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. 68 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 71 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 77 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. 78 79 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 80 81 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). 84 85 • 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 86 87 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 90 91 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. 92 93 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. 94 95 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. 96 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. 98 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. 104 105 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: 108 109 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) - 16 - 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$000 Participación de los trabajadores a: Costos de ventas de energía eléctrica Gastos de administración 2,809 1,572 - 17 - (b) Contabilidad en moneda extranjera En julio de 1998, la Superintendencia Nacional de Administración Tributaria (SUNAT), autorizó a la Compañía a llevar su contabilidad, a partir de 1998, en moneda extranjera, conforme a lo dispuesto en el Código Tributario; por lo que desde esa fecha los estados financieros son preparados en dólares estadounidenses (US$). 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. - 20 - 138 139 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 - 140 141 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. - 23 - (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