con los
accionistas principales de la misma.
Principio
6.
a.
Indique el número de directores dependientes e independientes de la EMPRESA1.
DIRECTORES
DEPENDIENTES
INDEPENDIENTES
Total
b.
NÚMERO
5
22
7
Indique los requisitos especiales (distintos de los necesarios para ser director) para ser director
independiente de la EMPRESA?
(X)
NO EXISTEN REQUISITOS ESPECIALES
1
Los directores independientes son aquellos que no se encuentran vinculados con la administración de la entidad
emisora ni con sus accionistas principales.
Para dicho efecto, la vinculación se define en el Reglamento de Propiedad Indirecta, Vinculación y Grupo Económico.
Los accionistas principales, por su parte, son aquellas personas naturales o jurídicas que tienen la propiedad del cinco
(5%) o más del capital de la entidad emisora.
2
Cabe precisar que cada uno de los Directores (7) tiene su respectivo Alterno, y en el caso de los Directores
Independientes sus Alternos también son Independientes.
-4-
178
179
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si los requisitos especiales descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en
algún (os) documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
c.
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
d.
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
Indique si los directores de la EMPRESA son parientes en primer grado o en segundo grado de
consanguinidad, o parientes en primer grado de afinidad, o cónyuge de:
1/.
2/.
e.
GERENTE
NOMBRES Y APELLIDOS
DEL ACCIONISTA1/. /
DIRECTOR / GERENTE
AFINIDAD
INFORMACIÓN
ADICIONAL 2/.
( )
( )
( )
( )
( )
( )
( )
( )
( )
Accionistas con una participación igual o mayor al 5% de las acciones de la empresa (por clase de acción, incluidas las
acciones de inversión).
En el caso exista vinculación con algún accionista incluir su participación accionaria. En el caso la vinculación sea con
algún miembro de la plana gerencial, incluir su cargo.
En caso algún miembro del Directorio ocupe o haya ocupado durante el ejercicio materia del
presente informe algún cargo gerencial en la EMPRESA, indique la siguiente información:
NOMBRES Y APELLIDOS DEL DIRECTOR
Patrick Eeckelers
(ex-Director Titular)
André de Aquino Fontenelle Canguçú
(Director Titular)
Alexandre Jean Keisser (Director Alterno del
Director Titular André de Aquino Fontenelle
Canguçú)
Philippe Pierre Tordoir (Director Alterno del
Director Titular Eric Kenis)
Axel Nicolas Louis Charles Leveque
(Director Alterno del Director Titular Manlio
Alessi Remedi)
f.
DIRECTOR
NOMBRES Y APELLIDOS DEL DIRECTOR
ACCIONISTA1/.
VINCULACIÓN CON:
CARGO GERENCIAL QUE
DESEMPEÑA O DESEMPEÑÓ
FECHA EN EL CARGO GERENCIAL
INICIO
TÉRMINO
Ex - Gerente General
27/04/2006
09/03/10
Ex - Gerente de Finanzas,
Administración y
Contraloría
01/12/2004
30/04/10
Gerente General
10/03/10
---
01/05/10
---
12/04/10
---
Gerente de Finanzas,
Administración y
Contraloría
Gerente de Planificación,
Proyectos e
Implementación
En caso algún miembro del Directorio de la EMPRESA también sea o haya sido, durante el ejercicio
materia del presente informe, miembro de Directorio de otra u otras empresas inscritas en el
Registro Público del Mercado de Valores, indique la siguiente información:
NOMBRES Y APELLIDOS DEL DIRECTOR
DENOMINACIÓN SOCIAL DE LA(S) EMPRESA(S)
Fernando Zavala Lombardi
(Director Titular)
Banco Falabella Perú S.A.
-5-
INICIO
27/09/2007
FECHA
TÉRMINO
-
Carlos H. Ruiz de Somocurcio
(Director Alterno)
La Positiva Seguros y Reaseguros S.A.
1986
-
Banco Internacional del Perú S.A.A.
25/03/2010
-
Electro Dunas S.A.A.
08/05/2008
22/06/10
Ricardo Briceño
(Director Titular)
Luis Marcelo de Bernardis
COMUNICACIÓN Y TRANSPARENCIA INFORMATIVA
Cumplimiento
0 1 2 3 4
Principio (IV.C, segundo, tercer y cuarto párrafo).- Si bien, por lo general las
X
auditorías externas están enfocadas a dictaminar información financiera, éstas
también pueden referirse a dictámenes o informes especializados en los siguientes
aspectos: peritajes contables, auditorias operativas, auditorias de sistemas,
evaluación de proyectos, evaluación o implantación de sistemas de costos, auditoria
tributaria, tasaciones para ajustes de activos, evaluación de cartera, inventarios, u
otros servicios especiales.
Es recomendable que estas asesorías sean realizadas por auditores distintos o, en
caso las realicen los mismos auditores, ello no afecte la independencia de su opinión.
La sociedad debe revelar todas las auditorias e informes especializados que realice el
auditor.
Se debe informar respecto a todos los servicios que la sociedad auditora o auditor
presta a la sociedad, especificándose el porcentaje que representa cada uno, y su
participación en los ingresos de la sociedad auditora o auditor.
Principio
7.
a.
Indique la siguiente información de las sociedades de auditoría que han brindado servicios a la
los últimos 5 años.
EMPRESA en
RAZÓN SOCIAL DE LA SOCIEDAD DE AUDITORIA
Gris, Hernández y Asociados S.A.
SERVICIO*
PERIODO
RETRIBUCIÓN**
Dictámenes de
información
financiera
2000-2010
100%
* Incluir todos los tipos de servicios tales como dictámenes de información financiera, peritajes contables, auditorias
operativas, auditorías de sistemas, auditoría tributaria u otros servicios especiales.
** Del monto total pagado a la sociedad de auditoría por todo concepto, indicar el porcentaje que corresponde a retribución
por servicios de auditoría financiera.
b.
Describa los mecanismos preestablecidos para contratar a la sociedad de auditoría encargada de
dictaminar los estados financieros anuales (incluida la identificación del órgano de la EMPRESA
encargado de elegir a la sociedad auditora).
La Junta Obligatoria Anual de Accionistas acordó designar a la Sociedad Auditora para el período 2010.
Cada año la Junta debe nombrar a los auditores externos, que deben ser contadores públicos colegiados,
pudiendo delegar este nombramiento al Directorio.
( )
c.
NO EXISTEN MECANISMOS PREESTABLECIDOS
Indique si los mecanismos descritos en la pregunta anterior se encuentran contenidos en algún (os)
documento (s) de la EMPRESA.
-6-
180
OTROS
(X ) ( )
MANUAL
ESTATUTO
REGLAMENTO
INTERNO
181
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
d.
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
Indique si la sociedad de auditoría contratada para dictaminar los estados financieros de la
EMPRESA correspondientes al ejercicio materia del presente informe, dictaminó también los
estados financieros del mismo ejercicio para otras empresas de su grupo económico.
(X) SÍ
( ) NO
RAZÓN SOCIAL DE LA (S) EMPRESA (S) DEL
GDF SUEZ Energy Perú S.A.
e.
GRUPO ECONÓMICO
Indique el número de reuniones que durante el ejercicio materia del presente informe el área
encargada de auditoría interna ha celebrado con la sociedad auditora contratada.
0
( )
1
( )
2
(X )
NÚMERO DE REUNIONES
3
( )
4
( )
5
( )
MÁS DE 5
( )
NO APLICA
( )
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
Principio (IV.D.2).- La atención de los pedidos particulares de información
solicitados por los accionistas, los inversionistas en general o los grupos de interés
relacionados con la sociedad, debe hacerse a través de una instancia y/o personal
responsable designado al efecto.
Principio
8.
a.
Indique cuál (es) es (son) el (los) medio (s) o la (s) forma (s) por la que los accionistas o los grupos
de interés de la EMPRESA pueden solicitar información para que su solicitud sea atendida.
CORREO ELECTRÓNICO
DIRECTAMENTE EN LA EMPRESA
VÍA TELEFÓNICA
PÁGINA DE INTERNET
CORREO POSTAL
Otros. Detalle
b.
ACCIONISTAS
(X)
(X)
(X)
( )
(X)
( )
GRUPOS DE INTERÉS
(X)
(X)
(X)
( )
(X)
( )
Sin perjuicio de las responsabilidades de información que tienen el Gerente General de acuerdo
con el artículo 190 de la Ley General de Sociedades, indique cuál es el área y/o persona encargada
de recibir y tramitar las solicitudes de información de los accionistas. En caso sea una persona la
encargada, incluir adicionalmente su cargo y área en la que labora.
ÁREA ENCARGADA
NOMBRES Y APELLIDOS
Philippe Pierre Tordoir
GERENCIA DE FINANZAS, ADMINISTRACIÓN, Y CONTRALORÍA
PERSONA ENCARGADA
CARGO
GERENTE DE FINANZAS, ADMINISTRACIÓN Y
CONTRALORÍA
-7-
ÁREA
FINANZAS, ADMINISTRACIÓN Y
CONTRALORÍA
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si el procedimiento de la EMPRESA para tramitar las solicitudes de información de los
accionistas y/o los grupos de interés de la EMPRESA se encuentra regulado en algún (os) documento
(s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
c.
( )
(X)
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
Sistema Integrado de Mejora de Procesos:
P0105 - Punto Único de contacto
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
( )
d.
LA EMPRESA CUENTA CON UN PROCEDIMIENTO PERO ESTE NO SE ENCUENTRA
REGULADO
NO APLICA. NO EXISTE UN PROCEDIMIENTO PREESTABLECIDO.
Indique el número de solicitudes de información presentadas por los accionistas y/o grupos de
interés de la EMPRESA durante el ejercicio materia del presente informe.
NÚMERO DE SOLICITUDES
ACEPTADAS
RECIBIDAS
2
e.
RECHAZADAS
0
En caso la EMPRESA cuente con una página web corporativa, ¿incluye una sección especial sobre
gobierno corporativo o relaciones con accionistas e inversores?
( ) SÍ
f.
2
(X) NO
( ) NO CUENTA CON PÀGINA WEB
Durante el ejercicio materia del presente informe indique si ha recibido algún reclamo por limitar
el acceso de información a algún accionista.
( ) SÍ
(X) NO
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
Principio IV.D.3.).- Los casos de duda sobre el carácter confidencial de la
información solicitada por los accionistas o por los grupos de interés relacionados
con la sociedad deben ser resueltos. Los criterios deben ser adoptados por el
Directorio y ratificados por la Junta General, así como incluidos en el estatuto o
reglamento interno de la sociedad. En todo caso la revelación de información no
debe poner en peligro la posición competitiva de la empresa ni ser susceptible de
afectar el normal desarrollo de las actividades de la misma.
Principio
9.
a.
¿Quién decide sobre el carácter confidencial de una determinada información?
(X)
(X)
(X)
b.
EL DIRECTORIO
EL GERENTE GENERAL
OTROS. Detalle: Representantes Legales
Detalle los criterios preestablecidos de carácter objetivo que permiten calificar determinada
información como confidencial. Adicionalmente indique el número de solicitudes de información
presentadas por los accionistas durante el ejercicio materia del presente informe que fueron
rechazadas debido al carácter confidencial de la información.
-8-
182
183
Los criterios se encuentran establecidos en las Normas Internas de Conducta de la empresa. No se ha
recibido ni rechazado ninguna solicitud de información presentada por accionistas durante el ejercicio
correspondiente al año 2010, debido al carácter confidencial de la información. No obstante, de
presentarse ello, las personas referidas en el literal (a) anterior efectuarán la evaluación.
( )
OTROS
( ) ( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si los criterios descritos en la pregunta anterior se encuentran contenidos en algún (os)
documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
c.
NO EXISTEN CRITERIOS PREESTABLECIDOS
( )
( X) Normas Internas de Conducta
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
10. Principio (IV.F, primer párrafo).- La sociedad debe contar con auditoría interna. El
auditor interno, en el ejercicio de sus funciones, debe guardar relación de
independencia profesional respecto de la sociedad que lo contrata. Debe actuar
observando los mismos principios de diligencia, lealtad y reserva que se exigen al
Directorio y la Gerencia.
Principio
a.
Indique si la EMPRESA cuenta con un área independiente encargada de auditoría interna.
(X) SÍ
b.
( )
En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa, dentro de la estructura orgánica de la
EMPRESA indique, jerárquicamente, de quién depende auditoría interna y a quién tiene la
obligación de reportar.
DEPENDE DE:
REPORTA A:
c.
NO
VICTOR SAKAGUCHI TSUDA – AUDITOR INTERNO GDF SUEZ
GERENCIA GENERAL
Indique cuáles son las principales responsabilidades del encargado de auditoría interna y si cumple
otras funciones ajenas a la auditoría interna.
Revisar la eficacia de los sistemas de control interno, marco de gobierno, políticas y procedimientos.
Contribuir a la mejora de los sistemas de control interno.
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si las responsabilidades descritas en la pregunta anterior se encuentran reguladas en algún
(os) documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
d.
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
(X)
NO SE ENCUENTRAN REGULADAS
-9-
LAS RESPONSABILIDADES DEL DIRECTORIO
Principio
11. Principio (V.D.1).- El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:
Evaluar, aprobar y dirigir la estrategia corporativa; establecer los objetivos y metas
así como los planes de acción principales, la política de seguimiento, control y
manejo de riesgos, los presupuestos anuales y los planes de negocios; controlar la
implementación de los mismos; y supervisar los principales gastos, inversiones,
adquisiciones y enajenaciones.
OTROS
(X ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
En caso el Directorio de la EMPRESA se encuentre encargado de la función descrita en este
principio, indicar si esta función del Directorio se encuentra contenida en algún (os) documento (s)
de la EMPRESA.
ESTATUTO
a.
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
( )
EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ESTA NO SE
ENCUENTRA REGULADA
NO APLICA. EL DIRECTORIO NO SE ENCARGA DE ESTA FUNCIÓN
Principios
El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:
12. Principio (V.D.2).- Seleccionar, controlar y, cuando se haga necesario, sustituir a los
ejecutivos principales, así como fijar su retribución.
13. Principio (V.D.3).- Evaluar la remuneración de los ejecutivos principales y de los
miembros del Directorio, asegurándose que el procedimiento para elegir a los
directores sea formal y transparente.
X
X
OTROS
(X ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
En caso el Directorio de la EMPRESA se encuentre encargado de las funciones descritas en este
principio, indique si ellas se encuentran reguladas en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
a.
Cumplimiento
0 1 2 3 4
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
( )
b.
EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LAS FUNCIONES DESCRITAS PERO ESTAS NO SE
ENCUENTRAN REGULADAS
NO APLICA. EL DIRECTORIO NO SE ENCARGA DE ESTAS FUNCIONES
Indique el órgano que se encarga de:
FUNCIÓN
DIRECTORIO
- 10 -
184
GERENTE
GENERAL
OTROS
(Indique)
185
CONTRATAR Y SUSTITUIR AL GERENTE GENERAL
CONTRATAR Y SUSTITUIR A LA PLANA GERENCIAL
FIJAR LA REMUNERACIÓN DE LOS PRINCIPALES EJECUTIVOS
EVALUAR LA REMUNERACIÓN DE LOS PRINCIPALES EJECUTIVOS
EVALUAR LA REMUNERACIÓN DE LOS DIRECTORES
c.
( )
(X)
(X)
(X)
( )
Junta
General de
Accionistas
Indique si la EMPRESA cuenta con políticas internas o procedimientos definidos para:
POLÍTICAS PARA:
CONTRATAR Y SUSTITUIR A LOS PRINCIPALES EJECUTIVOS
FIJAR LA REMUNERACIÓN DE LOS PRINCIPALES EJECUTIVOS
EVALUAR LA REMUNERACIÓN DE LOS PRINCIPALES EJECUTIVOS
EVALUAR LA REMUNERACIÓN DE LOS DIRECTORES
ELEGIR A LOS DIRECTORES
SÍ
(X)
(X)
(X)
( )
( )
NO
( )
( )
( )
(X)
(X)
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa para uno o más de los procedimientos
señalados, indique si dichos procedimientos se encuentran regulados en algún (os) documento (s)
de la EMPRESA.
ESTATUTO
d.
(X)
(X)
(X)
( )
( )
( )
(X )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
Sistema Integrado de Mejora de Procesos:
P0401- Selección de Personal- V04
(X )
La remuneración se fija considerando la Metodología HAY y/o los
lineamientos del Grupo GDF SUEZ comunicados internamente.
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
Principio
14. El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:
Principio (V.D.4).- Realizar el seguimiento y control de los posibles conflictos de
intereses entre la administración, los miembros del Directorio y los accionistas,
incluidos el uso fraudulento de activos corporativos y el abuso en transacciones entre
partes interesadas.
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
En caso el Directorio de la EMPRESA se encuentre encargado de la función descrita en este
principio, indique si esta función del Directorio se encuentra contenida en algún (os) documento
(s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
a.
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
( )
(X)
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
Normas Internas de Conducta
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
- 11 -
( )
( )
b.
EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ESTA NO SE
ENCUENTRA REGULADA
NO APLICA. EL DIRECTORIO NO SE ENCARGA DE ESTA FUNCIÓN
Indique el número de casos de conflictos de intereses que han sido materia de discusión por parte
del Directorio durante el ejercicio materia del presente informe.
NÚMERO DE CASOS
c.
0
Indique si la EMPRESA o el Directorio de ésta cuenta con un Código de Ética o documento (s)
similar (es) en el (los) que se regulen los conflictos de intereses que pueden presentarse.
(X) SÍ
( ) NO
En caso su respuesta sea positiva, indique la denominación exacta del documento:
Código de Ética de GDF SUEZ
d.
Indique los procedimientos preestablecidos para aprobar transacciones entre partes relacionadas.
Existe un Comité de revisión de transacciones entre compañías afiliadas compuesto por tres Directores
(uno de ellos Director Independiente), creado mediante Directorio de fecha 5 de mayo de 2006.
Cumplimiento
0 1 2 3 4
Principio
15. El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:
Principio (V.D.5).- Velar por la integridad de los sistemas de contabilidad y de los
estados financieros de la sociedad, incluida una auditoría independiente, y la
existencia de los debidos sistemas de control, en particular, control de riesgos
financieros y no financieros y cumplimiento de la ley.
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
En caso el Directorio de la EMPRESA se encuentre encargado de la función descrita en este
principio, indique si esta función del Directorio se encuentra contenida en algún (os) documento
(s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
a.
X
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
(X)
( )
b.
EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ESTA NO SE
ENCUENTRA REGULADA
NO APLICA. EL DIRECTORIO NO SE ENCARGA DE ESTA FUNCIÓN
Indique si la EMPRESA cuenta con sistemas de control de riesgos financieros y no financieros.
(X) SÍ
c.
( ) NO
Indique si los sistemas de control a que se refiere la pregunta anterior se encuentran regulados en
algún (os) documento (s) de la EMPRESA.
- 12 -
186
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
ESTATUTO
187
( )
(X)
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
Riesgos financieros:
Implementación del Programa INCOME (antes CODIS, requerido
por el Grupo GDF SUEZ) para asegurar fidedignidad de los estados
financieros
Riesgos operativos, ambientales y de seguridad y salud ocupacional:
Sistema de gestión basado en los requisitos de las normas ISO 9001,
ISO 14001 y OHSAS 18001:
P0108 – Identificación de peligros y evaluación de riesgos
en Seguridad y Salud Ocupacional.
P0109 – Identificación y evaluación de riesgos ambientales
-
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
Principio
16. El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:
Principio (V.D.6).- Supervisar la efectividad de las prácticas de gobierno de acuerdo
con las cuales opera, realizando cambios a medida que se hagan necesarios.
a.
¿El Directorio de la EMPRESA se encuentra encargado de la función descrita en este principio?
(X) SÍ
b.
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
()
NO
Indique los procedimientos preestablecidos para supervisar la efectividad de las prácticas de
gobierno, especificando el número de evaluaciones que se han realizado durante el período.
No existen procedimientos preestablecidos, sin embargo si en el curso de sus actividades el Directorio
considera que es conveniente realizar cambios para mejorar las prácticas de gobierno los efectúa, por
ejemplo la creación de Comités.
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si los procedimientos descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún
(os) documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
c.
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
(X)
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
Cumplimiento
0 1 2 3 4
Principio
17. El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:
- 13 -
X
Principio (V.D.7).- Supervisar la política de información.
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
En caso el Directorio se encuentre encargado de la función descrita en este principio, indicar si
esta función del Directorio se encuentra contenida en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
a.
( )
(X)
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
Normas Internas de Conducta
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
( )
Indique la política de la EMPRESA sobre revelación y comunicación de información a los
inversionistas.
Las Normas Internas de Conducta contienen la política de la empresa sobre revelación
comunicación de información a los inversionistas.
( )
( ) ( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
OTROS
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si la política descrita en la pregunta anterior se encuentra regulada en algún (os)
documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
c.
NO APLICA, LA EMPRESA NO CUENTA CON LA REFERIDA POLÍTICA
MANUAL
b.
EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ESTA NO SE
ENCUENTRA REGULADA
NO APLICA. EL DIRECTORIO NO SE ENCARGA DE ESTA FUNCIÓN
( )
( x ) Normas Internas de Conducta
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
NO SE ENCUENTRA REGULADA
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
18. Principio (V.E.1).- El Directorio podrá conformar órganos especiales de acuerdo a
las necesidades y dimensión de la sociedad, en especial aquélla que asuma la función
de auditoría. Asimismo, estos órganos especiales podrán referirse, entre otras, a las
funciones de nombramiento, retribución, control y planeamiento.
Estos órganos especiales se constituirán al interior del Directorio como mecanismos
de apoyo y deberán estar compuestos preferentemente por directores independientes,
a fin de tomar decisiones imparciales en cuestiones donde puedan surgir conflictos
de intereses.
Principio
a.
En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa, indique la siguiente información
respecto de cada comité del Directorio con que cuenta la EMPRESA
I.
COMITÉ DE AUDITORÍA
FECHA DE CREACIÓN: 5 DE MAYO DE 2006
FECHA DE TÉRMINO:
- 14 -
188
189
II. FUNCIONES:
ASISTIR AL DIRECTORIO EN LA SUPERVISIÓN DE INFORMES FINANCIEROS, CONTROL INTERNO, MANEJO Y
EVALUACIÓN DE RIESGOS, CUMPLIMIENTO DE LEYES Y REGULACIÓN APLICABLES, ASÍ COMO LA
VERIFICACIÓN DE LA TRANSPARENCIA Y LA INTEGRIDAD DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA QUE LA
EMPRESA HAGA DE CONOCIMIENTO PÚBLICO.
III. PRINCIPALES REGLAS DE ORGANIZACIÓN Y FUNCIONAMIENTO:


EL COMITÉ DEBE ESTAR CONFORMADO POR TRES DIRECTORES.
NECESARIAMENTE DEBERÁ ESTAR INTEGRADO POR UN DIRECTOR INDEPENDIENTE QUIEN PRESIDIRÁ
EL COMITÉ.
IV. MIEMBROS DEL COMITÉ:
NOMBRES Y APELLIDOS
INICIO
05/05/2006
05/05/2006
12/03/2010
FECHA
TÉRMINO
-------
Ricardo Briceño
Manlio Alessi Remedi
André de Aquino Fontenelle
Canguçú
Patrick Obyn
05/05/2006
12/03/2010
V. NÚMERO DE SESIONES REALIZADAS DURANTE EL EJERCICIO: 1
VI. CUENTA CON FACULTADES DELEGADAS DE ACUERDO CON EL
ARTÍCULO 174 DE LA LEY GENERAL DE SOCIEDADES:
CARGO DENTRO DEL COMITÉ
Presidente
Miembro
Miembro
Ex miembro
( ) SÍ
(X) NO
COMITÉ DE TRANSACCIONES ENTRE COMPAÑÍAS VINCULADAS
FECHA DE CREACIÓN: 5 DE MAYO DE 2006
FECHA DE TÉRMINO:
II. FUNCIONES:
I.
REVISAR Y EVALUAR LAS TRANSACCIONES A EFECTUARSE ENTRE LA EMPRESA Y UNA EMPRESA
VINCULADA O AFILIADA A ELLA Y/O GDF SUEZ, ANALIZANDO LOS TÉRMINOS DE DICHAS TRANSACCIONES
Y PRESENTANDO SUS RECOMENDACIONES AL DIRECTORIO.
III. PRINCIPALES REGLAS DE ORGANIZACIÓN Y FUNCIONAMIENTO:


EL COMITÉ DEBE ESTAR CONFORMADO POR TRES DIRECTORES.
NECESARIAMENTE DEBERÁ ESTAR INTEGRADO POR UN DIRECTOR INDEPENDIENTE QUIEN PRESIDIRÁ
EL COMITÉ.
IV. MIEMBROS DEL COMITÉ:
NOMBRES Y APELLIDOS
Ricardo Briceño
André de Aquino Fontenelle
Canguçú
INICIO
05/05/2006
05/05/2006
FECHA
TÉRMINO
-----
09/03/2010
--Patrick Eeckelers
05/05/2006
09/03/2010
V. NÚMERO DE SESIONES REALIZADAS DURANTE EL EJERCICIO: 2
VI. CUENTA CON FACULTADES DELEGADAS DE ACUERDO CON EL
ARTÍCULO 174 DE LA LEY GENERAL DE SOCIEDADES:
Alexandre Jean Keisser
( )
CARGO DENTRO DEL COMITÉ
Presidente
Miembro
Miembro
Ex miembro
( ) SÍ
(X) NO
NO APLICA, LA EMPRESA NO CUENTA CON COMITÉS DE DIRECTORIO
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
19. Principio (V.E.3).- El número de miembros del Directorio de una sociedad debe
asegurar pluralidad de opiniones al interior del mismo, de modo que las decisiones
Principio
- 15 -
que en él se adopten sean consecuencia de una apropiada deliberación, observando
siempre los mejores intereses de la empresa y de los accionistas.
a.
Indique la siguiente información correspondiente a los directores de la EMPRESA durante el
ejercicio materia del presente informe.
NOMBRES Y APELLIDOS
FORMACIÓN2.
FECHA
INICIO1
DIRECTORES DEPENDIENTES
Jan Flachet
André de Aquino
Fontenelle Canguçú
Manlio Alessi Remedi
Eric Kenis
Patrick Obyn
Patrick Eeckelers
DIRECTORES INDEPENDIENTES
Fernando Zavala
Lombardi
Director Titular
José Ricardo Briceño
Villena
1
TÉRMINO
PART. ACCIONARIA3
Nº DE
ACCIONES
PART.
(%)
---
---
25/06/2003
---
---
27/02/2004
---
---
27/02/2004
---
---
19/03/2007
---
---
27/02/2004
---
---
Ingeniero Electromecánico,
cuenta con experiencia en
otros directorios
Administrador de Empresas
cuenta con experiencia como
Director, así como Gerente de
Finanzas y Administración en
otras empresas
Licenciado en Ciencias
Económicas Aplicadas,
cuenta con experiencia en
otros directorios
Ingeniero
Electrotécnico
Nuclear y de Seguridad,
cuenta con experiencia en
otros directorios
Abogado,
cuenta
con
experiencia
en
otros
directorios
Ingeniero de Electrotécnica
y Mecánica.
25/06/2003
Economista,
experiencia
directorios.
Ingeniero
actualmente
experiencia
directorios.
cuenta
con
en
otros
Industrial,
cuenta
con
en
otros
23/03/2010
08/05/2006
23/03/2010
Corresponde al primer nombramiento.
. Incluir la formación profesional y si cuenta con experiencia en otros directorios.
3
Aplicable obligatoriamente solo para los directores con una participación sobre el capital social mayor o igual al 5% de
las acciones de la empresa.
2
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
20. Principio (V.F, segundo párrafo).- La información referida a los asuntos a tratar en
cada sesión, debe encontrarse a disposición de los directores con una anticipación
que les permita su revisión, salvo que se trate de asuntos estratégicos que demanden
confidencialidad, en cuyo caso será necesario establecer los mecanismos que permita
a los directores evaluar adecuadamente dichos asuntos.
Principio
a.
¿Cómo se remite a los directores la información relativa a los asuntos a tratar en una sesión de
Directorio?
(X)
( )
CORREO ELECTRÓNICO
CORREO POSTAL
- 16 -
190
191
( )
(X)
b.
OTROS. Detalle .........................................................................................................................
....................................................................................................................................................
SE RECOGE DIRECTAMENTE EN LA EMPRESA
¿Con cuántos días de anticipación se encuentra a disposición de los directores de la EMPRESA la
información referida a los asuntos a tratar en una sesión?
INFORMACIÓN NO CONFIDENCIAL
INFORMACIÓN CONFIDENCIAL
(X)
(X)
DE 3 A 5 DÍAS
( )
( )
MAYOR A 5 DÍAS
( )
( )
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si el procedimiento establecido para que los directores analicen la información
considerada como confidencial se encuentra regulado en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
c.
MENOR A 3 DÍAS
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
(X)
LA EMPRESA CUENTA CON UN PROCEDIMIENTO ESTABLECIDO PERO ESTE NO SE
ENCUENTRA REGULADO
NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON UN PROCEDIMIENTO
Cumplimiento
0 1 2 3 4
21. Principio (V.F., tercer párrafo).- Siguiendo políticas claramente establecidas y X
definidas, el Directorio decide la contratación de los servicios de asesoría
especializada que requiera la sociedad para la toma de decisiones.
Principio
Indique las políticas preestablecidas sobre contratación de servicios de asesoría especializada por
parte del Directorio o los directores.
(X)
( ) ( )
OTROS
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si las políticas descritas en la pregunta anterior se encuentran reguladas en algún (os)
documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
b.
NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON LAS REFERIDAS POLÍTICAS
MANUAL
a.
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
( )
c.
NO SE ENCUENTRAN REGULADAS
Indique la lista de asesores especializados del Directorio que han prestado servicios para la toma
de decisiones de la EMPRESA durante el ejercicio materia del presente informe.
- 17 -
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
22. Principio (V.H.1) .- Los nuevos directores deben ser instruidos sobre sus facultades y
responsabilidades, así como sobre las características y estructura organizativa de la
sociedad.
Principio
OTROS
( ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
En caso LA EMPRESA cuente con programas de inducción para los nuevos directores, indique si
dichos programas se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
a.
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
(X)
( )
LOS PROGRAMAS DE INDUCCIÓN NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON LOS REFERIDOS PROGRAMAS
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
23. Principio V.H.3).- Se debe establecer los procedimientos que el Directorio sigue en la
elección de uno o más reemplazantes, si no hubiera directores suplentes y se
produjese la vacancia de uno o más directores, a fin de completar su número por el
período que aún resta, cuando no exista disposición de un tratamiento distinto en el
estatuto.
Principio
a.
¿Durante el ejercicio materia del presente informe se produjo la vacancia de uno o más directores?
(X ) SÍ
b.
()
NO
En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa, de acuerdo con el segundo párrafo del
artículo 157 de la Ley General de Sociedades, indique lo siguiente:
SÌ
(X)
¿EL DIRECTORIO ELIGIÓ AL REEMPLAZANTE?
DE SER EL CASO, TIEMPO PROMEDIO DE DEMORA EN DESIGNAR AL NUEVO DIRECTOR 0
(EN DÍAS CALENDARIO)
c.
NO
( )
Indique los procedimientos preestablecidos para elegir al reemplazante de directores vacantes.
Se sigue el procedimiento establecido en la Ley General de Sociedades y en el artículo 33 del Estatuto de
la empresa.
( )
OTROS
(X ) ( )
MANUAL
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si los procedimientos descritos en la pregunta anterior se encuentran contenidos en algún
(os) documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
d.
NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON PROCEDIMIENTOS
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
- 18 -
192
193
( )
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
24. Principio (V.I, primer párrafo).- Las funciones del Presidente del Directorio,
Presidente Ejecutivo de ser el caso, así como del Gerente General deben estar
claramente delimitadas en el estatuto o en el reglamento interno de la sociedad con
el fin de evitar duplicidad de funciones y posibles conflictos.
X
25. Principio (V.I, segundo párrafo).- La estructura orgánica de la sociedad debe evitar
la concentración de funciones, atribuciones y responsabilidades en las personas del
Presidente del Directorio, del Presidente Ejecutivo de ser el caso, del Gerente
General y de otros funcionarios con cargos gerenciales.
Principios
( )
( )
( )
(X)
)
)
)
)
Perfiles de Puestos Internos
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
** En la EMPRESA las funciones y responsabilidades del funcionario indicado no están definidas.
(
(
(
(
)
)
)
)
NO APLICA **
(
(
(
(
)
)
)
)
NO ESTÁN
(
(
(
(
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
REGULADAS
(X)
( )
(X)
( )
OTROS
PRESIDENTE DE DIRECTORIO
PRESIDENTE EJECUTIVO
GERENTE GENERAL
PLANA GERENCIAL
MANUAL
RESPONSABILIDADES DE:
REGLAMENTO
INTERNO
En caso alguna de las respuestas a la pregunta anterior sea afirmativa, indique si las
responsabilidades del Presidente del Directorio; del Presidente Ejecutivo, de ser el caso; del
Gerente General, y de otros funcionarios con cargos gerenciales se encuentran contenidas en algún
(os) documento (s) de la EMPRESA.
ESTATUTO
a.
( )
(X)
( )
( )
Cumplimiento
0 1 2 3 4
X
26. Principio V.I.5).- Es recomendable que la Gerencia reciba, al menos, parte de su
retribución en función a los resultados de la empresa, de manera que se asegure el
cumplimiento de su objetivo de maximizar el valor de la empresa a favor de los
accionistas.
Principio
a.
Respecto de la política de bonificación para la plana gerencial, indique la(s) forma(s) en que se da
dicha bonificación.
( )
( )
(X)
( )
( )
b.
ENTREGA DE ACCIONES
ENTREGA DE OPCIONES
ENTREGA DE DINERO
OTROS. Detalle ..........................................................................................................................
NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON PROGRAMAS DE BONIFICACIÓN PARA
LA PLANA GERENCIAL
Indique si la retribución (sin considerar bonificaciones) que percibe el gerente general y plana
gerencial es:
GERENTE GENERAL
PLANA GERENCIAL
REMUNERACIÓN
(X)
(X)
FIJA
REMUNERACIÓN VARIABLE
(X)
(X)
RETRIBUCIÓN (%)*
0.4698%
* Indicar el porcentaje que representa el monto total de las retribuciones anuales de los miembros de la
plana gerencial y el Gerente General, respecto del nivel de ingresos brutos, según los estados
financieros de la EMPRESA.
- 19 -
c.
Indique si la EMPRESA tiene establecidos algún tipo de garantías o similar en caso de despidos del
gerente general y/o plana gerencial.
( ) SÍ
(X) NO
1.2 Sección Segunda: Información Adicional
DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS
a.
Indique los medios utilizados para comunicar a los nuevos accionistas sus derechos y la manera en
que pueden ejercerlos.
( )
( )
( )
( )
( )
( )
(X)
b.
CORREO ELECTRÓNICO
DIRECTAMENTE EN LA EMPRESA
VÍA TELEFÓNICA
PÁGINA DE INTERNET
CORREO POSTAL
OTROS. DETALLE............................................................................................................
NO APLICA. NO SE COMUNICAN A LOS NUEVOS ACCIONISTAS SUS DERECHOS NI
LA MANERA DE EJERCERLOS
Indique si los accionistas tienen a su disposición durante la junta los puntos a tratar de la agenda y
los documentos que lo sustentan, en medio físico.
(X) SÍ
c.
( ) NO
Indique qué persona u órgano de la EMPRESA se encarga de realizar el seguimiento de los acuerdos
adoptados en las Juntas de Accionistas. En caso sea una persona la encargada, incluir
adicionalmente su cargo y área en la que labora.
ÁREA ENCARGADA
NOMBRES Y APELLIDOS
LUIS FELIPE BIROLINI
CARLOS ALFREDO LEÓN LEÓN
GERENCIA LEGAL
PERSONA ENCARGADA
CARGO
GENERAL COUNSEL GDF SUEZ
ENERGY PERU S.A. / SECRETARIO
DESIGNADO POR EL DIRECTORIO
PARA LAS SESIONES REALIZADAS
HASTA ANTES DE LA SESIÓN DE
FECHA 17 DE AGOSTO DE 2010.
ÁREA
LEGAL
GERENTE LEGAL DE ENERSUR S.A. /
SECRETARIO DEL DIRECTORIO
DESGINADO POR EL DIRECTORIO EN
LA SESIÓN DE FECHA 17 DE AGOSTO
DE 2010 PARA EJERCER DICHHO
CARGO EN DICHA SESIÓN Y EN LAS
SIGUIENTES
d.
Indique si la información referida a las tenencias de los accionistas de la EMPRESA se encuentra en:
( )
(X)
e.
La EMPRESA
UNA INSTITUCIÓN DE COMPENSACIÓN Y LIQUIDACIÓN
Indique con qué regularidad la EMPRESA actualiza los datos referidos a los accionistas que figuran
en su matrícula de acciones.
PERIODICIDAD
INFORMACIÓN SUJETA A ACTUALIZACIÓN
DOMICILIO
CORREO
TELÉFONO
- 20 -
194
195
MENOR A MENSUAL
MENSUAL
TRIMESTRAL
ANUAL
MAYOR A ANUAL
(X)
f.
II.
ELECTRÓNICO
)
)
)
)
)
(
(
(
(
(
)
)
)
)
)
(
(
(
(
(
)
)
)
)
)
OTROS, especifique: Las acciones se encuentran representadas mediante anotaciones en cuenta.
Indique la política de dividendos de la EMPRESA aplicable al ejercicio materia del presente
informe.
FECHA DE APROBACIÓN
ÓRGANO QUE LO APROBÓ
POLÍTICA DE DIVIDENDOS
(CRITERIOS PARA LA DISTRIBUCIÓN DE
UTILIDADES)
g.
(
(
(
(
(
21 de setiembre de 2010
Junta General de Accionistas
a) La distribución de dividendos se efectuará de acuerdo a la
participación en el capital social de cada accionista.
b) Sólo se distribuirá el monto que quedare luego de efectuar las
deducciones expresamente dispuestas por Ley.
c) Se repartirá la suma equivalente al treinta por ciento (30%) de
las utilidades anuales disponibles, según éstas sean
determinadas en cada ejercicio anual, a contar del ejercicio
2010, o un porcentaje mayor si así se estimara conveniente.
d) El Directorio de la Sociedad determinará las fechas en que se
efectuará el pago de los dividendos acordados, según la
disponibilidad de recursos.
e) El cumplimiento de la política de dividendos se encuentra
condicionada a las utilidades que realmente se obtengan.
f) El Directorio de la Sociedad podrá acordar la distribución de
dividendos a cuenta.
Indique, de ser el caso, los dividendos en efectivo y en acciones distribuidos por la EMPRESA en el
ejercicio materia del presente informe y en el ejercicio anterior.
DIVIDENDO POR ACCIÓN
EN EFECTIVO
EN ACCIONES
FECHA DE ENTREGA
CLASE DE ACCIÓN : COMUNES
EJERCICIO N -1
: 24/04/2009
EJERCICIO N -1
: 30/10/2009
EJERCICIO N
: 27/04/2010
EJERCICIO N
: 10/12/2010
CLASE DE ACCIÓN :
EJERCICIO N-1
EJERCICIO N
ACCIONES DE INVERSIÓN
EJERCICIO N-1
EJERCICIO N
42´587,599.89
28´181,664.97
30´877,819.80
13´276,876.10
$ 0.2130
$ 0.1409
$ 0.1544
$ 0.0664
DIRECTORIO
h.
Respecto de las sesiones del Directorio de la EMPRESA desarrolladas durante el ejercicio materia
del presente informe, indique la siguiente información:
NÚMERO DE SESIONES REALIZADAS:
NÚMERO DE SESIONES EN LAS CUALES UNO O MÁS DIRECTORES FUERON REPRESENTADOS POR
DIRECTORES SUPLENTES O ALTERNOS
NÚMERO DE DIRECTORES TITULARES QUE FUERON REPRESENTADOS EN AL MENOS UNA OPORTUNIDAD
- 21 -
12
4
4
Indique los tipos de bonificaciones que recibe el Directorio por cumplimiento de metas en la
EMPRESA.
(X)
EMPRESA
NO CUENTA CON PROGRAMAS DE BONIFICACIÓN PARA
( ) ( )
OTROS
REGLAMENTO
INTERNO
Indique si los tipos de bonificaciones descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en
algún (os) documento (s) de la empresa.
ESTATUTO
j.
NO APLICA. LA
DIRECTORES
MANUAL
i.
( )
( )
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO*
* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.
(X)
k.
NO SE ENCUENTRAN REGULADOS
Indique el porcentaje que representa el monto total de las retribuciones anuales de los directores,
respecto al nivel de ingresos brutos, según los estados financieros de la EMPRESA.
DIRECTORES INDEPENDIENTES
DIRECTORES DEPENDIENTES
l.
RETRIBUCIONES TOTALES (%)
0.0075%
Indique si en la discusión del Directorio, respecto del desempeño de la gerencia, se realizó sin la
presencia del gerente general.
( ) SÍ
(X) NO
ACCIONISTAS Y TENENCIAS
m.
Indique el número de accionistas con derecho a voto, de accionistas sin derecho a voto (de ser el
caso) y de tenedores de acciones de inversión (de ser el caso) de la EMPRESA al cierre del ejercicio
materia del presente informe.
CLASE DE ACCIÓN
(incluidas las de inversión)
ACCIONES CON DERECHO A VOTO
ACCIONES SIN DERECHO A VOTO
ACCIONES DE INVERSIÓN
TOTAL
n.
NÚMERO DE TENEDORES
(al cierre del ejercicio)
330
330
Indique la siguiente información respecto de los accionistas y tenedores de acciones de inversión
con una participación mayor al 5% al cierre del ejercicio materia del presente informe.
Clase de Acción: Comunes
NOMBRES Y APELLIDOS
SUEZ TRACTEBEL S.A.
IN-FONDO 2
Rímac Internacional Cia
NÚMERO DE
ACCIONES
123’443,250
11’427,914
10´018,348
- 22 -
196
PARTICIPACIÓN (%)
61.73
5.715%
5.010%
NACIONALIDAD
Belga
Peruana
Peruana
197
de Seguros
Clase de Acción: .......................................
NÚMERO DE
NOMBRES Y APELLIDOS
ACCIONES
PARTICIPACIÓN (%)
NACIONALIDAD
PARTICIPACIÓN (%)
NACIONALIDAD
Acciones de Inversión
NÚMERO DE
NOMBRES Y APELLIDOS
o.
ACCIONES
Indique si la empresa tiene algún reglamento interno de conducta o similar referida a criterios
éticos y de responsabilidad profesional.
(X) SÍ
( ) NO
En caso su respuesta sea positiva, indique la denominación exacta del documento:
Código de Ética GDF SUEZ; Normas Internas de Conducta; Reglamento Interno de Trabajo y Cartilla de
Identidad Corporativa (incluye Misión, Visión y Valores de la Empresa).
p.
¿Existe un registro de casos de incumplimiento al reglamento a que se refiere la pregunta a)
anterior?
( ) SÍ
q.
(X) NO
En caso la respuesta a la pregunta anterior sea positiva, indique quién es la persona u órgano de la
empresa encargada de llevar dicho registro.
ÁREA ENCARGADA
NOMBRES Y APELLIDOS
r.
PERSONA ENCARGADA
CARGO
ÁREA
Para todos los documentos (Estatuto, Reglamento Interno, Manual u otros documentos)
mencionados en el presente informe, indique la siguiente información:
ÓRGANO DE
DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO
APROBACIÓN
Estatuto
FECHA DE
APROBACIÓN
Junta
06/05/1998
General de
Accionistas
Directorio
16/06/2005
Directorio
26/11/2004
Normas Internas de Conducta
Régimen de Poderes
- 23 -
FECHA DE ÚLTIMA
MODIFICACIÓN
15/08/2007
--09/11/2010
Sistema Integrado de Mejora de Procesos:
P0105 - Punto Único de contacto
Gerente
General
P0401- Selección de Personal- V04
Gerencia de 01/07/2008
Recursos
Humanos
6/11/2007
P0108 - Identificación de peligros y evaluación Gerencia de 20/02/2009
Asuntos
de riesgos – V03
Corporativos
P0109 - Identificación y evaluación de riesgos Gerencia de 18/02/2009
ambientales – V03
Asuntos
Corporativos
Reglamento Interno de Trabajo
Gerente
General
GDF SUEZ3
Gerente
General
Plana
Gerencial
Código de Ética GDF SUEZ
Cartilla de Identidad Corporativa
Perfiles de Puestos Internos
s.
01/09/2008
10/11/2009
26/02/2008
Actualización Actualización
periódica
periódica
Incluya cualquiera otra información que lo considere conveniente.
3
Aprobada por el CEO y Presidente del directorio del grupo GDF SUEZ. EnerSur como empresa integrante del grupo
GDF SUEZ, está obligada a cumplir con el Código de Ética de GDF SUEZ
- 24 -
198
199