Memoria Anual 2011 - ENGIE | EnergiaEdelnor, de 66 MW (2013), y Electrosureste, de 99 MW...

Memoria Anual 2011

Creciendo juntos

Creciendo juntos

Memoria Anual 2011

Información General

1.1 Declaración de Responsabilidad 1.2 Carta del Presidente de Directorio

1.3 Carta del Gerente General 1.4 Datos generales de EnerSur 1.4.1 Constitución y objeto social 1.4.2 Grupo económico 1.4.3 Capital social 1.4.4 Estructura y composición accionaria 1.4.5 Perfil del principal accionista 1.4.6 Licencias y autorizaciones 1.4.7 Reseña histórica y aspectos generales 1.4.8 Fechas importantes en la historia de EnerSur 1.4.9 Relación con el Estado 1.4.10 Directores Titulares y Alternos 1.4.11 Principales ejecutivos 1.4.12 Comité de Auditoría 1.4.13 Comité de Revisión de Transacciones entre Compañías Afiliadas

Manejo del Negocio

2.1 Sector Eléctrico 2.2 Gestión Comercial 2.2.1 Nuestros clientes 2.2.2 Servicio de atención al cliente 2.2.3 Producción de energía 2.2.4 Monto de ventas por potencia y energía 2.2.5 Variables exógenas que pueden afectar el negocio

2.3 Instalaciones de la Empresa 2.3.1 Central Termoeléctrica Ilo1 (C.T. Ilo1) 2.3.2 Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo21) 2.3.3 Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H. Yuncán) 2.3.4 Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno) 2.3.5 Subestación Moquegua 2.3.6 Líneas de transmisión

2.4 Principales Inversiones de la Empresa 2.4.1 Proyecto Ciclo Combinado ChilcaUno 2.4.2 Proyecto Central Hidroeléctrica Quitaracsa I 2.4.3 Proyecto Reserva Fría de Generación de Ilo

2.5 Procesos legales, judiciales, administrativos o arbitrales

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ENERSUR | Memoria 20112

índice Memoria

2011Información Corporativa

3.1 Capital Humano 3.1.1 Dotación de personal 3.1.2 Convenio colectivo con el sindicato 3.1.3 Capacitación

3.2 Business Quality 3.3 Gestión de Calidad

3.4 Gestión Ambiental 3.4.1 Monitoreo ambiental 3.4.2 Programa de Gestión Ambiental (PGA) 3.4.3 Manejo de residuos 3.4.5 Capacitación, sensibilizacion y competencia del personal en materia ambiental 3.4.6 Programa de forestación

3.5 Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional 3.5.1 Política de seguridad y salud ocupacional 3.5.2 Capacitación 3.5.3 Inspección y monitoreo 3.6 Gestión Social: Creciendo Juntos 3.6.1 Proyectos de Responsabilidad Social 3.6.2 Asociación Fondo Social Yuncán

3.7 Premios y Reconocimientos

Anexos5.1 Anexo 1 – Estados Financieros Auditados al 20115.2 Anexo 2 – Gobierno Corporativo

Información Financiera

4.1 Gestión Financiera 4.1.1 Ingresos 4.1.2 Otros ingresos 4.1.3 Costo de ventas 4.1.4 Gastos de administración 4.1.5 Gastos financieros 4.1.6 Utilidad neta 4.2 Financiamiento y Endeudamiento 4.3 Dividendos

4.4 Cambios en los responsables de la elaboración y revisión de la información financiera

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4 ENERSUR | Memoria 2011

EnerSur S.A.

Av. República de Panamá 3490, San Isidro, Lima

Teléfono (511) 616-7979 Fax (511) 616-7878

www.enersur.com.pe

Informacióngeneral


El presente documento contiene información veraz y suficiente respecto al desarrollo del negocio de EnerSur S.A. durante el año 2011. Sin perjuicio de la responsabilidad que compete al emisor, los firmantes se hacen responsables por su contenido conforme a los dispositivos legales aplicables.

Lima, 17 de febrero de 2012

Alexandre KeisserGerente General

Philippe TordoirGerente de Finanzas

1.1


Declaración deresponsabilidad

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A nuestros accionistas:

Es grato para mí poder compartir con ustedes los resultados alcanzados por EnerSur durante el ejercicio 2011.

Nuestra empresa acompañó la expansión de la economía peruana, que obtuvo en el 2011 un crecimiento anual de aproximadamente 7%, uno de los más altos del mundo, en un escenario global en el que los países desarrollados enfrentaron serios problemas económicos. Se trata del décimo tercer año consecutivo de expansión económica del Perú, un país que ha mostrado una capacidad de respuesta muy importante a las crisis globales y que mantiene el orden en sus reglas de juego para la inversión.

En ese contexto, EnerSur logró en el 2011 una utilidad neta de 85.6 millones de dólares, una cifra 6% mayor a la obtenida en el ejercicio 2010. Los ingresos totales registrados por EnerSur al cierre del año 2011 fueron 416.7 millones de dólares, 5% mayores respecto del ejercicio anterior. Esto se debió, fundamentalmente, a mayores ingresos por venta de energía tanto a clientes regulados, debido a la entrada en vigencia de nuevos contratos y la evolución de la tarifa, como libres, por mayores consumos.

En respuesta al crecimiento económico y al incremento futuro en la demanda de energía del país, es muy gratificante informar que EnerSur ha concluido el 2011 con un importante avance en las obras de sus tres proyectos de generación, que representan en conjunto una inversión aproximada de 820 millones de dólares y que aportarán cerca de 946 MW adicionales al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

El primero de estos proyectos es la conversión a ciclo combinado de la Central Termoeléctrica ChilcaUno, que permitirá aumentar la potencia de esta central a través del cierre de los ciclos abiertos de las tres turbinas de gas, mediante la instalación de una turbina a vapor. Con ello, la potencia total de ChilcaUno alcanzará aproximadamente 830 MW. El segundo proyecto

Presidente del Directorio

Carta del1.2

iniciado es la central hidroeléctrica Quitaracsa I, en la Región Áncash, que permitirá contribuir con aproximadamente 112 MW adicionales al SEIN. El tercero es la construcción de la llamada Reserva Fría de Generación Planta Ilo, una central termoeléctrica de aproximadamente 564 MW ubicada en la localidad de Ilo, al sur del Perú, que ingresará en operación para situaciones de emergencia en el sistema de abastecimiento de energía eléctrica.

Estas importantes inversiones están financiadas gracias a decisiones tomadas por los accionistas. El plan financiero en el 2011 fue complementado con una operación de arrendamiento financiero por 200 millones de dólares, aprobada para el proyecto Reserva Fría de Ilo.

Estas inversiones reafirman el compromiso de EnerSur con el Perú, al acompañar el crecimiento del país con una mayor generación de energía con base en tecnología de última generación, el cumplimiento de los estándares de calidad internacionales en cuidado del medio ambiente y relaciones laborales, y el respeto a las normas locales sobre derechos de las comunidades.

A nuestros accionistas, a la plana gerencial y a los colaboradores de nuestra empresa, distribuidos en las operaciones de Lima, Chilca, Pasco, Moquegua, Ilo y Áncash, muchas gracias por su trabajo y por seguir aportando al crecimiento de esta familia llamada EnerSur.

Jan FlachetPresidente del Directorio


de EnerSur que, antes que dejarnos satisfechos, nos impone nuevos retos para alcanzar niveles de excelencia en el servicio.

Durante este año, nuestra empresa recibió el premio Buenas Prácticas Laborales del Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo, por una gestión eficiente de remuneraciones y de políticas dirigidas a nuestros recursos humanos. Asimismo, la prestigiosa calificadora de riesgo financiero Standard & Poor’s nos colocó dentro de las 20 empresas con mejor salud financiera en el Perú. Saludamos estos logros y estamos seguros de que las gestiones internas aún pueden ser perfeccionadas, para consolidar el grado de madurez al que queremos llegar.

En este punto, debe mencionarse que la aplicación de dos evaluaciones sobre gestión laboral, el informe de la Misión del Sistema Integrado de Gestión de Desempeño (IPMS, por sus siglas en inglés) y la encuesta de satisfacción nos permitirá responder a los retos internos y estar listos para los desafíos que nos impondrá el crecimiento del país. Este esfuerzo forma parte de una política integral de reorganización que responde a una rápida expansión de la empresa y del país.

Han sido importantes también los logros alcanzados en responsabilidad social en las zonas de operaciones, con una participación muy cercana de las comunidades que nos ha permitido trabajar juntos, en un ambiente de mutuo respeto.

Finalmente, quiero felicitar a todos los colaboradores de EnerSur por hacer posible que nuestra empresa continúe creciendo y que mantenga ese nivel óptimo de disponibilidad que el mercado exige. Nuestro reto es superar la valla que dejamos cada año, con energía y dedicación, cualidades que, sabemos, son el motor de quienes trabajamos en esta empresa.

GerenteGeneral

Carta del1.3

Estimado lector:

Después de culminar el 2010 con el compromiso de implementar dos nuevos proyectos, la conversión a ciclo combinado de la Central Termoeléctrica ChilcaUno y la futura central hidroeléctrica Quitaracsa I (Áncash), en el 2011 firmamos el contrato de concesión del proyecto Reserva Fría de Generación en Ilo. Con ello, EnerSur se convirtió en la única empresa de generación eléctrica del país en tener tres proyectos en construcción con una capacidad adicional de 946 MW, lo que representa 87% más de nuestra capacidad actual. Con estas nuevas inversiones, que tienen previsto operar entre el 2013 y 2014, se espera responder a la demanda futura de energía por parte de los sectores productivos.

En el 2011, según el COES, la producción total de energía eléctrica en el SEIN fue de 35,217 GWh y EnerSur participó con aproximadamente 4,675 GWh, es decir, un 13% de la participación total. Con ello, seguimos consolidados como la segunda empresa privada de generación de energía eléctrica en el Perú.

Durante el año pasado nuestra empresa respondió a la demanda del mercado, con lo que ha demostrado una alta confiabilidad. Se firmaron nuevos contratos de suministro de energía eléctrica con clientes libres y regulados. Así, con Hidrandina se firmó un contrato por 32 MW (2012-2013) y 107 MW (2013). También firmamos contratos bilaterarles con Edelnor, de 66 MW (2013), y Electrosureste, de 99 MW (2011-2013). Finalmente, nos adjudicamos un total de 60 MW en la licitación de largo plazo efectuada por las empresas distribuidoras Luz del Sur, Edelnor y Edecañete (2018-2027).

Respecto a clientes libres, con Xstrata, mediante una cuarta adenda en nuestro contrato, acordamos incrementar la potencia contratada en 3 MW adicionales de enero a marzo y en 15 MW adicionales de noviembre a diciembre, durante el 2012. Finalmente, con Minera Santa Luisa firmamos un contrato por 4 MW (2011-2016).

Por su parte, los mantenimientos de las unidades generadoras, llevados a cabo oportunamente, han sido imprescindibles para satisfacer las exigencias de los clientes con disponibilidad y prontitud, cada vez que lo ha requerido el COES. Estos hechos demuestran un grado de eficiencia

Alexandre KeisserGerente General


EnerSur S.A. (en adelante EnerSur) se dedica a las actividades de generación, transmisión y comercialización de energía eléctrica, de acuerdo con la legislación aplicable a estas actividades. Para cumplir con su objetivo, EnerSur puede participar en consorcios, joint ventures y cualquier otra forma de asociación empresarial permitida por la legislación peruana, así como realizar todos los actos y celebrar todos los contratos que las leyes peruanas permitan a las sociedades anónimas.

EnerSur opera cuatro centrales de generación eléctrica además de una subestación eléctrica. Estas son: Central Termoeléctrica Ilo1 (C.T. Ilo1), Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo21), Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H. Yuncán) y Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno), ade-más de la Subestación Moquegua (SE Moquegua).

Datos generales de

EnerSur

1.4


Dolorio und rernatem eatempero.

20/09/1996

Fecha de nacimiento de EnerSur, constituida mediante escritura pública y otorgada ante el Notario Público de Lima Dr. Jorge Orihuela Iberico. La primera denominación social fue Powerfin Perú S.A. cuya partida es la N° 11027095 del Registro de Personas Jurídicas de la Oficina Registral de Lima y Callao.

27/02/1997

Al año siguiente, por escritura pública y bajo la firma del notario público Dr. Manuel Noya de la Piedra, se modificó el estatuto de la sociedad. Su nueva denominación social pasó a ser Energía del Sur S.A. y, de manera abreviada, EnerSur S.A. Desde entonces, el estatuto social de EnerSur ha pasado por modificaciones posteriores a fin de adecuarlo a la nueva Ley General de Sociedades (Ley 26877), así como por haberse acordado sucesivos aumentos de capital.

1.4.1Constituciónyobjeto social


28/08/2007

La denominación social Energía del Sur S.A. pasó a convertirse oficialmente en EnerSur S.A. por escritura pública otorgada ante el Notario Público de Lima Dr. Ricardo Fernandini Barreda. El CIIU al que pertenece es el 4010. El plazo de duración de la sociedad es indefinido.

OBJETO SOCIAL

Nos dedicamos a generar, transmitir y comercializar energía eléctrica, bajo el amparo de la legislación aplicable a estas actividades. Para alcanzar esa meta, EnerSur puede participar en consorcios, joint ventures y cualquier forma de asociación empresarial permitida por las leyes peruanas, así como realizar todos los actos y celebrar todos los contratos permitidas a las sociedades anónimas.


EnerSur forma parte del Grupo GDF SUEZ, que es 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 en-cuentran listadas en las bolsas de Bruselas, Luxemburgo y París.

El Grupo GDF SUEZ nació como consecuencia de la fusión de Suez S.A. y Gaz de France S.A., ambas de origen francés, en julio de 2008. La estructura accionaria de GDF SUEZ reúne a los accionistas que, con la excepción del Estado francés, tienen una participación en el capital de GDF SUEZ menor al 5.20%.

Desde el upstream hasta el downstream, GDF SUEZ opera en toda la cadena de valor energética, tanto en electricidad como en gas natural. 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.

El Grupo GDF SUEZ desarrolla sus actividades a través de seis unidades operativas, según se muestra en el gráfico 1.

EnerSur pertenece a la unidad operativa de GDF SUEZ denominada Energy International que, a su vez, se encuentra dividida en las

siguientes seis áreas de negocio: IPR-GDF SUEZ Latin America, IPR-GDF SUEZ North America, IPR-GDF SUEZ UK-Europe, IPR-GDF SUEZ Middle East, Turkey & Africa, IPR-GDF SUEZ Asia e IPR-GDF SUEZ Australia.

EnerSur pertenece al área de negocio denominada “IPR - GDF SUEZ Latin America”.

Es importante destacar que el 3 de febrero de 2011 entraron en

vigencia los acuerdos celebrados entre el Grupo GDF SUEZ y el Grupo inglés International Power (“IPR”), mediante los cuales se pactó combinar activos de ciertas áreas de negocio del área denominado en ese momento Energy Europe &International (fuera de Europa) con determinados activos en Reino Unido y Turquía (en conjunto, denominados “GDF SUEZ Energy International”) y activos de IPR (“Combinación”).

La Combinación dio origen a una nueva IPR, más sólida, que lista en la Bolsa de Valores de Londres (en adelante, “Nueva IP”). Producto de la Combinación, GDF SUEZ asumió la titularidad de aproximadamente el 70% de las acciones con derecho a voto de la Nueva IP.

1.4.2 Grupo económico

INFRAESTRUCTURESENERGY EUROPE ENERGY INTERNATIONAL GLOBAL GAS & LNG ENVIRONMENTENERGY SERVICES

Gráfico 1 - Unidades operativas del Grupo GDF SUEZ (1)


Conformación del Grupo Económico y la posición de EnerSur dentro del grupo.

GDF SUEZ S.A.Francia

SOPRANOR S.A.Francia

Reino Unido

BélgicaELECTRABEL S.A.

INTERNATIONAL POWER PLC

Reino UnidoINTERNATIONAL POWER (ZEBRA) LIMITED

BélgicaSUEZ-TRACTEBEL S.A.

PerúENERSUR

99.13%

69.79%

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LuxemburgoGDF SUEZ IP LUXEMBURGO S.à.r.l.

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1acción

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GENFINA S.C.R.L.Bélgica

Gráfico 2 - Estructura del grupo económico

El resultado de la Combinación originó al líder global en generación de energía independiente, con 66,000 MW de potencia bruta en operación además de otros proyectos con una potencia bruta de 22,000 MW para el año 2013.

Suez-Tractebel S.A. (100% propiedad del Grupo GDF SUEZ) es una sociedad constituida en Bélgica, y además es el principal accionista de EnerSur, con el 61.73% de las acciones. El 38.27% restante es de titularidad de fondos de las Administradoras de Fondos de Pensiones (AFP) peruanas, así como de otras personas naturales y jurídicas.

La Nueva IP, constituida en el Reino Unido el 3 de marzo de 2011, transfirió la titularidad del 100% (menos una) de las acciones representativas del capital social que mantenía en la empresa Suez-Tractebel S.A. (propietaria del 61.73% de las acciones de EnerSur) a favor de International Power (Zebra) Limited (“IP Zebra”), empresa constituida y existente también bajo las leyes del Reino Unido, que forma parte del Grupo GDF SUEZ.

(1) Las divisiones en las áreas operativas que se muestran en el Gráfico 1 entraron en vigencia a partir del 1 de enero de 2012.


Total 199’970,023 100.00

Otros 54´930,511 27.47 Varios

Suez-Tractebel S.A. 123’443,250 61.73 Belga GrupoGDF SUEZ

IN - FONDO 2 11´427,914 5.72 Peruana ING

Rímac Internacional Cía de Seguros 10´168,348 5.09 Peruana BRESCIA

AccionistasNúmero de acciones % Nacionalidad

Grupo económico

1.4.3 Capital

1.4.4 Composición

social

accionaria

Cuadro 1 - Estructura y composición accionaria, al 31 de diciembre de 2011


El capital social de EnerSur asciende a 199’970,023 nuevos soles (en adelante soles). Este monto es producto de un aumento de capital aprobado por la Junta General de Accionistas el 11 de febrero del 2004, que acordó la emisión de 42’098,992 acciones comunes con un valor nominal de 1.00 sol cada una. 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 2005 están inscritas en el Registro Público del Mercado de Valores, con lo que se abrió el accionariado al público en general.

14

Suez-Tractebel S.A. es el principal accionista de EnerSur. Por su parte, GDF SUEZ IP Luxemburgo S.à.r.l. es titular del 100% de acciones de Suez Tractebel S.A. A su vez, International Power e International Power (Zebra ) Limited, empresas constituidas en el Reino Unido, son propietarias directas e indirectas, respectivamente, de GDF SUEZ IP Luxemburgo S.à.r.l. Por otro lado, Electrabel S.A., accionista de International Power Plc, es una socie-dad constituida en Bélgica, que forma parte de la unidad operativa GDF SUEZ Energy Europe & International del Grupo GDF SUEZ (BEEI) y es titular del 69.79% del capital social de International Power Plc. GDF SUEZ S.A., sociedad francesa, matriz del Grupo GDF SUEZ, posee la titularidad del 99.13% de Electrabel S.A. A la par de EnerSur, GDF SUEZ, participa también en GDF SUEZ Energy Perú S.A.

principal accionista 1.4.5 Perfil del

(GSEP), otra empresa constituida en el Perú sobre la cual ejerce control efectivo. Dicha compañía también desarrolla actividades vinculadas al sector energía. Asimismo, GDF SUEZ, a través de Suez-Tractebel S.A., posee una participación de 8.06% en Trans-portadora de Gas del Perú S.A. (TGP).

Cuadro 2 - Composición accionaria

Menor al 1% 286 3.13%

9 24.34%Entre 1% y 5%

10.80%2Entre 5% y 10%

61.73%1Mayor al 10%

100.00298Total

TenenciaNúmero de accionistas Porcentaje


Para el desarrollo de sus actividades y objeto social, EnerSur cuenta con diversos permisos, autorizaciones y concesiones. Los principales se presentan en el siguiente cuadro:

autorizaciones1.4.6 Licencias y


Norma legalFecha de

publicaciónUnidad de generación

Resolución Ministerial 115-97-EM/DGE

Resolución Ministerial 394-97-EM/VE

Resolución Suprema 059-2005-EM (1)

Resolución Suprema 023-2002-EM

Modificada por las siguientes resoluciones:

Resolución Suprema N° 017-2004-EM

Resolucion Suprema N° 005-2010-EM

Resolución Ministerial 219-2009-MEM/DM


Resolución Ministerial N° 546-2011-MEM/DM (5)

Resolución Ministerial 265-98-EM/WME(modificada posteriormente según se detallaa continuacion)

Resolución Ministerial 395-2000-EM/WME(modificada la Resolución Ministerial 265-98-EM/WME)

04/04/1997

04/10/1997

10/06/1998

17/10/2000

Resolución Ministerial 318-2001 - EM/VME 30/07/2001

Resolución Ministerial 340-2005 - MEM/DM 02/09/2005




12/10/2005

13/05/2009

29/04/2010

13/06/2002

15/03/2004

09/01/2005

09/01/2012

C.T. Ilo1

C.T. Ilo1

C.T. Ilo21

C.T. Ilo21

C.H. Yuncán

C.H. Quitaracsa I

Ciclo combinado deC.T. ChilcaUno

C.T. Reserva Fría de Generación - Planta Ilo

Resolución Ministerial 396-2000-EM/WME(modificada la Resolución Ministerial 265-98-EM/WME). A su vez, fue modificada por lassiguientes resoluciones:

17/10/2000

C.T. ChilcaUno(Primera, Segunda y

Tercera Unidad)

(3)

(4)

(2)

(1) Con fecha 9 de agosto de 2005, la Empresa de Generación de Energía Eléctrica del Centro (“Egecen”) y EnerSur suscribieron el contrato de cesión de posición contractual, por el cual Egecen cede a favor de EnerSur su posición contractual en el Contrato de Concesión 131-98. Esta cesión de posición contractual fue aprobada por el Estado peruano mediante la Resolución Suprema 059-2005-EM, del 7 de octubre de 2005.(2) Se aprueba la Concesión definitiva para desarrollar la actividad de Generación de Energía Eléctrica en la C.H. Quitaracsa I a favor de S&Z Consultores Asociados S.A.(3) Mediante esta resolución de fecha 12 de marzo de 2004, se aprobó la cesión de posición contractual suscrita entre S&Z Con-sultores Asociados S.A. y Empresa de Generación Eléctrica Quitaracsa S.A., por la cual la primera de las empresas cedió a favor de la segunda, su posición en el contrato de concesión para el desarrollo de actividades de generación eléctrica con la C.H. Quitaracsa I.(4) Mediante esta resolución suprema de fecha 2 de febrero de 2010, Empresa de Generación Eléctrica Quitaracsa S.A. y EnerSur S.A. suscribieron un contrato de cesión de posición contractual, por el cual la primera empresa cede a favor de la segunda empresa su posición en el contrato de concesión referido en la resolución suprema anterior.(5) La fecha de emisión de la Resolución Ministerial N° 546-2011-MEM/DM es el 28 de diciembre de 2011.

Cuadro 3 - Autorizaciones y concesiones de generación.


Concesiones de transmisiónFecha depublicación Líneas de transmisión

Resolución Suprema 068-2006-EM,modificada por la Resolución Suprema 021-2007-EMResolución Suprema 086-2011-EM

Resolución Suprema 028-2006-EM(2)



12/11/200626/05/200706/11/2011

27/05/2006

27/03/2003

30/12/1998

1) C.T. Ilo21-SE (1) Moquegua(Montalvo)

2) SE Moquegua (Montalvo)-SE Botiflaca

3) SE Moquegua (Montalvo)-SE Toquepala

SE ChilcaUno-SE Chilca REP

C.T. Ilo-SE Botiflaca-SE Moquegua

C.H. Yuncán (SE Santa Isabel)-SE Carhuamayo Nueva

(1) SE: Subestación.(2) 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. Esa cesión fue aprobada por el Estado peruano mediante Resolución Suprema 0288-2006-EM, del 26 de mayo de 2006.

Cuadro 4 - Concesiones definitivas de transmisión


Concesiones de transmisión

Resolución Ministerial 220-99-EM/VME Servidumbre de electroductoy de tránsito para la SE Moquegua,en beneficio de la concesion detransmision de la cual es titular de EnerSur.

Servidumbre de electroducto, depaso y de tránsito para custodia,conservación y reparación de obras e instalaciones de la L.T. de220 kV de la C.T. Ilo21-SE Moquegua(Montalvo) y L.T. de 138 kV SEMoquegua (Montalvo)-SE Botiflaca.

Servidumbre de electroducto de tránsitopara custodia, conservación y reparaciónde obras e instalaciones de la L.T. de138 kV T170 (L.T. 138 kV de la C.T. Ilo-SEBotiflaca)-SE Botiflaca.

Servidumbre de electroducto de la L.T. de220kV de la C.H. Yuncán (SE Santa Isabel)-SE Nueva Carhuamayo.

Servidumbre de electroducto de la L.T. de220kV SE ChilcaUno - SE Chilca REP

26/05/1999

15/01/2000

07/01/2004

20/07/2006

02/12/2007

Resolución Ministerial 733-99-EM/VME




Fecha dePublicación Líneas de transmisión

Cuadro 5 - Servidumbres


aspectos generales1.4.7 Reseña histórica y

EnerSur se constituyó en septiembre de 1996 bajo la denominación social de Powerfin Perú S.A. y al año siguiente la cambió por Energía del Sur S.A. (y, de manera abreviada, derivó en EnerSur S.A.) con la meta de adquirir los activos para generación de electricidad que eran propiedad de Southern Peru Copper Corporation y suscribir un Power Purchase Agreement (PPA). La transferencia de los activos de generación y el inicio del suministro bajo el PPA (conforme a sus modificaciones), así como 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, Ener-Sur ha sido subsidiaria de Suez-Tractebel S.A., que fue propietaria directa e indirec-ta de todas las acciones con derecho a voto que representaban su capital social.

Suez-Tractebel S.A. tomó control total de la gestión de EnerSur hasta febrero de 2004, cuando las carteras administradas por las tres AFP existentes entonces, en cumplimiento de compromisos previa-mente acordados, suscribieron y pagaron un aumento de capital aprobado por los accionistas de EnerSur y pasaron a ser ti-tulares (de manera conjunta) del 21.05% de su capital social. Este proceso conti-nuó durante el 2005 y el 24 de noviembre de ese año Suez-Tractebel S.A. efectuó una exitosa oferta pública de venta del 17.2% de sus acciones en la Bolsa de Va-lores 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 implicó que Quitaracsa fuera absorbida por EnerSur. La primera es titular de una concesión definitiva de generación, para la implementación de una central hidroeléctrica con una capacidad nominal aproximada de 112 MW, en Áncash. Se trata de una fusión simple, ya que EnerSur es propietaria del 100% de las acciones de Quitaracsa.

Esta fusión entre EnerSur y Quitaracsa en-tró en vigencia el 16 de febrero de 2010 y se inscribió en los Registros Públicos con fecha 26 de marzo de 2010.

EnerSur, desde que inició sus operaciones, no ha dudado en realizar inversiones importantes tanto en la generación como en la transmisión de electricidad. Alrededor de 700 millones de dólares colocan a esta compañía como la segunda empresa de generación privada del Perú, tanto en cuanto a potencia instalada como

en energía producida. De esta manera ha podido cubrir las necesidades particulares y los requerimientos de sus clientes, entre los que se encuentran las industrias y las empresas más importantes del país.

Las relaciones de largo plazo de EnerSur con sus clientes se sostienen, básicamente, en una interesante oferta y 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. Todo ello se suma a una política de respeto al medio ambiente y una contribución a la mejora de la calidad de vida de la población.

Actualmente EnerSur está implementando tres proyectos importantes: la conversión a Ciclo Combinado de la C.T. ChilcaUno, la construcción de la C.H. Quitaracsa I y el pro-yecto de Reserva Fría de Generación en Ilo, que representan una inversión adicional de aproximadamente 820 millones de dólares.


1.4.8 Fechas importantes

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Se constituyeEnerSur (inicialmentePowerfin Perú S.A.).

EnerSur adquiere la C.T. Ilo1 a SPCCpor aproximadamente 17 millones de dólares. Al mismo tiempo, se firmaun PPA por 20 años.

Empieza a funcionar la TG1 adquirida a SPCC, por aproximadamente 23 millones de dólares.

Entra en funcionamientola TG2 adquirida por aproximadamente 18 millones de dólares.

Luego de dos años se concluye la construcciónde Ilo21, con un costo total aproximado de 225 millonesde dólares.

Se produce unterremoto que deja inactiva a Ilo21por diez meses.

Se adjudicala subasta de la concesiónde Egasa-Egesur pero, debido a problemas sociales, no se llega a completar.

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).

EnerSur distribuye utilidades disponiblesascendentes a 33.6 millones de dólares y realiza un dividendo extraordinario de las utilidades de libre disposición, equivalente a 41 millones de dólares.

EnerSur recibe en usufructo, por parte deEgecen, la C.H. Yuncán por un periodo de 30 años y emite el Notice to Proceed,el cual ordenó el inicio formal de las obras de construcción de la primera unidad de la C.T. ChilcaUno. Esta últimaoperará utilizando el gas deCamisea.

Se obtiene la aprobación paralistar 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.

Suez-Tractebel S.A. efectúa unaoferta 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.

Se adjudica en usufructo la concesión de la C.H. Yuncán por 57.6 millones de dólares. Las AFP compran acciones de EnerSur, con lo que alcanza el 21.05% del total del accionariado e incrementa de esta forma el capital de EnerSur en 48 millones de dólares.

El directorio de EnerSur aprueba la construcción de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno y autoriza elNotice to Proceed.

Se llevó a cabo la colocación de la segunda y la tercera emisión de bonoscorporativos de EnerSur S.A. por 84.105millones de soles y 10 millones de dólares, respectivamente.

EnerSur se adjudicó un total de 662 MWpara ser suministrados entre los años 2014 y 2025, en los cuatro procesos de laprimera licitación de largo plazo realizada por las empesas de distribución para el suministro de energía eléctrica.

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 fusiónsurge el Grupo GDF SUEZ.

Entra en operación comercial la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno, cuya inauguración oficial se llevó a cabo en agosto del 2007, lo que llevó a incrementar la capacidad nominal de esta central a aproximadamente 360 MW.

Se inscribió ante Conasev el registro del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur S.A.hasta por un montode 400 millones de dólares (o su equivalente en soles). Así se realizó la colocación de la primera emisión por un total de 120.7 millones de soles.

EnerSur se adjudica 485 MW en un proceso delicitación conducido por Luz del Sur S.A. para el mercado regulado. Estos 485 MW deben ser suministrados a las empresas de distribución Luz del Sur S.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 del 2008 hastadiciembre del 2012.

Entra en operación comercial la primera unidad de laC.T. ChilcaUno, la primera central de generación construida exclusivamente para utilizar el gas natural de Camisea.

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 C.T. ChilcaUno.

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 originó a New International Power a través de un proceso de fusión que culminó a inicios del 2011.

Se suscribió un acuerdo de Suministro de potencia y energía eléctrica con la empresa Xstrata Tintaya por 150 MW, para abastecer los requerimientos de energía eléctrica delproyecto minero Las Bambas.

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 dediciembre de 2013, por una potencia contratada de 132 y 222 MW, y su energía asociada.

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.

EnerSur firmó el contrato para el Suministroy Construcción de las Obras Civiles conla empresa Constructora JME S.A.C. para el proyecto de la C.H. Quitaracsa I.

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

Se llevó a cabo la colocación de la sextay la sétima emisión de bonos corporativos por 40 millones de dólares.

EnerSur adquiere Quitaracsa S.A.,empresa propietaria de la concesión definitiva y los derechos de agua para el proyecto hidroeléctrico Quitaracsa I.

Se llevó a cabo la colocación de lacuarta y la quinta emisión de bonoscorporativos de EnerSur S.A. por 40 millones de dólares.

Ingresa a operación comercial la terceraturbina de la C.T.ChilcaUno.

Se firmó el contrato EPC con General Electric y SANTOS CMI para laconstrucción y el contrato de arrendamiento financiero con el Banco de Crédito del Perú y el BBVA Continental, para el financiamiento del proyectoReserva Fría de Generación Planta Ilo.

EnerSur suscribió el contrato deconcesión del proyecto ReservaFría de Generación–Planta Ilo con el Ministerio de Energía y Minas,cuya buena pro fuera otorgada en noviembre del 2010.

EnerSur suscribió el contrato de suministro de electricidad con la empresa Hidrandina S.A. por una potencia mensual promedio de 88.5 MW. Asimismo firmó un contrato con la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (SEAL) por una potencia mensual promedio de 94 MW.

Se suscribe contrato de suministro de energía y potencia eléctrica con la compañía Electro Sur Este S.A.A. por una potencia máxima de 129 MW y un plazo de vigencia de dos años y dos meses.

EnerSur firmó un contrato EPC con la empresa BLUE Sucursal del Perú para construir de la carretera de acceso a la presa del proyecto Quitaracsa I.

Se firmó un acuerdo de suministro de energía y potencia eléctrica con laempresa Hidrandina S.A. por una potencia máxima de 120 MW y un plazo de dos años, contados desde el 1 de enero del 2012 hasta el 31 de diciembre del 2013.

Enersur se adjudicó 60 MW en licitación de largo plazo para el suministro de energía eléctrica a lasempresas distribuidoras Luz del Sur S.A.A., Edelnor S.A.A. y Edecañete S.A., por un plazo de 10 años, en el periodo 2018-2027.

1996 1997 1998 2000 2001 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Historia de EnerSur


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Se constituyeEnerSur (inicialmentePowerfin Perú S.A.).

EnerSur adquiere la C.T. Ilo1 a SPCCpor aproximadamente 17 millones de dólares. Al mismo tiempo, se firmaun PPA por 20 años.

Empieza a funcionar la TG1 adquirida a SPCC, por aproximadamente 23 millones de dólares.

Entra en funcionamientola TG2 adquirida por aproximadamente 18 millones de dólares.

Luego de dos años se concluye la construcciónde Ilo21, con un costo total aproximado de 225 millonesde dólares.

Se produce unterremoto que deja inactiva a Ilo21por diez meses.

Se adjudicala subasta de la concesiónde Egasa-Egesur pero, debido a problemas sociales, no se llega a completar.

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).

EnerSur distribuye utilidades disponiblesascendentes a 33.6 millones de dólares y realiza un dividendo extraordinario de las utilidades de libre disposición, equivalente a 41 millones de dólares.

EnerSur recibe en usufructo, por parte deEgecen, la C.H. Yuncán por un periodo de 30 años y emite el Notice to Proceed,el cual ordenó el inicio formal de las obras de construcción de la primera unidad de la C.T. ChilcaUno. Esta últimaoperará utilizando el gas deCamisea.

Se obtiene la aprobación paralistar 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.

Suez-Tractebel S.A. efectúa unaoferta 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.

Se adjudica en usufructo la concesión de la C.H. Yuncán por 57.6 millones de dólares. Las AFP compran acciones de EnerSur, con lo que alcanza el 21.05% del total del accionariado e incrementa de esta forma el capital de EnerSur en 48 millones de dólares.

El directorio de EnerSur aprueba la construcción de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno y autoriza elNotice to Proceed.

Se llevó a cabo la colocación de la segunda y la tercera emisión de bonoscorporativos de EnerSur S.A. por 84.105millones de soles y 10 millones de dólares, respectivamente.

EnerSur se adjudicó un total de 662 MWpara ser suministrados entre los años 2014 y 2025, en los cuatro procesos de laprimera licitación de largo plazo realizada por las empesas de distribución para el suministro de energía eléctrica.

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 fusiónsurge el Grupo GDF SUEZ.

Entra en operación comercial la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno, cuya inauguración oficial se llevó a cabo en agosto del 2007, lo que llevó a incrementar la capacidad nominal de esta central a aproximadamente 360 MW.

Se inscribió ante Conasev el registro del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur S.A.hasta por un montode 400 millones de dólares (o su equivalente en soles). Así se realizó la colocación de la primera emisión por un total de 120.7 millones de soles.

EnerSur se adjudica 485 MW en un proceso delicitación conducido por Luz del Sur S.A. para el mercado regulado. Estos 485 MW deben ser suministrados a las empresas de distribución Luz del Sur S.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 del 2008 hastadiciembre del 2012.

Entra en operación comercial la primera unidad de laC.T. ChilcaUno, la primera central de generación construida exclusivamente para utilizar el gas natural de Camisea.

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 C.T. ChilcaUno.

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 originó a New International Power a través de un proceso de fusión que culminó a inicios del 2011.

Se suscribió un acuerdo de Suministro de potencia y energía eléctrica con la empresa Xstrata Tintaya por 150 MW, para abastecer los requerimientos de energía eléctrica delproyecto minero Las Bambas.

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 dediciembre de 2013, por una potencia contratada de 132 y 222 MW, y su energía asociada.

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.

EnerSur firmó el contrato para el Suministroy Construcción de las Obras Civiles conla empresa Constructora JME S.A.C. para el proyecto de la C.H. Quitaracsa I.

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

Se llevó a cabo la colocación de la sextay la sétima emisión de bonos corporativos por 40 millones de dólares.

EnerSur adquiere Quitaracsa S.A.,empresa propietaria de la concesión definitiva y los derechos de agua para el proyecto hidroeléctrico Quitaracsa I.

Se llevó a cabo la colocación de lacuarta y la quinta emisión de bonoscorporativos de EnerSur S.A. por 40 millones de dólares.

Ingresa a operación comercial la terceraturbina de la C.T.ChilcaUno.

Se firmó el contrato EPC con General Electric y SANTOS CMI para laconstrucción y el contrato de arrendamiento financiero con el Banco de Crédito del Perú y el BBVA Continental, para el financiamiento del proyectoReserva Fría de Generación Planta Ilo.

EnerSur suscribió el contrato deconcesión del proyecto ReservaFría de Generación–Planta Ilo con el Ministerio de Energía y Minas,cuya buena pro fuera otorgada en noviembre del 2010.

EnerSur suscribió el contrato de suministro de electricidad con la empresa Hidrandina S.A. por una potencia mensual promedio de 88.5 MW. Asimismo firmó un contrato con la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (SEAL) por una potencia mensual promedio de 94 MW.

Se suscribe contrato de suministro de energía y potencia eléctrica con la compañía Electro Sur Este S.A.A. por una potencia máxima de 129 MW y un plazo de vigencia de dos años y dos meses.

EnerSur firmó un contrato EPC con la empresa BLUE Sucursal del Perú para construir de la carretera de acceso a la presa del proyecto Quitaracsa I.

Se firmó un acuerdo de suministro de energía y potencia eléctrica con laempresa Hidrandina S.A. por una potencia máxima de 120 MW y un plazo de dos años, contados desde el 1 de enero del 2012 hasta el 31 de diciembre del 2013.

Enersur se adjudicó 60 MW en licitación de largo plazo para el suministro de energía eléctrica a lasempresas distribuidoras Luz del Sur S.A.A., Edelnor S.A.A. y Edecañete S.A., por un plazo de 10 años, en el periodo 2018-2027.

1996 1997 1998 2000 2001 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


Como empresa del sector eléctrico, EnerSur se encuentra en el marco de las actividades del Ministerio de Energia y Minas (MEM) como ente rector de la política energética y bajo la supervisión del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), aunque estas no son las únicas entidades estatales que regulan el correcto cumplimiento de las leyes vinculadas a las actividades de EnerSur.

El Osinergmin tiene a su cargo sancionar y resolver en última instancia administrativa los temas relacionados al incumplimiento de las disposiciones legales en materia energética. A ese organismo se suman la Autoridad Nacional del Agua (ANA), entidad estatal dedicada al aprovechamiento sostenible de los recursos hídricos; y el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA), institución encargada de evaluar, supervisar, fiscalizar y controlar el cumplimiento de la legislación ambiental.

Por todas estas razones, EnerSur está obligada y convencida de la necesidad de contribuir con el sostenimiento de las entidades del sector, como son 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. De igual forma, EnerSur proporciona periódicamente a la DGE y al Osinergmin información estadística sobre producción y precios, así como información económica y financiera.

Por otro lado, mediante Resolución de Intendencia 12-4-043363, 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.

con el Estado1.4.9 Relación


Titulares y Alternos1.4.10 Directores

Directores Titulares Directores Alternos

Jan Flachet Dante Dell’Elce

André de Aquino Fontenelle Canguçú Alexandre Keisser

Eric Louisa Frans Kenis Philippe Tordoir

Carlos H. Ruiz de Somocurcio Escribens Federico Cúneo de la Piedra

Manlio Alessi Remedi Axel Levêque

Patrick Obyn Axel Van Hoof

Fernando Zavala Lombardi Raúl Ortiz de Zevallos Ferrand

Cuadro 6 - Miembros del Directorio

La trayectoria profesional de los Directores de EnerSur es un pilar fundamental para consolidar nuestro crecimiento y desarrollo. Con fecha 23 de marzo de 2010, se aprobó la designación de los miembros del Directorio para el periodo ubicado entre marzo de 2010 y marzo de 2013. Los siguientes son los Directores Titulares:

Desde el año 2003, se desempeña como director regional de GDF SUEZ Energy Latin America, división que forma parte de la unidad operacional BEEI de GDF SUEZ, y conoce el sector desde 1996, cuando se desempeñó, sucesivamente, dentro del BEEI como administrador general de Litoral Gas (Argentina); vicepresidente senior a cargo de la distribución, del transporte y de 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.

Jan Flachet

Es graduado en Ingeniería Electromecánica de la Universidad Católica de Lovaina (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, en Holanda; y ha seguido estudios de Administración en el Ceped del Instituto Europeo de Administración (Insead) de Fontainebleau, en Francia.

Cuenta con una larga experiencia en el sector energía en América Latina. Ha sido Chief Financial Officer (jefe de Finanzas) de GDF SUEZ Latin America desde el 2010. Antes estuvo al mando de la Gerencia de Finanzas, Administración y Contraloría de EnerSur (entre el 2004 y el 2010) y se ha desempeñado como gerente de Finanzas y Administración en varias empresas multinacionales.

André de Aquino Fontenelle Canguçú


Ha desempeñado diferentes funciones en Europa, en bancos como EBC, BBL e ING, en grupos industriales (entre ellos el 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 del 2001. Posteriormente, de agosto del 2001 a diciembre del 2008, ejerció el cargo de gerente general de SUEZ Energy Andino S.A. en Chile.

Manlio Alessi Remedi

Es licenciado en Administración de Empresas en la EAESP-FGV (Escola de Administração de Empresas de São Paulo da Fundação Getúlio Vargas) y también culminó con éxito 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 (sedes Estados Unidos y Chile) como vicepresidente de Finanzas Corporativas y de Proyectos.

Arriba: André de Aquino Canguçú, Patrick Obyn, Eric Louisa Frans Kenis y Manlio Alessi Remedi.Abajo: Carlos Hernán Ruiz de Somocurcio, Jan Flachet y Fernando Zavala.

Su conexión con el Perú empezó en agos-to de 2001, cuando fue designado delega-do general de GDF SUEZ para Chile y el Perú, y alcanzó el puesto de Country Ma-nager en el Perú de BEEI de GDF SUEZ en octubre de 2009. Desde el 2003 es Chief Business Developer (jefe de Desarrollo de Negocios) para los países andinos. En marzo del 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.

Forma parte del Grupo GDF SUEZ desde 1995, cuando trabajó como asesor senior para su división Electricity and Gas Inter-nacional (EGI). Años después, desde el 2002, se desempeñó como General Coun-sel de GDF SUEZ Energy Latin America. También ha sido abogado para Union Car-bide (industria química) y para el grupo Al-catel (telecomunicaciones). El señor Obyn es graduado de la Facultad de Derecho de la Universidad de Amberes, Bélgica.

Patrick Obyn


Desde el 2002, y por siete años consecutivos, ha sido gerente general de Operaciones de GDF SUEZ Energy International (GSEI). En el 2009, ocupó el cargo de Executive Vicepresident of Operations (vicepresidente ejecutivo de Operaciones) de BEEI de GDF SUEZ. Mucho antes, en 1978, ya se había unido 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), así como presidente de CRSS (Estados Unidos), director gerente de Rosen (Italia); y miembro del Job Training Partnership Council (India).

El señor Kenis tiene una maestría en In-geniería Electrotécnica Nuclear y de Se-guridad por la Universidad Católica de Lovaina, en Bélgica; así como estudios de administración en el Ceped del In-sead de Fontainebleau, Francia.

Se desempeñó como ministro de Economía y Finanzas del Perú entre el 2005 y el 2006. Posteriormente, ha sido director de EnerSur, desde el 2007, y hoy 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

Cuenta con una amplia experiencia en el sector banca. Fue fundador y gerente general del Banco Interamericano de Finanzas (BanBif). Asimismo asumió la gerencia general adjunta del Banco Sudamericano, fue representante del Banco de Crédito e Inversiones (BCI) de Chile y ocupó la gerencia de las sucursales de San Isidro y Miraflores del Banco de Crédito del Perú (BCP), además de la gerencia de créditos de la Financiera de Crédito del Perú, entre otros cargos de importancia.

Actualmente es director de empresas vinculadas a servicios financieros, in-dustria manufacturera y, desde el 2011, de EnerSur, además de consultor de empresas en diferentes rubros. Entre otras actividades, ha sido presidente de la Cámara de Comercio Peruano–Chile-na, director del Club de la Banca y Co-mercio, director de Secrex, profesor del diplomado en Banca de la Universidad del Pacífico y ha escrito sobre diversos artículos para el diario Gestión, entre otras actividades.

Es economista de la Universidad Cató-lica Santa María y ha participado en va-rios cursos, tanto en el Perú como en el extranjero.

Eric Louisa Frans Kenis

Fernando Zavala Lombardi

Carlos Hernán Ruiz de Somocurcio (2)

(2) Por acuerdo de Junta General de Accionistas del 15 de marzo de 2011, se acordó designar al señor Carlos H. Ruíz de Somocurcio Escribens Director Titular de EnerSur, en remplazo del Director Titular saliente, Ricardo Briceño.

MBA Internacional de The University of Birmingham y una maestría en Dirección de Empresas de la Universidad de Piura.


Se desempeña como gerente general de EnerSur desde marzo del 2010 y cuenta con 17 años de experiencia en el Grupo GDF SUEZ, en las áreas de general management, estrategias, desarrollo de negocios, financiamiento e ingeniería en diversas empresas. Ha ocupado diversos cargos dentro del Grupo GDF SUEZ, como Chief Financial Officer de 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), en Francia; y cuenta con una

A continuación se presenta la relación de los principales ejecutivos de EnerSur durante el periodo 2011(3).

Alexandre Jean Keisser

1.4.11 Principales ejecutivos

Gerencia General

Alexandre Keisser

Gerencia de OperacionesVíctor Tejada

Gerencia Comercial

Rafael Flores

Gerencia dePlanificacion, Proyectos

e ImplementaciónAxel Levêque

Gerencia Legal

Carlos LeónGerencia de Finanzas

Philippe Tordoir

Gerencia de Organización

y Capital Humano

Eduardo Miligan

Gerencia de Asuntos Corporativos

Alejandro Prieto

Cuadro 7 - Organigrama

maestría en Administración de Empresas de la Columbia University, en Nueva York.

Cuenta con amplia experiencia en los sectores de generación eléctrica y naviero. Desde enero del 2011 dirige la Gerencia de Operaciones de EnerSur y es ingeniero mecánico egresado de la Universidad Nacional de Ingeniería. Trabajó en Southern Peru Copper Corporation durante varios años. Posteriormente, cuando EnerSur adquirió la C.T. Ilo1, ocupó diversos puestos, como jefe de turno, asistente del gerente de Planta y subgerente de Producción y Mantenimiento de las centrales Ilo1 e Ilo21. Antes de ocupar el cargo actual, se desempeñó como Chief Operating Officer (COO) para GDF SUEZ Central América.

Víctor Tejada Mendoza


Desde enero del 2007 a diciembre del 2011 se desempeñó como gerente comercial de EnerSur. Posee una amplia experiencia internacional en comercialización y regula-ción de mercados de electricidad. Ha desempeñado funciones en empresas del sector eléctrico en el Perú y en el extranjero. Es ingeniero electricista egresado de la Universidad Nacional San Antonio Abad del Cusco, cuenta con una maestría en Ingeniería Eléctrica en la Pontificia Universidad Católica de Río de Janeiro (Brasil), un doctorado en la Universidad Técnica de Chalmers (Suecia) y estudios en el Cedep del Insead, en Fontainebleau (Francia). Además de los puestos en empresas de generación en el Perú, se ha desempeñado como consultor en Brasil y Suecia. Ha participado en varios proyectos de consultoría relacionados con mercados eléctricos en numerosos países de América Latina.

Rafael Flores

(3) No existe vinculación por afinidad o consangui-nidad entre los directores y los funcionarios ejecu-tivos de EnerSur.

(4) Desde junio de 2011, la Gerencia de Finanzas, Administración y Contraloría cambió su denomina-ción por Gerencia de Finanzas.

A cargo de la Gerencia de Planificación, Proyectos e Implementación de EnerSur desde abril de 2010. Anteriormente se encargó del área de Planificación, Proyectos y Desarrollo de GDF SUEZ

Axel Levêque

Desde mayo del 2010, Philippe Tordoir está a cargo de la Gerencia de Finanzas (4). In-geniero electromecánico graduado de la Universidad de Lieja (Bélgica), con una maestría en Ingeniería Térmica de la Uni-versidad de Cranfield (Reino Unido) y una maestría en Ingeniería en Redes Eléctricas de la Universidad de Lieja (Bélgica). Obtu-vo 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 (Fran-cia). Anteriormente se desempeñó en la di-visión GDF SUEZ Energy International, de

Philippe Pierre Tordoir

Energy Perú S.A. Asimismo, el señor Levêque se ha desempeñado como gerente de Operaciones y Servicios Industriales de EnerSur entre el 2004 y el 2009. Asumió el cargo de gerente de Operaciones y Servicios Industriales de GDF SUEZ Energy Perú S.A. entre el 2004 y el 2008. El ejecutivo, de nacionalidad belga, es 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.


Abogado egresado de la Universidad de Lima. Está a cargo de la Gerencia Legal desde octubre de 2006. Ha sido abogado de IBM del Perú y cuenta con una importante trayectoria en el sector Tecnología de la Información. Posee 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 una maestría en regulación en la Universidad Peruana de Ciencias Aplicadas (UPC).

Carlos León

Experto en temas de comunicación corporativa y relaciones comunitarias, está a cargo de la Gerencia de Asuntos Corporativos

Alejandro Prieto

Economista egresado de la Universidad de Lima, se encuentra a cargo de la Gerencia de Organización y Capital Humano desde junio de 2011. Antes se desempeñó como subgerente de Finanzas de EnerSur y fue Senior Manager de GDF SUEZ LATAM en la división de Acquisitons, Investments & Financial Advisory. Cuenta con más de 10 años de experiencia en el sector financiero y ha ocupado diferentes posiciones en la banca corporativa de Citigroup, como oficial de Riesgos, gerente general de Citileasing, director de Citicorp SAB y gerente de la Unidad de Financiamientos Estructurados en la División de Finanzas Corporativas y Mercado de Capitales.

Eduardo Milligan Wenzel (5)

(5) Por decisión de la Gerencia General en junio de 2011 se creó la Gerencia de Organización y Capital Humano, y se designó al señor Eduardo Milligan Wenzel gerente de ella. De igual forma se designó a la señora María Elena Córdova gerente adjunta a cargo del Área de Capital Humano.

la casa matriz, en Bélgica, como Finance Manager y fue vicepresidente de Business Development Oversight para América Lati-na. Ejerció el cargo de gerente general de Corani S.A., empresa de generación eléc-trica en Bolivia.

desde julio de 2010. Anteriormente se desempeñó como subgerente de Comunicación de Edegel, del Grupo Endesa, 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 Santiago de Chile.


1.4.12 Comitéde auditoríaAsiste 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.

• Fernando Zavala Lombardi• Manlio Alessi Remedi • André de Aquino Fontenelle Canguçú

Miembros

1.4.13 Comité de revisión de transaccionesentre compañías afiliadasTiene por finalidad revisar y evaluar las transacciones a efectuarse entre EnerSur y cualquier empresa vinculada o afiliada a ella y/o a las empresas pertenecientes al Grupo GDF SUEZ.

El monto total de las remuneraciones de los miembros del Directorio y de la plana gerencial representa aproximadamente0.547% de los ingresos brutos del ejercicio.

Miembros

• Fernando Zavala Lombardi• Alexandre Jean Keisser • André de Aquino Fontenelle Canguçú

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 partici-pantes se detallan a continuación.


Manejo delnegocio

El sector eléctrico peruano ha separado las actividades de generación, transmisión y distribución de la energía, gracias a la Ley de Concesiones Eléctricas que redefinió su estructura con el fin de promover la competencia y así alcanzar la máxima eficiencia en el servicio público de electricidad. EnerSur, a través de sus cuatro centrales de generación eléctrica más una subestación, participa en el negocio de producción y comercialización de electricidad.


Sectoreléctrico

2.1


1. Decreto Ley 25844Una de las leyes más importantes que sirve de paraguas al sector es el Decreto Ley (D.L.) 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). Esta norma, que fue reglamentada por el Decreto Supremo (D.S.) 009-93-EM, regula el desarrollo de las actividades e introduce importantes cambios en su regulación, tales como la desintegración vertical de las actividades de generación, transmisión y distribución, introduciendo competencia en la generación y en la venta al mercado libre, así como el despacho centralizado a mínimo costo, estableciéndose un sistema derechos y títulos objetivos para poder participar en el sector.

2. Ley 28832Una norma que propició cambios en el sector fue la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (LEGE), que modificó la LCE. Esta norma promovió las licitaciones para el suministro de electricidad y permitió que las empresas concesionarias de distribución convoquen a licitaciones para asegurar la contratación de su demanda futura, actualizó el marco normativo de la transmisión y reestructuró el funcionamiento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), entre otros aspectos.

3. Decreto Legislativo 1041Promueve el uso eficiente del gas natural, para evitar que la congestión del ducto de transporte tenga un mayor impacto en los precios de la electricidad, favorece las inversiones en centrales hidroeléctricas y reduce las restricciones de transmisión. Otras leyes importantes en este sentido son el Decreto de Urgencia (D.U.) 049-2008 y el D.U. 079-2010.

4. Otras leyes, reglamentos y estatutos de relevancia para el sector son la Ley Anti Monopolio y Oligopolio, complementaria para el funcionamiento eficiente del sector, y la Ley de Creación del Osinergmin.

Principales normas del sector eléctrico


El órgano normativo del sector electricidad e hidrocarburos es el Ministerio de Energía y Minas (MEM), encargado de garantizar el cumplimiento de la LCE, su Reglamento (RLCE) y las normas modificatorias. El regulador del sector, 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, los cuales de forma posterior fueron transferidos al Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA).

Por otro lado, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria es el órgano ejecutivo del Osinergmin responsable de proponer al Consejo Directivo las tarifas máximas de energía eléctrica, según los criterios establecidos en la LCE para el mercado regulado (6). El mercado libre (7), 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 parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) debe ser coordinada por el Comité de Operación Económica del SEIN (COES). Los titulares de generación y transmisión son los responsables finales de la operación de sus respectivas instalaciones. El propósito último del COES es coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN con el mínimo costo, para preservar la seguridad del sistema y aprovechar mejor los recursos energéticos. Además, está encargado de planificar el desarrollo de la transmisión y administrar el mercado de corto plazo.

Un 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 podrán intervenir

los grandes clientes libres (aquellos que consumen más de 10 MW) y las empresas distribuidoras, para asegurar la demanda de sus clientes libres. Mediante Decreto Supremo (D.S.) 027-2011-EM, se aprobó el Reglamento de Mercado de Corto Plazo (MCP) en que se establece los requisitos para los participantes, los lineamientos y las garantías que debe tener el MCP para asegurar su funcionamiento. Dicha norma entrará en vigencia a partir del 1 de enero de 2014.

Debido a los problemas originados por la congestión en el ducto de transporte de gas, la cual afectó la generación de las unidades del sistema eléctrico que operan con gas natural de los yacimientos de Camisea, el gobierno dictó en el 2008 el D.L. 1041. Este define 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, y se aplicará en estos casos un costo marginal de corto plazo ideal que no considera la congestión.

Se publicó posteriormente 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. Además, se determinó que el MEM deberá fijar un valor límite a ese Costo Marginal Idealizado (CMgI), fijado en 313.5 soles por MWh.

(6) El mercado regulado está formado por los clientes regulados cuya demanda de potencia es menor o igual a 2.5 MW, cuyas tarifas de electrici-dad son reguladas periódicamente. Los usuarios que consuman entre 0.5 y 2.5 MW pueden elegir ser usuarios regulados o usuarios libres.

(7) 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 fi-jación de los precios de la electricidad se efectúan por acuerdo entre las partes.

Cómo funciona el sector eléctrico


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). Cabe resaltar que mediante el D.U. 079-2010, del 18 de diciembre de 2010, se extendió la vigencia del régimen de cálculo de los costos marginales, sin restricción de la transmisión de electricidad, hasta el 31 de diciembre de 2013.

En cuanto al problema de los retiros de electricidad sin respaldo contractual, en el 2011 diversas empresas distribuidoras continuaron efectuando retiros sin contrato. Esa demanda ha sido asignada según lo establecido en el D.U. 049-2008, el cual definió 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 comprada del spot a CMgI. La diferencia entre el CMgI y la TB será asumida por la demanda a través de un cargo adicional al PCSPT. En el año 2011 no se asignó a EnerSur estos retiros sin contrato.

En el 2009, el 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 esa resolución, el Osinergmin rediseñó la metodología de asignación a los generadores de los pagos por el uso de esos sistemas. La nueva metodología considera que los generadores relevantes pagarán por las instalaciones según el método fuerza-distancia. Esta metodología mantiene el principio del equilibrio económico por el cual los niveles actuales de pago no difieren significativamente.

A inicios del 2010 se promulgó el D.S. 001-2010-EM, mediante el cual se establecen diversas medidas respecto de la remuneración de potencia y energía. Posteriormente, en el segundo trimestre de 2010 se promulgó el D.U. 032-2010, el mismo que se encuentra vigente hasta el 31 de diciembre de 2012. Esta norma dejó sin efecto diversas disposiciones establecidas en el D.L. 1041, referidas al incentivo a la contratación del servicio firme y eficiencia en el uso del gas natural; deja sin efecto la nueva definición


de potencia firme (tendrán derecho a remuneración mensual aquellas unidades termoeléctricas que tengan asegurado el suministro de combustible mediante contratos que lo garanticen o stock disponible); y licitaciones para suministro de energía eléctrica a que se refiere 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.

A fines de diciembre de 2010 se publicó el D.U. 079-2010, que extiende la vigen-cia del D.U. 049-2008 (costo marginal idealizado) hasta el 31 de diciembre de 2013. Esto se debe a que la puesta en operación comercial de la nueva infraes-tructura de transporte y transmisión, y de la nueva oferta de generación, que per-

miten minimizar los riesgos de congestión en el ducto de transporte de gas natural, está prevista para fines del 2013.

De 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 que otros usuarios tienen déficits de capacidad contratada de transporte firme de gas natural y que esa situación también se presenta en la producción de gas natural), el MEM decidió dictar normas que permitan transferir capacidad de transporte firme de gas natural. El 5 de agosto de 2010 se publicó el D.S. 046-2010-EM, que 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. En ese sentido, establece que, en un plazo no mayor a un año de la publicación de ese reglamento, las operaciones en el mercado secundario podrán realizarse bajo la forma de acuerdos bilaterales. Luego de esto, deberán adecuarse al mecanismo de subasta electrónica, una vez que esta se haya implementado. Mediante D.S. 012-2011-EM, dicho mecanismo ha sido ampliado hasta el 4 de octubre de 2012.

EnerSur, en el marco de la aplicación del D.S. 046-2010-EM y del D.S. 012-2011-EM, ha firmado acuerdos de redistribución de capacidad de transporte firme de gas natural con Kallpa, Edegel, Cementos Lima y Cerámicas Lima, cuya vigencia se amplía hasta el 4 de octubre de 2012.

Durante el 2011, EnerSur participó en el único proceso de licitación de largo plazo para el suministro a empresas distribuidoras, bajo el amparo de la LEGE, convocada por Luz del Sur S.A.A. La demanda requerida en este proceso fue cubierta parcialmente (89%) por la oferta de los generadores participantes. EnerSur se adjudicó una potencia contratada de


60 MW para el periodo comprendido entre los años 2018 y 2027.

Asimismo, EnerSur mediante acuerdos bilaterales y procesos de licitación de corto plazo para los años 2011 a 2013, contrató con empresas distribuidoras, incluyendo a Minera Santa Luisa por un total de 4 MW, según se detalla en el cuadro 8.

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: 57.9% de generación hidráulica y 42.1% de generación térmica, durante el 2011.

Asimismo, en el 2011 las ventas de energía en el SEIN estuvieron constituidas por 44% de ventas a clientes libres y 56% de ventas a clientes regulados (8). Los

Total 235.03 521.32

Hidrandina S.A. 77.33 107.53Bilateral 2013

Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. 92.20 94.79BIlateral 2013

Edelnor S.A. 13.20 66.00Licitación 2011 2011-2013

Hidrandina S.A. 4.80 120.00Bilateral 2012-2013

Minera Santa Luisa S.A. 3.70 4.00Libre 2012-2016

Electrosureste S.A. 43.80 129.00Bilateral 2012-2013

Cliente Tipo contrato Vigencia Mínima Máxima

Contratos 2011 Potencia contratada (MW)

(8) Estadística eléctrica a noviembre de 2011 pu-blicada por la Dirección General de Electricidad del MEM.

Cuadro 8 - Contratos de corto plazo firmados en el 2011

grandes clientes libres en su mayoría son empresas mineras e industriales.

Entre el 2009 y el 2011, 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.

En diciembre de 2011, mediante un convenio privado con Electronorte S.A. para las valorizaciones de transferencias de energía del COES, se ha representado por la importación de energía activa proveniente del Ecuador para cubrir la demanda de esa empresa distribuidora.


Gestióncomercial

Las cifras oficiales del COES señalan que en 2011 la producción total de energía eléctrica en el SEIN fue de 35,217 GWh. Esta cifra superó en 8.6% a la que se obtuvo en el año previo. La máxima demanda del SEIN ocurrió el día 14 de diciembre de 2011 a las 20:15 horas y alcanzó los 4,961 MW, lo que representó un incremento de 8.3% con relación a la máxima demanda registrada durante el 2010.

2.2


La cartera de clientes de EnerSur se distribuye a nivel nacional. Hasta diciembre del 2011, la cartera de clientes libres y regulados sumaba una potencia contratada –en hora punta– de 849.34 MW. De esa cifra, 314.05 MW corresponden a clientes libres y 535.29 MW, a clientes regulados. La potencia contratada en horas fuera de punta fue de 909.29 MW en total. En los cuadros 9 y 10 se muestra la potencia contratada por cada cliente.

2.2.1Nuestros clientes

Total libres 314.05 374.00

Southern Peru Copper Corporation 205.00 205.0017/04/2017

Quimpac S.A. 18.00 56.0030/06/2020

PANASA 12.00 12.0030/06/2020

Minera Bateas S.A.C. 4.00 4.0031/01/2017

Compañía Minera San Juan (Perú) 5.00 5.0031/03/2017

Empresa Minera Los Quenuales 21.50 21.5031/12/2012

Compañía Minera Raura S.A. 2.00 2.0030/04/2012

Compañía Universal Textil S.A. 3.35 4.2031/03/2013

Alicorp S.A.A. 5.50 14.1031/03/2013

Textil Piura S.A. 1.00 9.0031/03/2013

Universidad de Lima 2.80 3.0030/04/2013

Industrias del Espino S.A. 1.65 1.9031/03/2013

Xstrata Tintaya S.A. 31.00 31.0030/04/2018

Minera Santa Luisa 1.00 4.0031/05/2016

Manufactura Récord S.A. 0.25 1.3030/06/2013

Cliente VencimientoPotencia contratada en

hora punta (MW)Potencia contratada

fuera de hora punta (MW)

Cuadro 9 - Clientes libres, a diciembre de 2011


Edelnor S.A.A. (I Convocatoria - EDLN) 65.04 65.0431/12/2011

Edelnor S.A.A. (II Convocatoria - EDLN) 90.00 90.0031/12/2011

ElectroDunas S.A.A. (I Convocatoria - LDS) 49.99 49.9931/12/2012

Luz del Sur S.A.A. (I. Convocatoria - LDS) 275.51 275.5131/12/2012

Electro Sur Este S.A. 45.36 45.3631/12/2013

Edecañete S.A. (I Convocatoria - LDS) 9.39 9.3931/12/2012

Total Regulados 535.29 535.29

Cliente VencimientoPotencia contratada en

hora punta (MW)Potencia contratada

fuera de hora punta (MW)

Edelnor S.A.A. (I Convocatoria - EDLN) 65.04 65.0431/12/2011

Edelnor S.A.A. (II Convocatoria - EDLN) 90.00 90.0031/12/2011

Total Regulados 155.04 155.04

Cliente VencimientoPotencia contratadaen hora punta (MW)

Potencia contratada fuera de hora punta (MW)

Cuadro 10 - Clientes regulados: contratos licitados y bilaterales a diciembre de 2011

Cuadro 11 - Contratos que vencieron durante el 2011


2.2.2 Servicio al clienteEn pos de la satisfacción de nuestros clientes y buscando la excelencia comercial, EnerSur brinda el servicio de atención al cliente a través del Centro de Control y Supervisión de Lima, las 24 horas del día y los 365 días del año. Por medio de este sistema se coordina con el COES, los clientes y agentes del mercado de electricidad, en tiempo real, las operaciones de nuestras centrales de generación y líneas de transmisión, de manera que se garantice un ser-vicio y un producto que cumplan los estándares de calidad establecidos en 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. Desde allí se monitorea y coordina las actividades de producción de EnerSur con otras empresas dentro del COES, así como el suministro a los clientes.

Para EnerSur los clientes son esenciales, por lo que su servicio de información y asesoría permanente está a disposición completa a través de equipos de última generación para la medición y el diagnóstico de la calidad de la energía en el suministro eléctrico. Solo así se mantiene una interacción constante y fiable. Asimismo, con el propósito de reforzar el compromiso con sus usuarios, EnerSur contribuye con el desarrollo de soluciones energéticas y de nuevos proyectos en beneficio del cliente, además del uso eficiente de la energía.

2.2.3 Producción de energía

C.T. Ilo1 4.76222.63

C.T. Ilo21 15.66732.36

C.T. ChilcaUno 60.542,830.54

Total 100.004,675.45

C.H. Yuncán 19.03889.92

Planta 2011 %

Cuadro 12 - Generación bruta de energía eléctrica por planta (GWh)


C.T. Ilo1 (55.43)222.63

C.T. Ilo21 (31.36)732.36

C.T. ChilcaUno 16.502,830.54

Total (0.28)4,675.45

C.H. Yuncán 28.49889.92

Planta 2011 Variacion (%)

11.91499.49

14.831,066.92

(4.81)2,429.59

(1.29)4.688.59

(15.72)692.59

2010 Variación %

446.33

929.15

2,552.45

4,749.65

821.72

2009

Cuadro 13 - Evolución de la producción de energía (GWh)

A raíz del incremento de la capacidad de las líneas Mantaro-Cotaruse-Socabaya, de 300 MW a 460 MW, que se produjo en agosto del 2011, las centrales termoeléctricas Ilo1 e Ilo21 disminuyeron su producción en el 2011 en relación con el año anterior.

Desde entonces la interconexión centro-sur operó la mayor parte del tiempo libre de congestión. Adicionalmente, a partir del 2 de octubre, en la C.T. Ilo1 se están realizando pruebas de condensación de vapor de recuperación, con el propósito

de eliminar la inflexibilidad operativa. Esto también ha motivado que la producción de generación de la C.T. Ilo1 haya disminuido.

Por otra parte, la C.T. ChilcaUno aumentó su producción en el año 2011 en relación con el 2010, debido a la declaración de un costo variable menor al del año anterior.

Finalmente, la mayor disponibilidad de agua ocurrida durante el 2011, comparada con el año anterior, ocasionó el incremento de la producción de la C.H. Yuncán en 28.49% con respecto al 2010.

Cuadro 14 - Producción de energía por mes (GWh), 2011


2.2.4 Monto de ventas por potencia y energía

En 18.06% se incrementaron las ventas por potencia y energía a clientes regulados, con respecto al 2010, debido al inicio de la vigencia de contratos por licitación y bilaterales. Asimismo, para el 2011 el COES no asignó a EnerSur retiros sin contrato. Por otro lado, las ventas por potencia y energía a Southern Peru Copper Corporation crecieron en 11.87% y en

Southern Peru Copper Corporation 11.87 154,803173,174

Clientes libres 10.40 40,87545,128

Clientes regulados 18.06 119,942141,603

Distribuidoras sin contratos asignados (100.00) 3,424-

Total 0.66 365,016367,426

COES (83.64) 45,9727,521

Cliente 2011 Variación (%) 2010

Cuadro 15 - Ventas netas de energía, potencia y otros (miles de dólares)

Cuadro 16 - Facturación total por tipo de cliente y mes, en 2011 (miles de dólares)

-

5,000.00

10,000.00

15,000.00

20,000.00

25,000.00

30,000.00

35,000.00

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

Southern Peru Copper Corporation Clientes Libres Clientes Regulados COES

clientes libres aumentaron en 10.40%. No obstante, la venta de potencia y energía en el COES disminuyó en 83.64% a causa, principalmente, del incremento de las ventas por contratos de clientes regulados y un menor despacho de las unidades de la C.T. Ilo1 y la C.T. Ilo21. Finalmente, la venta total por potencia y energía se incrementó 0.66% respecto del año anterior.


2.2.5 Variables exógenas que pueden afectar el negocio

Los factores externos, ajenos a la gestión, que pueden afectar la producción de energía eléctrica de manera significativa son el clima, los precios internacionales de los combustibles, los desbalances contractuales, la capacidad en el sistema de transporte de gas natural y la congestión de las líneas de transmisión. Durante el 2011, por efecto del crecimiento de la demanda internacional de los últimos años, los precios de los combustibles aumentaron respecto de los registrados en el 2010.

El 26 de agosto de 2011, TGP comunicó los resultados del 15° Open Season TGP, donde ofertó capacidad proveniente de la ampliación del Sistema de Transporte, que se construirá en dos etapas. Con ello para el 2013 EnerSur se adjudicó 128 mil metros cúbicos por día (m3/día), con lo cual alcanza una capacidad de transporte firme total de 3,036 mil m3/día, lo que representa el 91% del consumo total de ChilcaUno; y 318 mil m3/día para el 2014, alcanzando una capacidad de transporte firme total de 3,354 mil m3/día. Con esta operación se estaría asegurando, para el 2014, el 100% de transporte de gas natural a plena

capacidad para ChilcaUno y para su futura conversión a ciclo combinado.

De igual forma, en agosto de 2011 se incrementó la capacidad de las líneas de transmisión Mantaro-Cotaruse y Cotaruse-Socabaya, lo que permitió transmitir mayor energía eficiente al área sur del Perú.

A pesar de la existencia de congestión en las líneas de transmisión, principalmente en las líneas Mantaro-Socabaya entre enero y julio del 2011 –cuya consecuencia es la mayor producción de las centrales térmicas en el área sur–, 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 marginales se cubre mediante un cargo adicional en el PCSPT.

En concordancia con el D.U. 049-2008, los retiros de potencia y energía sin contrato del mercado regulado se han asignado a los generadores, siempre en proporción a su energía firme eficiente anual menos sus ventas de energía por contratos. Como resultado de esa ecuación, durante el periodo 2011, el COES no ha asignado a EnerSur ningún retiro de energía de las empresas distribuidoras sin respaldo contractual, a diferencia del año anterior, cuando le asignó 47.39% en promedio anual de los retiros.

El 2011 se tuvo un mayor aporte hidráulico en las cuencas de la C.H. Yuncán, lo que permitió incrementar su producción con respecto al año anterior.

Durante setiembre y octubre del 2011, la unidad TG12 de la C.T. ChilcaUno superó su límite de tolerancia de indisponibilidad programada anual del procedimiento PR25, por lo que no tuvo ingresos por potencia firme remunerable en octubre, mientras que para noviembre fue del 7.2%.


Desde 1997, EnerSur opera instalaciones de generación y transmisión de energía eléctrica en la provincia de Ilo, departamento de Moquegua. En setiembre del 2005 se incorporó la C.H. Yuncán, ubicada en Pasco, y desde diciembre del 2006 se sumó la C.T. ChilcaUno, situada en la 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 todo el Perú.

2.3


Instalacionesde la empresa

47

2.3.1Central Termoeléctrica

Ilo1 (C.T. Ilo1)

• La C.T. Ilo1, ubicada al norte de la ciudad de Ilo, fue adquirida en 1997 a Southern Peru Copper Corporation (SPCC). Está ubicada junto a la fundición de cobre de SPCC.

• Posee cuatro calderos de fuego directo, que operan con petróleo residual 500 y suministran vapor para mover cuatro turbinas.

• Asimismo, posee dos turbinas a gas y un grupo motogenerador que opera con biodiésel B5. Una de las turbinas a gas posee arranque en black start.

• La C.T. Ilo1 tiene una potencia nominal de 261 MW y cuenta con dos plantas desalinizadoras, que proveen de agua industrial y potable a la operación de la central y a SPCC.


• La C.T. Ilo21 es la única central de generación eléctrica a carbón en el Perú y está ubicada al sur de la ciudad de Ilo. La construcción de esta central térmica se inició en julio de 1998 y entró en operación comercial dos años después, en agosto del año 2000.

• Posee un generador accionado por una turbina a vapor con una potencia nominal de 135 MW.

• La planta cuenta con una cancha de carbón con capacidad de almacenamiento para 200,000 toneladas y un muelle de 1,250 metros de largo diseñado para buques de 70,000 toneladas de desplazamiento.

• Dispone de dos plantas desalinizadoras que proveen agua industrial y potable para la operación de la central, así como

una planta de tratamiento de aguas destinada a tratar las aguas residuales. Con ellas se trabaja la forestación de las áreas circundantes a la central.

• Para distribuir la energía producida en la C.T. Ilo21 hacia el Sistema Interconectado Nacional y, posteriormente, a sus clientes, EnerSur implementó la expansión de un sistema de transmisión eléctrica en la zona. Consiste en una línea de transmisión de 220 kV –doble terna Ilo21-Moquegua, de 400 MVA cada una–, además de la subestación Moquegua, equipada con dos autotransformadores de 300 MVA cada uno y, finalmente, las líneas de transmisión de 138 kV, Moquegua-Botiflaca y Moquegua-Toquepala. Este plan de expansión de EnerSur ha permitido reforzar la red de transmisión de electricidad de la zona.

2.3.2Central Termoeléctrica

Ilo21 (C.T. Ilo21)


• Mediante un concurso público inter-nacional, el 6 de febrero del 2004 EnerSur se adjudicó 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, divididos de la siguiente manera:

1) Por el derecho de contrato: 57.6 millones de dólares.

2) Por el derecho de usufructo: 125 millones de dólares.

3) Aportes sociales a la zona de influencia: 22 millones de dólares.

Los dos últimos ítems serán pagados en un periodo de 17 años.

• La C.H. Yuncán, que posee una poten-cia nominal de 134.16 MW, está en las cuencas de los ríos Paucartambo y Huachón, departamento y provincia de Pasco, a 340 kilómetros al noreste de la ciudad de Lima.

• Posee tres turbinas de 44.72 MW de potencia en placa, cada una, que le permiten producir anualmente, en función

de los recursos hídricos disponibles, un promedio esperado de 900 GWh de energía.

• Para captar las aguas del río Pau-cartambo, se han construido una presa y un reservorio de control diario llamado Huallamayo, cuya capacidad es de 1.8 millones de metros cúbicos y tiene un volumen útil de 300,000 metros cúbicos. El caudal captado, mediante un sistema de túneles de 21 kilómetros de longitud total, llega al conducto forzado y, posteriormente, 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. Esta última opera "en cascada" con la C.H. Yuncán.

• La C.H. Yuncán comprende una línea de transmisión de 220 kV, de 50 kilómetros de longitud y una terna de 260 MVA, la cual interconecta la central (SE Santa Isabel) con el Sistema Principal de Transmisión, en la subestación Carhuamayo Nueva.

• En agosto del 2009 se implementó la sala de mando remoto, ubicada a 375 km de la central, en las oficinas de Lima. Desde allí se opera y controla la puesta en servicio, sincronización y variaciones de carga de unidades, así como el equipamiento electromecánico de la SE Santa Isabel, además de las presas de Huallamayo y Uchuhuerta.


2.3.3Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H. Yuncán)

50

2.3.4Central TermoeléctricaChilcaUno (C.T. ChilcaUno)

• La C.T. ChilcaUno se ubica en Chilca, provincia de Cañete, departamento de Lima, a 63.5 kilómetros al sur de la capital.

• Es la primera central construida desde la llegada del gas de Camisea, hidrocarburo que utiliza como combustible.

• 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 central se empezó a construir en septiembre del 2005 y al siguiente año

ingresó en operación comercial la primera unidad. Posteriormente, en julio del 2007, entró en funcionamiento la segunda unidad y la tercera en agosto del 2009.

• Cuenta con una estación de filtración, re-gulación de presión y medición de flujo, que acondiciona y prepara el gas natural según los requerimientos de combustión de las turbinas.

• Para conectarse al SEIN y poder entregar la energía generada, la central dispone de una subestación eléctrica de doble barra en 220 kV y de torres de transmisión, donde se conectan las líneas provenientes de la subestación Chilca (SE Chilca), operada por la empresa Red de Energía del Perú (REP).

• La central cuenta con una sala que cen-traliza el monitoreo y el control de las tres unidades de generación; también la de su estación de regulación y medición de gas natural, y de la subestación eléctrica.

• Actualmente se implementa 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.


2.3.5Subestación

Moquegua

• Se ubica en la provincia de Mariscal Nieto, en el departamento de Moquegua, 6 kilómetros al sur de la ciudad de Moquegua.

• La subestación cuenta con una sala de control, dos autotransformadores de 300 MVA 138/220 kV y doble barra en 220 kV y 138 kV. En las líneas de 220 kV se conectan Socabaya - Moquegua, Ilo2 - Moquegua y Moquegua - Puno y Moquegua - Tacna;

mientras que en las de 138 kV están las líneas Ilo1 - Moquegua, Moquegua - Botiflaca y Moquegua - Toquepala - REP para el suministro en Moquegua, vía celda de transformación de 138/10 kV.

• La subestación es un importante centro de recepción, transformación y distribución de electricidad en el sur del país y sirve de punto de conexión de las centrales Ilo1 e Ilo21 al SEIN.


2.3.6Líneas de

transmisión

EnerSur cuenta con 274.28 kilómetros de lí-neas de transmisión en 138 kV y 220 kV, las que se usan como parte de nuestro proceso de despacho de energía. Están repartidas según se indica a continuación:

• Línea Ilo2 - Moquegua (doble terna): Con una longitud de 72 kilómetros y una capaci-dad de 400 MVA por cada terna en 220 kV.

• Línea Moquegua - Botiflaca1: Con una lon-gitud de 31 kilómetros y una capacidad de 196 MVA en 138 kV.

• Línea Moquegua - Mill Site: Con una lon-gitud 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 lon-gitud de 5.99 kilómetros y una capacidad de 160 MVA en 138 kV.

• Línea Santa Isabel - Carhuamayo Nueva (L-226): Posee una simple terna, con una longitud de 50 kilómetros y una capacidad de 260 MVA en 220 kV.

• Línea Chilca - REP (doble terna): Con una longitud de 0.75 kilómetros y una capaci-dad de 600 MVA por cada terna en 220 kV.

C.T. Ilo1 22.00 Vapor/R500TV1

22.00 Vapor/R500TV2

66.00 Vapor/R500TV3

66.00 Vapor/R500TV4

39.29 Diésel 2TG1

42.20 Diésel 2TG2

3.30 Diésel 2Catkako

Subtotal C.T. Ilo1 260.79

C.T. Ilo2 135.00 Carbón/Diésel 2TV21

N.A.C.T. Yuncán 134.16GI,G2,G3

C.T. ChilcaUno 180.00 Gas NaturalTG11

180.00 Gas NaturalTG12

199.80 Gas NaturalTG21

Total 1,089.75

Central UnidadPotencia nominal

(MW)Combustible

Cuadro 17 - Características de las plantas


Principales inversiones

de la empresaEn sus catorce años de operación, EnerSur ha desarrollado proyectos de inversión en el Perú, entre ellos la construcción de la C.T. Ilo21, la adjudicación de la concesión de la C.H. Yuncán y la instalación de tres turbinas en la C.T. ChilcaUno, con lo que alcanzó al 31 de diciembre de 2011 una capacidad instalada de 1,089.75 MW.

Durante el 2010, EnerSur anunció el desarrollo de dos nuevos proyectos, la conversión a ciclo combinado de la C.T. ChilcaUno y la C.H. Quitaracsa I, y el 2011 firmó el contrato de concesión del proyecto Reserva Fría de Generación en Ilo. Los tres proyectos suman un total aproximado de 946 MW de capacidad instalada adicional, cuya inversión total se puede estimar en alrededor de 820 millones de dólares.

2.4


2.4.1 Proyecto CicloCombinado ChilcaUno

Un reto para EnerSur es convertir al ciclo combinado la C.T. ChilcaUno. Para lograrlo se viene ejecutando la instalación de tres calderos de recuperación de calor, una turbina a vapor de aproximadamente 270 MW de potencia nominal (que incrementará la potencia nominal de la central hasta aproximadamente 830 MW), un aerocondensador de 40 celdas y un sistema de tratamiento de agua. Este último 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. Este ambicioso proyecto toma en cuenta la reubicación de las líneas de transmisión de 220 kV de la actual Subestación Chilca REP a la nueva Subestación Chilca REP. A fines de mayo del 2010 se firmó un contrato de construcción –llave en mano EPC– con la empresa POSCO, que 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. Las obras civiles de los equipos principa-les se encuentran terminadas, mientras que los edificios de turbina, tratamiento de aguas y taller están en construcción. Asimismo, las tres chimeneas de las tur-binas de generación (TG) existentes han sido reemplazadas y los equipos princi-pales han llegado a terreno.

El montaje de los equipos principales y auxiliares (la turbina a vapor, el genera-dor, los calderos de recuperación de ca-lor, el aerocondensador, el transforma-dor principal y auxiliar y los equipos del sistema de tratamiento de aguas) está en proceso. La nueva celda en la sub-estación ha sido instalada y se vienen ejecutando los trabajos de reubicación de las líneas de transmisión. Con una inversión aproximada de 350 millones de dólares, se espera que el Proyecto Ciclo Combinado ChilcaUno entre en operación comercial en el se-gundo trimestre del 2013.


En noviembre de 2010, ProInversión otorgó la concesión de la Reserva Fría de Generación de Ilo a EnerSur. El proyecto comprende la instalación de tres unidades de ciclo simple, que utilizará combustible dual con fuel oil en su primera fase, para alcanzar 564 MW de capacidad nominal. EnerSur firmó un contrato para la ejecución del proyecto en modalidad EPC con las

2.4.3 Proyecto Reserva Fría de Ilo

empresas General Electric y Santos CMI. El proyecto se inició en mayo de 2011 y la fecha de operación comercial contractual está prevista para el tercer trimestre de 2013. La movilización a obra se inició en setiembre de 2011. Actualmente se están levantando las armaduras de las tres fundaciones y se está instalando la planta concretera portátil. El proyecto tiene una inversión aproximada de 220 millones de dólares.

EnerSur viene construyendo una central hidroeléctrica de 112 MW de potencia nominal en la provincia de Huaylas, departamento de Áncash. La central constará de dos turbinas Pelton, una presa de 450,000 m3 en el río Quitaracsa, con un túnel de conducción de aproximadamente 5 kilómetros y una caída bruta de 862 metros. El proyecto incluye un contrato de obras civiles a precios unitarios, firmado en noviembre de 2010 con la empresa JME S.A.C.; otro 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 con la empresa Tractebel Engineering (LEME & Coyne et Bellier); un contrato EPC para la instalación de las líneas de transmisión de 220 kV y 13.8 kV; y un contrato EPC de construcción de la carretera de acceso a

2.4.2 Proyecto Central Hidroeléctrica Quitaracsa I

la presa suscrito en septiembre de 2011 con la empresa BLUE Sucursal del Perú. La construcción y el montaje de esta central se iniciaron en enero de 2011, por lo que se prevé que empiece a operar en el cuarto trimestre de 2014. La inversión aproximada en este proyecto es de 250 millones de dólares.


2.5

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.


Procesos legales, judiciales,

administrativos o arbitrales

57

Información corporativaLas seis divisiones que componen el capítulo de "Información Corporativa" se concentran en desarrollar el bienestar de los colaboradores de EnerSur, así como mantener una correcta armonía con las comunidades donde se desarrollan los trabajos de la compañía, sin daños al medio ambiente. Los talleres, las capacitaciones y las publicaciones promovidos por EnerSur buscaron la constante mejora de los procesos internos y la fluidez en la comunicación con la población, además del respeto a los estándares de seguridad ambiental.


Capitalhumano

3.1


Atraer, cuidar, retener, motivar y desarrollar personas son las principales misiones del área de Capital Humano; de manera que el talento de los trabajadores asegure el crecimiento sostenible de la empresa. Para ello se debe preparar a los colaboradores para los desafíos futuros y mantener un clima laboral positivo.

La política de Capital Humano está enfocada principalmente en los siguientes aspectos:

• Política salarial basada en cuatro pilares: desempeño, experiencia, mercado (compe-titividad externa) y grado (equidad interna).

• Sistema de evaluación del desempeño, con un enfoque en la productividad y la re-troalimentación para la mejora constante.

• Programa de capacitación que considera

cuatro bloques para cubrir las necesidades técnicas: conocimiento corporativo interno, gestión humana y seguridad, salud ocupa-cional y medio ambiente.

• Desarrollo de habilidades de liderazgo para las jefaturas.

• Desarrollo de talentos a través de evalua-ciones de potencial.

• Constante mejora en la comunicación in-terna.

• Buenas prácticas para reforzar la moti-vación, 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.

Al final del 2011, el personal de EnerSur ascendió a 385 personas.

3.1.1 Dotación de personal

Política de capital humano

Plana Gerencial de reporte directo a la Gerencia General 8

Colaboradores 377

Rubro 2011

Cuadro 18 - Personal de la empresa


3.1.3 Capacitación

3.1.2 Conveniocolectivo conel sindicato

Con un diagnóstico previo de necesidades y prioridades de la organización, además de un presupuesto establecido, EnerSur brindó capacitación a sus colaboradores, con el fin de generar valor para la empresa y el trabajador, así como mejorar el desempeño del colaborador dentro de su puesto de trabajo.

La capacitación en la empresa está dividi-da en cuatro bloques:

• Capacitación en Gestión Humana, que permite desarrollar habilidades de com-portamiento y técnicas para el manejo de equipos.

• Capacitación Corporativa Interna, que brinda conocimientos relacionados con el negocio o las actividades o los siste-mas internos.

Durante el 2011 continuó en vigencia el convenio colectivo firmado el año previo y EnerSur cumplió rigurosamente con los compromisos pactados. Asimismo, a fines del 2011 el sindicato presentó su Pliego de Reclamos para el período enero – diciem-bre de 2012, con lo que se inició la negocia-ción colectiva en el mes de noviembre.

Gasto en capacitación Dólares 179,164

Horas de capacitación (HC) Horas 3,800

Número de capacitados Números 254

Horas promedio por empleado Horas 9.39

Personal capacitado Porcentaje 65.5

Gasto promedio por empleado Dólares 705

Indicadores de capacitación Unidades Total

Cuadro 19 - Principales indicadores de capacitación, 2011

• Capacitación técnica, que ofrece conoci-mientos técnicos relacionados con la función. • Capacitación en Seguridad, Salud Ocu-pacional y Medio Ambiente, que proporciona lineamientos para realizar el trabajo en forma segura, lo que minimiza los riesgos para la salud; y en armonía con la conservación del medio ambiente.

Durante el 2011 fueron capacitadas 254 personas, para lograr el objetivo de mejorar el desarrollo profesional y personal de los colaboradores. En este periodo, la empresa invirtió más de 179,000 dólares en temas de capacitación.


3.2

Durante el 2011, EnerSur trabajó en fortalecer su Sistema de Control Interno para adaptarlo a las nuevas exigencias de crecimiento de la compañía. Al respecto se ejecutaron los siguientes proyectos:

• En el primer semestre se hizo una revisión general de los procesos de la compañía para verificar el cumplimiento de los requisitos de Control Interno e identificar oportunidades de mejora.

• Durante el segundo semestre se inició la ejecución del proyecto de simplificación de procesos, junto con cada dueño de proce-so, para crear un sistema de información que permita mantener y dar acceso a los procesos, procedimientos y políticas en tiempo real a todos los colaboradores.

• Adicionalmente se implementó un módulo SAP de Control Interno para asegurar una adecuada segregación de funciones.


Business quality

63

Desde el 2004, Enersur cuenta con la certificación ISO 9001 para sus procesos de generación y comercialización de energía eléctrica.

Por esta razón, su Política de Calidad está dirigida a que cada colaborador oriente su trabajo a lograr la máxima satisfacción del cliente, tanto interno como externo, con la meta de incrementar el valor de la empresa para el accionista.

En este sentido, en el 2011 se efectuaron las siguientes acciones:

• Adecuación de los procesos de Despacho de Energía Eléctrica, de Gestión Ambiental y de Seguridad y Salud Ocupacional a la estrategia de crecimiento de la compañía.

• Racionalización de la documentación sobre el proceso de generación de energía eléctrica.

• Inclusión del puerto de la C.T. Ilo21, dentro del alcance de la certificación ISO 9001.

3.3


Gestión decalidad

Nuestra política y la carta ambiental de GDF SUEZ son el marco para las actividades de auditoría, coordinación y supervisión de EnerSur, las cuales aseguran el correcto desempeño ambiental de las operaciones y proyectos.

En cumplimiento de la normatividad am-biental vigente y honrando los compromi-sos suscritos, se cuenta con los siguien-tes instrumentos de gestión ambiental:

• Programa de Adecuación y Manejo Am-biental (PAMA) de la C.T. Ilo1.

• Estudios de Impacto Ambiental (EIA) de C.T. Ilo21, C.H. Yuncán y C.T. ChilcaUno en operación, así como la C.H. Quitaracsa I, en proceso de construcción.

• Planes de Manejo Ambiental (PMA) de

EnerSur cumple con el monitoreo periódico de sus efluentes líquidos, cuerpos de agua receptor, emisiones gaseosas, calidad del aire, parámetros meteorológicos, ruido ambiental y campos electromagnéticos, además del control de flora y fauna, taludes y caudal ecológico. Los resultados de estos monitoreos se presentan dentro de los plazos establecidos por la autoridad competente y los verifica periódicamente el ente supervisor.

Gestiónambiental

3.4.1 Monitoreoambiental

3.4

la C.T. Reserva Fría de Generación en Ilo, la C.H. Quitaracsa I y la conversión a ciclo combinado de la C.T. ChilcaUno, todas en proceso de construcción.


3.4.2 Programa de Gestión Ambiental (PGA)

3.4.3 Manejo de residuos

Se formula en función de los requisitos legales, EIA, PAMA y los planes de acción derivados de la revisión anual de los listados de aspectos e impactos ambientales.

Cada superintendencia tiene definido su PGA, incluidos los requisitos legales, los compromisos corporativos y los objetivos anuales definidos para su sede.

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. Para ello 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. Empresas autorizadas por la Dirección General de Salud Ambiental (Digesa) se encargan del proceso.

La autoridad competente revisa el proceso de recolección, transporte y disposición final en cumplimiento de la reglamentación respectiva. En el 2011 se generaron 390 toneladas de residuos asimilables a urbanos y 76 toneladas de residuos industriales peligrosos, los cuales fueron adecuadamente dispuestos en rellenos de seguridad. Se destinaron 54 toneladas de residuos reciclables peligrosos al proceso, entre ellos aceite usado, borras de hidrocarburos y baterías de ácido-plomo. Asimismo, se reunieron 302 toneladas de residuos no peligrosos reciclables, como papel, cartón, plástico, vidrio, chatarra metálica, madera y neumáticos, para un adecuado aprovechamiento por empresas recicladoras.

• Un hecho destacable fue el retiro de 27 toneladas de bifenilos policlorados (PCB) de la C.T. Ilo1 y de la C.T. Ilo21 para su posterior incineración y eliminación en Bélgica. El procedimiento consideró las directrices del Ministerio del Ambiente y del Convenio de Estocolmo. Fue reali-zado en condiciones óptimas de salud ocupacional, seguridad y medio ambiente; el traslado del material se hizo a través del puerto del Callao.


3.4.4 Capacitación,sensibilización y competencia del personal en materia ambiental

3.4.5 Programa de forestación

• Inducción en medio ambiente.

• Charlas sobre los aspectos e impactos ambientales, manejo de residuos, uso racional de los recursos naturales, etc.

• Capacitación de acuerdo con el puesto o la necesidad.

• Capacitación a responsables locales de medio ambiente de las sedes y pro-yectos.

• Simulacros de emergencia y capacita-ción de brigadistas.

Algunos de los productos obtenidos tras la forestación de 11 hectáreas de la C.T. Ilo21, en medio de una zona desértica, fueron olivo, tamarix, mioporo, palmera, mimosa, araucaria, molle y laurel. En los huertos instalados se producen margaritas, hiedras, pelargonio, portulaca, manzanilla, achira, shiflera, oreja de elefante, anturio, aralias y frutales, como granadilla, cítricos, lúcuma y plátano. El riego se realiza con agua proveniente de la planta de tratamiento de aguas residuales. Todo el desarrollo de las especies vegetales descritas ha propiciado la aparición de insectos, reptiles y aves, así como el avistamiento de pequeños mamíferos, entre los que destaca el zorro costeño.

Asimismo, los residuos del comedor y de rastrojos provenientes de podas y cortes de áreas verdes –por ejemplo, la


cancha de fútbol de los trabajadores– son convertidos en compost y humus.

Cabe resaltar que la C.H. Yuncán, ubicada en el distrito de Paucartambo, presenta diferentes pisos ecológicos. Esto ha permitido reforestar 42 hectáreas con diferentes especies arbóreas, como eucaliptos, pinos, cipreses y alisos en los alrededores de las ventanas de acceso a los túneles, entre las presas y la caverna de máquinas.

Igualmente, en las inmediaciones del campamento Santa Isabel se mantienen áreas verdes y cultivos frutales, como granadilla, chirimoya, y mandarina. Durante esta campaña, el vivero produjo 25,000 plantones, entre eucaliptos, cedro rosado, teca, ciprés, pino y especies ornamentales.

Hechos Importantes

• Obtención de licencias de reúso, agua desalinizada y adecuación de vertimientos, de acuerdo con las normas de la Autoridad Nacional del Agua (ANA).

• Adecuación a Estándares de Calidad Ambiental del Agua, según establecen el Ministerio del Ambiente y el ANA.

• Gestión de permisos ambientales para futuras centrales hidroeléctricas, incluidos mecanismos de desarrollo limpio.

• Estudios para diversificar servicios, como el desabastecimiento de agua desalinizada, el tratamiento de aguas residuales, la recepción de diésel y el embarque de concentrados.


3.5


Gestión de seguridad y

salud ocupacional

69

3.5.1 Política de seguridad y salud ocupacional

3.5.2 Capacitación

EnerSur es una empresa del Grupo GDF SUEZ dedicada a la generación y comercialización de energía eléctrica en el mercado eléctrico peruano. A través del cumplimiento de su misión y visión, así como la práctica de sus valores corporativos se compromete a:

• Contribuir a la creación de valor a largo plazo de nuestros stakeholders, mediante la mejora continua de nuestros procesos, con énfasis en la calidad, gestión ambiental, seguridad y salud ocupacional.

• Identificar, evaluar y controlar de forma continua los aspectos e impactos ambientales, de manera que se pueda prevenir la posible contaminación ambiental ocasionada por las emisiones, efluentes y residuos sólidos; todos ellos resultado de nuestras actividades.

• Identificar, evaluar y controlar continuamente los riesgos eléctricos, mecánicos, físicos, químicos, biológicos, ergonómicos y psicosociales con el fin de prevenir los posibles incidentes y accidentes que puedan afectar la seguridad y salud de las personas involucradas en nuestras actividades.

• Cumplir con los requisitos de las normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, así como los establecidos por las disposiciones vigentes y los requerimientos del Grupo GDF SUEZ.

Todos los trabajadores recibieron las siguientes capacitaciones en nuestras instalaciones:

• Instrucción al trabajador nuevo, como practicantes, becarios y personal de con-tratistas.

• Información sobre los compromisos del Simple.

• Se capacitó en normas de seguridad y salud en el trabajo así como en el manejo ambiental de EnerSur.

• Capacitación del personal, de acuerdo con su especialidad y riesgo:

► Manejo de extintores portátiles.

► Atención de primeros auxilios.

► Manejo defensivo.

► Combate de incendios para brigadistas.


3.5.3 Inspeccióny monitoreoSe realizaron actividades relacionadas a las inspecciones y observaciones planeadas sobre seguridad y el plan mensual de actividades de monitoreo e inspecciones en todas las sedes.

• Inspecciones periódicas

Se consideraron dos clases de inspección:

Inspecciones planeadas.

Estas se realizaron mensualmente en cada instalación de EnerSur, a cargo del comité de seguridad y salud en el trabajo. Durante la inspección se define el área de la sede donde se efectuará la inspección. Para tal efecto se consideran aspectos relacionados a la seguridad y salud en el trabajo. Como resultado se encontraron mejoras que fueron levantadas de acuerdo al acta de seguimiento.

Inspecciones rutinarias.

Bajo la tutela de un coordinador de Seguridad y Salud Ocupacional en cada una de las sedes y proyectos, se realizaron inspecciones diarias rutinarias inopinadas. Ello permitió que las mejoras se levantaran en el menor tiempo posible y se tomaran acciones correctivas.

• Observación de tareas

La observación de tareas se desarrolló mensualmente en todas las sedes de EnerSur. El propósito fue detectar actos subestándares, confirmar o identificar deficiencias en el entrenamiento del personal, además de las desviaciones en la ejecución de los instructivos definidos. De igual modo, se observó el uso adecuado del equipo y el empleo de materiales apropiados, además de ser una herramienta para mejorar los procedimientos y prácticas de trabajo.

Un punto importante que se detectó para la mejora es que los contratistas desconocían el plan de contingencias de la sede. En consecuencia, se reco-mendó y se aseguró que fueran realiza-das capacitaciones y la difusión del plan al personal contratista, bajo la supervi-sión de la misma contrata.

• Monitoreo de ruido y vibraciones

Se efectuó un estudio de ruido en todas las sedes de EnerSur, para identificar las fuentes primarias y secundarias. Así, se identificó una nueva fuente primaria de contaminación (new dump condencer) en las sedes de la C.T. Ilo1. En las restantes se comprobó que no hubo aumento en la contaminación por ruido.

• Monitoreo de campo magnético

Se realizó un estudio de campos magnéticos en todas las sedes de EnerSur. Como resultado se determinó que los puntos medidos en las fuentes de generación de campos electromagnéticos, que afectaba directamente a puestos laborales, mostraban niveles de exposición por debajo del indicado por la normativa del sector.

► Primeros auxilios para brigadistas.

► Materiales peligrosos para brigadistas.

► Rescate de espacios confinados y altura para brigadistas.

► Curso de seguridad y salud en el trabajo para todo el personal.

► Rescate de líneas de alta tensión.

► Trabajos en espacios confinados.

► Comando de incidentes para jefaturas.

► Trabajos en áreas o ambientes con peligro de incendio y/o explosión.

► Rescate de lugares de difícil acceso.


• Monitoreo de iluminación

El estudio de luminancia en todas las sedes arrojó como resultado que algunos puntos tenían niveles por debajo de lo establecido por la normativa del sector. Se tomó acción, se modificaron y se reemplazaron luminarias.

• Monitoreo de puesta a tierra

Se monitorearon puestas a tierras en todas las sedes (patio de llaves, subestaciones, edificios de turbinas, líneas de transmisión, edificios administrativos, mallas, etc.) y se incluyeron las mallas de las subestaciones de Toquepala y Cuajone. Los niveles encontrados están por debajo de lo recomendado por el Código Eléctrico Nacional, excepto en la subestación de Quebrada Honda en Toquepala y algunos puntos en las líneas de transmisión de la sede Ilo a Toquepala y Cuajone. • Monitoreo de calidad de agua potable

Se realizaron análisis de la calidad del agua potable en todas las sedes de EnerSur de forma diaria. El resultado: los niveles de aceptación cumplen con

lo recomendado por los organismos de salud nacionales.

• Inspección de extintores Se realizó la inspección y mantenimiento de extintores, de forma mensual y anual. En el 2011 se completó la realización de pruebas hidrostáticas a los extintores de las sedes de Ilo.

• Inspección de equipos fijos contra incendios

Gabinetes, bombas contra incendio, mangueras, pitones y los sistemas de gas inerte fueron inspeccionados de forma mensual. Se atendieron manteni-mientos preventivos y correctivos.

• Inspección de vehículos

El total de vehículos de EnerSur fueron inspeccionados. Se verificó que cumplan con la normativa del sector, las reglas del Grupo y la normativa de EnerSur. Fueron encontrados vehículos de contratistas que no cumplían con lo indicado por nuestros procedimientos, por lo que se tomó acción para la mejora.



Gestion Social:creciendo

juntos

3.6

73

Para EnerSur, "Creciendo Juntos" significa avanzar con sus comunidades y, en ese sentido, un objetivo fundamental es impulsar su política de responsabilidad social y desarrollo sostenible en las zonas donde opera. En la actualidad, la labor de responsabilidad social de EnerSur beneficia a miles de pobladores de las ciudades y centros poblados de Chilca (Lima), Huachón y Paucartambo (Pasco), Quitaracsa (Áncash), además de Ilo y Moquegua (Moquegua).

Para lograrlo enfoca su trabajo en cuatro líneas de acción:

Desarrollo decapacidadesproductivas

Infraestructura

Educación ysalud

Medio ambiente

3.6.1Proyectos deResponsabilidadSocial


Desarrollo decapacidades productivasProyecto de mejora de la gestión agra-ria de las localidades de Huachón, Quiparacra y Puagmaray (Pasco)

Una de las actividades más destacadas de este proyecto, que empezó a ejecutarse en el 2010, es el fortalecimiento de las capacidades de los productores para el cultivo de rocoto y granadilla, con el propósito de aumentar la rentabilidad económica de estos cultivos. En el 2011 se consiguió que aproximadamente 220 productores de las comunidades de Huachón, Quiparacra y Puagmaray (Pasco) incrementaran su rentabilidad hasta en 60%. Gracias a las capacitaciones brindadas, los campesinos han adquirido nuevos conocimientos y técnicas agríco-las que se suman a la revalorización de su saber tradicional, es decir, a través de prácticas modernas se rescatan útiles costumbres agrícolas. Asimismo, la conexión con nuevos mercados y la colocación de la producción de las comunidades en empresas como Alicorp, EMIC y Supermercados Peruanos, le da factibilidad al proyecto y lo prepara para afrontar nuevos retos.

La innovación en las metodologías de trabajo participativo desarrollado con las comunidades en las áreas de in-fluencia de la C.H. Yuncán de EnerSur es uno de los aspectos más importantes de este proyecto, ya que propone un es-quema en el que las decisiones se to-man en conjunto. De igual modo, cabe resaltar que se ha logrado un método de trabajo de alto impacto que los pro-pios comuneros, a partir de sus autori-dades, proponen y le otorgan validez al convertirse en responsables del modelo, junto con la empresa y los alcaldes. Es así como se crea institucionalidad en los programas de apoyo a las comunidades.

Programa Manualidades Ecológicas (Ilo)

Para potenciar la capacidad de generación de ingresos de las familias de Ilo mediante

actividades que no requieran de capital importante, y fomentar la conciencia ambiental mediante el reciclaje, EnerSur instruyó a 123 madres de familia, representantes de 41 organizaciones sociales de base, en la confección de artículos utilitarios a base de productos reciclables. Con papel periódico, papel reciclado, cartón y otros materiales, las participantes diseñaron fruteros, bolsos, canastas, floreros y otros artículos de decoración. EnerSur y la Municipalidad Provincial de Ilo presentaron los mejores trabajos y premiaron a sus destacadas creadoras en una ceremonia pública.


Infraestructura

Medio ambiente

Telefonía móvil inalámbrica en Santa Isabel (Pasco)

Aproximadamente 4,000 personas de los centros poblados San Jacinto, Santa Isabel, Santa Anita, El Milagro, Tindalpata, Pampa Marca Alta y Pampa Marca Baja, en Paucartambo, pueden tener señal de telefonía móvil gracias a la instalación de una antena inalámbrica de diseño estructural fast side (emplazamiento rápido). Esa antena es

EcoChilca: juntos protegemos el medio ambiente (Chilca)

Repitiendo el éxito del año previo, EnerSur continuó con el desarrollo del programa de gestión ambiental EcoChilca, que propone generar en la población una cultura de protección y conservación del medio ambiente. El programa se aplica en el distrito de Chilca (al sur de Lima) y las prácticas promovidas se dirigieron hacia tres espacios esenciales para desarrollar la comunidad: hogar, trabajo y escuela. Aproximadamente 3,000 estudiantes de seis instituciones educativas, además de líderes, organizaciones sociales de base, y autoridades municipales y públicas de Chilca se involucraron en las actividades y elaboraron en conjunto una agenda educativa para la mejora ambiental. Asimismo se desarrollaron cursos de formación continua para que los docentes se conviertan en promotores ambientales en sus escuelas y

de fácil instalación y posee un bajo impacto ambiental. Permitirá a los campesinos una comunicación rápida, para realizar y recibir llamadas, y podrá generar aumentos de productividad. Gracias al aporte de EnerSur y de la Asociación Fondo Social Yuncán, gran parte de Paucartambo y Huachón ya cuentan con señal de telefonía.

Infraestructura para las comunidades de Quitaracsa (Áncash)

Para las comunidades campesinas de Quitaracsa y Kiman Ayllu, zonas de influencia de la futura C.H. Quitaracsa I, en Áncash, EnerSur ha desarrollado un novedoso sistema de riego tecnificado que se instala en una parcela demostrativa de 1.5 hectáreas dedicada al cultivo de palto, para aumentar la capacidad de producción agrícola. A ello se suma la ampliación del canal de Kakachaquin y la tarea de ampliar la frontera agrícola de las localidades. EnerSur espera que, en un mediano plazo, los pobladores de estas comunidades puedan contar con una infraestructura básica que les permita mejorar su calidad de vida.


así realicen un monitoreo y evaluación de la gestión ambiental escolar. La tarea se completó con campañas de limpieza en los asentamientos y los anexos de Chilca. Además, fue posible promover una gestión escolar ambiental en las instituciones públicas y se elaboró el diagnóstico socioambiental de Chilca.

Maratón de la Energía (Ilo)

La tradicional Maratón de la Energía cumplió diez años y las celebraciones superaron todas las expectativas. Esta fiesta deportiva, destacada en el calendario de sedes de competencias nacionales para maratonistas, reunió a más de 1,500 corredores, principalmente niños y jóvenes de Ilo, quienes participaron en las categorías 5 km, 10 km y 21 km. El punto de partida y llegada fue el estadio Mariscal Domingo Nieto. EnerSur premió a los ganadores de la competencia, y también a las instituciones educativas que ocuparon los primeros lugares con financiamiento para mejorar sus instalaciones. La Maratón de la Energía es una muestra del compromiso de EnerSur con la juventud, el deporte y la promoción de espacios de recreación.

Caravana Escolar EnerSur (todas las sedes)

En abril el compromiso con la educación motivó a EnerSur a completar una nueva edición de la Caravana Escolar EnerSur, campaña dirigida a escolares de los niveles inicial, primaria y secundaria de las zonas de influencia ubicadas en Moquegua, Chilca, Pasco y Áncash. La iniciativa benefició a los colegiales con paquetes de cuadernos, lapiceros, reglas,

Educacióny salud

lápices y borradores que serán de enorme utilidad durante el año escolar. En Chilca se repartieron 3,600 paquetes en 16 colegios; en Pasco se entregaron 7,000 paquetes en 36 centros educativos del distrito de Paucartambo; mientras que en Moquegua fueron 1,600 los paquetes distribuidos en cuatro instituciones educativas de primaria y secundaria. La Caravana Escolar de EnerSur estuvo integrada por personal voluntario de la empresa, que ejecutó la distribución del material escolar colegio por colegio y en las manos de cada niño.

Premiando el Esfuerzo y la Excelencia (Ilo)

Los alumnos más destacados de nueve colegios nacionales de Ilo fueron premiados por EnerSur, acción que reafirma su compromiso con la educación. Premiando el Esfuerzo y la Excelencia es el nombre del galardón recibido por 19 escolares de secundaria, quienes obtuvieron los mejores promedios ponderados durante el pasado año escolar. Además, les entregaron laptops y becas de inglés. Esta actividad contó con el apoyo de la Unidad de Gestión Educativa Local (UGEL) y la Municipalidad Provincial


de Ilo. Es importante destacar la capacidad de aprendizaje de los escolares, pues el promedio de notas de los ganadores no bajaban de 17 en casi todas las materias.

Club Deportivo EnerSur (Ilo)

El Club Deportivo EnerSur sigue logrando triunfos. En el 2011 obtuvo el título Copa Perú en la etapa distrital y espera repetir la hazaña del 2003, cuando llegó a la final de ese torneo, con el empeño de sus jugadores y el apoyo de la empresa. En el 2010, el club suscribió un convenio con la Federación Peruana de Fútbol para desarrollar el Proyecto Desafío 2020, que consiste en organizar los torneos oficiales de menores Creciendo con el Fútbol y Copa Federación Regional. Pues bien, este año el club EnerSur logró el subcampeonato en la categoría Sub-12 y fue campeón regional, en cada uno de estos torneos. Además en la Copa Pacocha obtuvo el campeonato en Sub-10 y el segundo lugar en Sub-8. Y fue campeón de un cuadrangular internacional organizado por la Municipalidad de Ite (Tacna).

3.6.2 Asociación FondoSocial YuncánA comienzos del 2009 se constituyó la Asociación Fondo Social Yuncán (AFSY), entidad que, gracias al D.L. 996 y su reglamento, recibió la transferencia de recursos del fideicomiso Aporte Social Yuncán, a cargo de ProInversión. La AFSY administra los aportes de EnerSur por el usufructo de la C.H. Yuncán y los invierte en programas de carácter social, destinados a ejecutar proyectos de desarrollo sostenible, que benefician a las poblaciones ubicadas en las áreas de influencia de la central. EnerSur es miembro de la AFSY y, de manera coordinada con las municipalidades de la zona de influencia, apoya a la asociación.

Proyectos ejecutados durante el 2011Centro de Salud de Huachón

Luego de varios meses de trabajo, concluyó la construcción del Centro de Salud de Huachón, ubicado en Jatumpampa. Este centro de salud beneficiará a 2,000 ciudadanos de Huachón, Tingocancha, Puco, Ranracancha, Tingo Esquina, Arroyo, Huarancayo, Lucma, Huallamayo, Anana, Chuquimayo, Santa Rosa y Culebramarca. El establecimiento


de salud posee la categoría I-4, lo que significa que cuenta con las especialidades de medicina general, pediatría, obstetricia, odontología y consultorio de enfermería. Además está provisto de una sala de parto, un área de emergencia, una unidad de ayuda al diagnóstico, rayos X, laboratorio, sala de ecografía, tópico, unidad de consultas externas y farmacia, entre otros servicios. En cuanto al personal médico, el centro de salud contará con un equipo profesional integrado por un médico general, un pediatra, un odontólogo y una obstetra. También habrá una enfermera, un encargado de farmacia y personal técnico capacitado.

Importantes donaciones para Huachón y Paucartambo

Un cargador frontal Caterpillar y un camión compactador Volvo, así como mobiliario para educación y salud, entregó el Fondo Social Yuncán a las autoridades y pobladores del centro poblado Quiparacra (Huachón). La maquinaria pesada se utilizará para rehabilitar las vías de comunicación y para reforzar las tareas de construcción de canales para la instalación de tuberías, además del desplazamiento de materiales, entre otras tareas. Con el compactador, se realizarán labores de limpieza en las calles.

Con estos equipos se podrá mantener las vías de comunicación del centro poblado en buen estado, lo que disminuirá el tiempo de envío de los productos que se cultivan en la zona hacia otros mercados y se acortarán los plazos de respuesta ante problemas causados por fenómenos climáticos. Para la administración de estas máquinas se creará una empresa comunal, integrada

por comuneros de Quiparacra y anexos. Asimismo, en Acopalca (Paucartambo) se entregó una moto para el puesto de salud de la zona, que servirá para desplazar al personal de emergencia hasta los puntos en donde se genera un llamado de urgencia. También se entregaron muebles para educación y salud en las comunidades de Huallamayo, Bellavista y Auquimarca.

Publicacionesexternas en zonasde influencia Kunan (Pasco) y El Chilcano (Chilca) son dos experiencias exitosas en el manejo de la comunicación con las comunidades de influencia. Cada una de estas publicaciones es especial, pues responde a la realidad socioeconómica de las áreas de distribución. Sus objetivos son claros y 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 regionalismos, de modo que se integren bajo factores de progreso y desarrollo, lo que incentiva la autosuperación.

• Promover el emprendimiento y la pequeña empresa. Kunan y El Chilcano informan y proponen soluciones innovadoras al mos-trar experiencias exitosas de liderazgo em-presarial, con lo que buscan ofrecer alterna-tivas reales con ejemplos prácticos.

Pag. 3

UNA NUEVA ETAPAPARA LA SALUD

Pág. 4 y 5 : Se modernizará centro médico

Pág 3 : Promoverán cultivo

ASESORÍA TÉCNICA PARA GRANADILLA EN PUAGMARAY

Pág 8 : Juegos Escolares 2011

CAMPEONES DE PAUCARTAMBO EN ETAPA NACIONAL

PREVIENEN MALES DE LA VISTA EN HUACHÓNKunanal servicio de la comunidadPág. 2: Campaña oftalmológica

HUACHÓN - PAUCARTAMBO AÑO 4 - SETIEMBRE 2011 Nº50 AÑO 3 SETIEMBRE 2011 /// Nº 32

CÓMO NOS AFECTA QUE AUMENTE EL SUELDO MÍNIMO

YA ESTAMOS EN LA RUTA DEL TURISMODE PROMPERÚ

CUIDAR NUESTROS ÁRBOLES ES CUIDAR NUESTRA V IDA

Pág. 4-5 | FORO DE EDUCACIÓN SEXUAL EN CHILCA

PÁG. 3 // LO QUE DEBE SABER

PÁG.2 // DESTINOS PRINCIPALES

PÁG.6 // CONSEJOS PRÁCTICOS

POR UNA JUVENTUD PLENA

Foto

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3.7

Premios y reconocimientos


PremioBuenas PrácticasLaborales 2010

Top 20 Peruvian Companies

En marzo de 2011, el Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo reconoció a EnerSur con el premio Buenas Prácticas Laborales 2010, en la categoría Eficiencia en la Gestión de Remuneraciones y Política Salarial. Para obtener este importante galardón, EnerSur superó un riguroso proceso de evaluación frente a otras importantes empresas de los sectores eléctrico y minero, para lo cual un equipo de auditores verificó el cumplimiento de las normas sociolaborales y las buenas prácticas implementadas en gestión de compensaciones.

En octubre de 2011, la agencia calificadora de riesgo Standard & Poor’s (S&P) colocó a EnerSur entre las 20 empresa peruanas con mejor salud financiera y calidad crediticia. Las empresas seleccionadas en este re-porte, pertenecientes a los sectores minero, energético, telecomunicaciones y consumo masivo, se caracterizan por presentar un óptimo perfil financiero, adecuada liquidez, bajo nivel de endeudamiento y capacidad para salir a los mercados de deudas internacionales.


Informaciónfinanciera


Gestiónfinanciera

4.1

Los resultados de EnerSur en el 2011 fueron mayores que en el 2010. La explicación para las variaciones en los principales rubros del Estado de Ganancias y Pérdidas es la siguiente:


4.1.1 Ingresos

Los ingresos totales registrados por EnerSur al cierre del 2011 fueron 416.7 millones de dólares, 5% mayores respecto del ejercicio anterior (398.9 millones de dólares). Esto se debió a:

• Mayores ingresos por venta de energía a clientes regulados, debido a la entrada en vigencia de nuevos contratos con un precio promedio mayor al del 2010 y una evolución positiva de la tarifa.

• Mayores ingresos por venta de energía a clientes libres (15%), por incremento en los volúmenes consumidos por parte de Quimpac, Los Quenuales y otros clientes libres (8%). • Mayores ingresos por potencia principal-mente por los clientes regulados y SPCC.

• El incremento en los ingresos menciona-dos anteriormente se vio compensado por-que el 2011 se tuvo una posición compra-dora neta en el COES (999 GWh) mayor a la presentada en el 2010 (912 GWh).

A diciembre de 2011, las ventas a SPCC representaron el 45.3% sobre el total de ventas, cifra mayor que la registrada el 2010 (38.8%). Esta participación se vino reduciendo año a año, de acuerdo con la estrategia de diversificación del portafolio de clientes.

4.1.2 Otrosingresos Durante el 2011, EnerSur registró otros in-gresos. El más resaltante fue el siguiente:

• Se recuperó el pago por una provisión de cobranza dudosa con el cliente EGASA (1.2 millones de dólares).

4.1.3 Costo de ventasEn el 2011, el costo de ventas (266.2 millones de dólares) fue menor en 2% respecto al 2010 (270.8 millones de dólares). Las principales razones fueron:

• Menor costo en carbón, pues, si bien hubo un mayor precio (en 14%) el consumo fue menor debido a la menor generación de la C.T. Ilo21 (-31%). Adicionalmente se presentó una reducción en el consumo de petróleo R500 (-62%) por una disminución en la generación de la C.T. Ilo1 (-55%) por despacho. • El efecto anterior se vio compensado por mayor consumo de gas natural por una mayor generación de la C.T. ChilcaUno (17%). Hubo una mayor demanda en el SEIN y un mayor costo del gas natural, por un incremento en su precio a causa de la actualización del precio de transporte firme e interrumpible (marzo del 2011).

4.1.4 Gastos deadministraciónLos gastos de administración en el 2011 (18.4 millones de dólares) fueron casi similares a los del 2010 (18.7 millones de dólares).

En 2011, los gastos financieros fueron menores (4%) respecto a los del 2010.

4.1.5 Gastos e ingresos financieros


Los ingresos financieros pasaron de 2.4 millones de dólares en el 2010 a 5.8 millo-nes de dólares en el 2011, principalmente por mayores ingresos por diferencia en el tipo de cambio, producto de las operacio-nes de la empresa, y mayores ingresos por depósitos a plazo.

Los gastos financieros netos (de los ingresos financieros) en el 2011 fueron -9.8 millones de dólares, mientras que en el 2010 fueron de -13.9 millones de dólares.

4.1.6 Utilidad netaLa utilidad neta del 2011 fue de 85.6 millo-nes de dólares, 6% mayor que la del 2010. La utilidad básica por acción común en el año 2011 fue de 0.428 dólares frente a 0.403 dólares en el 2010.


Financiamiento yendeudamiento

4.2


Durante el 2011, EnerSur ejecutó operacio-nes financieras con el objetivo de financiar nuevas inversiones y capital de trabajo.

El 6 de mayo entraron en vigencia los siguientes contratos de arrendamiento financiero para el financiamiento del Pro-yecto Reserva Fría de Generación - Plan-ta Ilo, el cual consiste en la construcción de una central térmica en la ciudad de Ilo, donde EnerSur (bajo el contrato de con-cesión firmado con el Estado peruano en enero de 2011) suministrará el servicio público de electricidad, en condición de reserva fría, la potencia efectiva contrata-da y la energía asociada durante un plazo de 20 años contados a partir de la puesta en operación comercial de la central tér-mica, cuya potencia efectiva contractual será de 460 MW.

Los contratos de arrendamiento financiero fueron firmados con dos bancos:

■ Contrato de Arrendamiento Financiero

de Bienes, suscrito entre EnerSur S.A. y el Banco de Crédito del Perú, por un monto de hasta 100 millones de dólares para el financiamiento del Proyecto Reserva Fría de Generación - Planta Ilo.

■ Contrato de Arrendamiento Financiero de Obras y Bienes suscrito entre EnerSur S.A. y el Banco Continental, por un monto de hasta 100 millones de dólares para el financiamiento del Proyecto Reserva Fría de Generación - Planta Ilo.

Estos contratos son considerados como deuda subordinada temporal, en que actúa como garante (Payment Guarantee) GDF SUEZ s.c.r.l. avalando las obligaciones de EnerSur. Cabe destacar que bajo el marco de este financiamiento se firmaron los Acuerdos de Subordinación correspondientes.

Al 31 de diciembre de 2011, la deuda finan-ciera senior fue de 349.82 millones de dóla-res, compuesta por:


• 1.9 millones de dólares 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 noviem-bre de 2009 se realizó la última amortización del contrato de arrendamiento financiero (TG12 C.T. ChilcaUno) de equipos.

• 5.5 millones de dólares que derivan del contrato de arrendamiento financiero (TG21 C.T. ChilcaUno) de obras civiles firmado con el BBVA Banco Continental. Este contrato devenga un interés anual de Libor + 1.12%. Dicho contrato tiene amortizaciones trimes-trales y cuenta con un plazo de pago de cin-co años, a partir de del 23 de diciembre de 2009, fecha de activación del contrato. En diciembre 2011 se realizó la última amortiza-ción del contrato de arrendamiento financie-ro (TG21 C.T. Chilca Uno) de equipos, cuyo plazo fue de dos años contados a partir de la fecha de activación.

• 107.7 millones de dólares 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.

• 35 millones de dólares 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 2.5 millones de dólares 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.

• 120.7 millones de soles referentes a la pri-mera emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública 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%.

• 84.1 millones de soles referentes a la se-gunda emisión del Primer Programa de Bo-nos Corporativos de EnerSur, emitidos a tra-vés de una oferta pública 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%.

• 10 millones de dólares referentes a la ter-cera emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a tra-vés de una oferta pública 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.

• 15 millones de dólares referentes a la cuarta emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública 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.

• 75.6 millones de soles referentes a la quinta emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública el 30 de junio del 2009 que devengan un cupón semestral de 6.875%. Los bonos no son amortizables y se pagarán en su totalidad el 30 de junio del 2014. Esta obligación tiene asociado un swap con el BBVA Banco Continental, que fija la tasa en 5.375%.

• 25 millones de dólares referentes a la sexta emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública 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.

• 42.4 millones de soles referentes a la sétima emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública 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%.

• 20 millones de dólares de préstamo de corto plazo otorgados por el Scotiabank el 4 de julio de 2011. Este financiamiento devenga un interés anual de 2.20%, y tie-ne fecha de vencimiento el 3 de julio de 2012, fecha en la cual serán cancelados la totalidad de la deuda más los intereses devengados.

• 10 millones de dólares de préstamo de corto plazo otorgados por el Banco de Crédito del Perú el 28 de octubre de 2011. Este financiamiento devenga un interés anual de 1.74%, y tiene fecha de vencimiento el 25 de abril de 2012, fecha en la cual serán cancelados la totalidad de la deuda más los intereses devengados.

Adicionalmente, al 31 de diciembre de 2011, la deuda financiera Subordinada fue de 50.51 millones de dólares, compuesta por:

• 32.44 millones de dólares que derivan del contrato de arrendamiento financiero (Proyecto Reserva Fría de Generación – Planta Ilo) de Bienes, firmado con el Banco de Crédito. Este contrato devenga un interés anual de 5.70%. Dicho contrato cuenta con un periodo de disponibilidad de 27 meses, y cuenta con un plazo de amortización de 6 años a partir de la fecha de activación, que será pagada en cuotas trimestrales.

• 18.07 millones de dólares que derivan del contrato de arrendamiento financiero (Proyecto Reserva Fría de Generación – Planta Ilo) de Obras y Bienes, firmado con el BBVA Banco Continental. Este contrato devenga un interés anual de 5.70%. Dicho contrato cuenta con un periodo de disponibilidad de 27 meses, y cuenta con un plazo de amortización de 6 años a partir de la fecha de activación, que será pagada en cuotas trimestrales.


Mediante Junta General de Accionistas del 11 de febrero de 2004, se aprobó la política de dividendos de EnerSur, la misma que fue ratificada en Junta General de Accionistas del 12 de mayo de 2005. Posteriormente, fue modificada mediante Junta General de Accionistas del 13 de setiembre de 2005 y Junta Obligatoria Anual de Accionistas del 19 de marzo de 2007. Luego, fue modificada mediante Junta General de Accionistas del 21 de setiembre de 2010.

Dividendos

4.2


La política actual de dividendos establece la distribución equivalente al treinta por ciento (30%) de las utilidades anuales disponibles, según estas sean determinadas en cada ejercicio anual, o un porcentaje mayor si así se estimara conveniente.

En la Junta Obligatoria Anual de Accionistas del 15 de marzo del 2011, se aprobó la distribución de utilidades del periodo 2010. Considerando que, mediante sesión de Directorio del 9 de noviembre del 2010 se aprobó un pago de dividendos a cuenta de las utilidades del 2010 (generados al 30 de

junio del 2010) por la suma de 13,276,876.21 dólares; se fijó el 15 de abril del 2011 como fecha de pago del saldo pendiente de los dividendos a repartir por dicho ejercicio, el cual ascendió a 11,039,562.21 dólares.

Con fecha 15 de noviembre del 2011, el Directorio de EnerSur aprobó distribuir un dividendo a cuenta de las utilidades acumuladas al 30 de junio del 2011 por un monto de 13,364,999.30 dólares, equivalente al 30% de dichas utilidades. Se fijó como fecha de entrega el día 16 de diciembre del 2011.

COTIZACIONES 2011 (PEN)

Apertura Cierre Máxima Mínima PromedioCódigo ISIN Nemónico Año - Mes

PEP702101002 ENERSUC1 2011-01 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0

PEP702101002 ENERSUC1 2011-02 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0

PEP702101002 ENERSUC1 2011-03 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0

PEP702101002 ENERSUC1 2011-04 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0

PEP702101002 ENERSUC1 2011-05 18.1 18.2 18.2 18.2 18.2

PEP702101002 ENERSUC1 2011-06 18.2 18.2 18.2 18.2 18.2

PEP702101002 ENERSUC1 2011-07 18.0 18.0 18.0 18.0 18.0

PEP702101002 ENERSUC1 2011-08 17.8 17.8 17.8 17.8 17.8

PEP702101002 ENERSUC1 2011-09 16.5 17.0 17.0 17.0 16.6

PEP702101002 ENERSUC1 2011-10 16.0 16.0 16.0 16.0 16.0

PEP702101002 ENERSUC1 2011-11 15.8 15.6 15.8 15.8 15.8

PEP702101002 ENERSUC1 2011-12 16.0 16.0 16.0 16.0 16.0

Cuadro 20 - Información relativa a las acciones comunes de EnerSur

Cuadro 21 - Evolución del precio de la acción de EnerSur y volumen negociado en el 2011

-

150

300

450

600

750

900

-

4

8

12

16

20

24

Ene 11 Feb 11 Mar 11 Abr 11 May 11 Jun 11 Jul 11 Ago 11 Sep 11 Oct 11 Nov 11 Dic 11

Volumen Cotización - Cierre

Prec

io S

/. po

r acc

ión

Volu

men

(mill

ones

)


Cambios en los responsables

de la elaboración yla revisión de la

informaciónfinanciera

4.2

Durante los últimos tres años, el Sr. Walter Gutiérrez Leandro se ha desempeñado como principal funcionario contable.

Desde el 2001 hasta la fecha, la auditoría externa de los estados financieros de EnerSur es realizada por Beltrán, Gris y Asociados S. Civil de R.L., una firma miembro de Deloitte.

Cabe señalar que los auditores externos no han emitido ninguna opinión negativa o con salvedad respecto de los estados financieros individuales de EnerSur.


94 ENERSUR | Memoria 201194

Anexo 1Estados

FinancierosAuditados

95ENERSUR | Memoria 2011


EnerSur S.A. Dictamen de los Auditores Independientes Estados Financieros Años terminados el 31 de diciembre de 2011 y 2010 (Reexpresado)

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)511 8586 www.deloitte.com/pe

DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES A los señores Accionistas y Directores de EnerSur S.A. 1. Hemos auditado los estados financieros adjuntos de EnerSur S.A. (una subsidiaria de

SUEZ Tractebel S.A. de Bélgica), que comprenden los estados de situación financiera al 31 de diciembre de 2011 y 2010 (reexpresados), y al 1 de enero de 2010 (reexpresados) y los estados de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por los años terminados el 31 de diciembre de 2011 y 2010 (reexpresados), así como el resumen de políticas contables significativas y otras notas explicativas.

Responsabilidad de la Gerencia con respecto a los estados financieros

2. La Gerencia es responsable de la preparación y presentación razonable de dichos

estados financieros consolidados de conformidad con Normas Internacionales de Información Financiera, y respecto a aquel control interno que la Gerencia determine que es necesario para permitir la preparación de estados financieros que no contengan errores materiales, ya sea debido a fraude o error.

Responsabilidad del Auditor 3. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre dichos estados

financieros basada en nuestras auditorías. Nuestras auditorías fueron realizadas de conformidad con Normas de Auditoría Generalmente Aceptadas en el Perú. Tales normas requieren que cumplamos con requerimientos éticos, y que planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener una seguridad razonable de que los estados financieros no contienen errores materiales.

4. Una auditoría comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de

auditoría sobre los saldos y revelaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la evaluación del riesgo de que los estados financieros consolidados contengan errores materiales, ya sea debido a fraude o error. Al efectuar esta evaluación de riesgo, el auditor toma en consideración el control interno pertinente de la Compañía para la preparación y presentación razonable de los estados financieros, a fin de diseñar aquellos procedimientos de auditoría que sean apropiados 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 la evaluación de la aplicabilidad de las políticas contables utilizadas, y la razonabilidad de las estimaciones contables realizadas por la Gerencia, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros.

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


Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para proporcionarnos una base para sustentar nuestra opinión.

Opinión 5. En nuestra opinión, los estados financieros antes indicados presentan razonablemente, en

todos sus aspectos materiales, la situación financiera de EnerSur S.A. al 31 de diciembre de 2011 y 2010 (reexpresado), y al 1 de enero de 2010 (reexpresado), su desempeño financiero y sus flujos de efectivo por los años terminados el 31 de diciembre de 2011 y 2010 (reexpresado), de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera.

Énfasis de un asunto 6. Como se describe en la Nota 2 a los estados financieros adjuntos, la Compañía ha

adoptado al 31 de diciembre de 2011 las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), emitidas por el IASB vigentes internacionalmente, en cumplimiento de lo establecido por la Superintendencia del Mercado de Valores (antes Conasev). Los efectos de la adopción se detallan también en la mencionada nota. Los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2010 y el estado de situación financiera al 1 de enero de 2010 han sido reexpresados retroactivamente para propósitos comparativos para reflejar los efectos de la adopción a esas fechas.

Refrendado por: _____________________(Socia) Karla Velásquez Alva CPC Matrícula No. 21595 14 de febrero de 2012


E N E R S U R S .A .

E S T A D O S D E R E S U L T A D O S IN T E G R A L E SP O R L O S A Ñ O S T E R M IN A D O S E L 3 1 D E D IC IE M B R E D E 2 0 1 1 Y 2 0 1 0 (R E E XP R E S A D O )(E xpresado s en miles de dó lares estado un idenses (U S $ 0 0 0 ))

N o tas 2 0 1 1 2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

(N o ta 2 )

Ventas netas de energía eléctrica 20 416,709 398,909

Costo de ventas de energía eléctrica 21 (266,222) (271,496)

G anancia b ru ta 1 5 0 ,4 8 7 1 2 7 ,4 1 3

Gastos de administración 22 (18,407) (18,022)

Ganancia en venta de activos fijos (0) 1,468

Otros ingresos 23 1,830 19,663

Otros gastos (282) (492)

G anancia o perativa 133,628 130,030

Ingresos financieros 24 5,840 2,371

Gastos financieros 25 (15,672) (16,275)

R esu ltado an tes de impuesto a las ganancias 1 2 3 ,7 9 6 1 1 6 ,1 2 6

Gasto por impuesto a las ganancias 26 (38,159) (35,515)

G anancia neta del ejercicio 8 5 ,6 3 7 8 0 ,6 1 1

Componentes de Otro Resultado Integral:

Variación Neta por Coberturas del Flujo de Efectivo 3,190 (6,736)

R esu ltado in tegral to tal del ejercicio 8 8 ,8 2 7 7 3 ,8 7 5

Utilidad básica y diluida por acción común(en dólares estadounidenses) 28 0.428 0.403

Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros.


E S T A D O S D E R E S U L T A D O S IN T E G R A L E SP O R L O S A Ñ O S T E R M IN A D O S E L 3 1 D E D IC IE M B R E D E 2 0 1 1 Y 2 0 1 0 (R E E XP R E S A D O )(E xpresado s en miles de dó lares estado un idenses (U S $ 0 0 0 ))

N o tas 2 0 1 1 2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

(N o ta 2 )

Ventas netas de energía eléctrica 20 416,709 398,909

Costo de ventas de energía eléctrica 21 (266,222) (271,496)

G anancia b ru ta 1 5 0 ,4 8 7 1 2 7 ,4 1 3

Gastos de administración 22 (18,407) (18,022)

Ganancia en venta de activos fijos (0) 1,468

Otros ingresos 23 1,830 19,663

Otros gastos (282) (492)

G anancia o perativa 133,628 130,030

Ingresos financieros 24 5,840 2,371

Gastos financieros 25 (15,672) (16,275)

R esu ltado an tes de impuesto a las ganancias 1 2 3 ,7 9 6 1 1 6 ,1 2 6

Gasto por impuesto a las ganancias 26 (38,159) (35,515)

G anancia neta del ejercicio 8 5 ,6 3 7 8 0 ,6 1 1

Componentes de Otro Resultado Integral:

Variación Neta por Coberturas del Flujo de Efectivo 3,190 (6,736)

R esu ltado in tegral to tal del ejercicio 8 8 ,8 2 7 7 3 ,8 7 5

Utilidad básica y diluida por acción común(en dólares estadounidenses) 28 0.428 0.403

Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros.



E S T A D O D E F L U JO S D E E F E C T IVOP O R L O S A Ñ O S T E R M IN A D O S E L 3 1 D E D IC IE M B R E D E 2 0 1 1 Y 2 0 1 0 (R E E XP R E S A D O )(E xpresado en miles de dó lares estado un idenses (U S $ 0 0 0 ))

3 1 /1 2 /2 0 1 1 3 1 /1 2 /2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

A C T IVID A D E S D E O P E R A C IÓ N (N o ta 2 )C o branza a (po r):Venta de bienes y prestación de servicios 490,491 489,046 Intereses y rendimientos recibidos 790 711 Otras entradas de efectivo relativos a la actividad de operación 13,229 18,998 P ago s a (po r):Proveedores de bienes y servicios (279,731) (269,736) Empleados (16,835) (24,398) Impuestos a las ganancias (30,404) (53,853) Intereses y rendimientos (15,409) (11,423) Otros pagos de efectivo relativos a la actividad de operación (57,715) (12,608)

F lu jo s de efectivo y equ ivalen te al efectivo p ro cedente de activ idades de o peració n 1 0 4 ,4 1 7 1 3 6 ,7 3 7

A C T IVID A D E S D E IN VE R S IÓ NC o branza a (po r):Venta de propiedades, planta y equipo 14 1,609 P ago s a (po r):Compra de propiedades, planta y equipo (85,058) (33,678) Compra de activos intangibles (10,312) (4,391)

F lu jo s de efectivo y equ ivalen te al efectivo u tilizado s en activ idades de inversió n (9 5 ,3 5 6 ) (3 6 ,4 6 0 )

A C T IVID A D E S D E F IN A N C IA C IÓ NC o branza a (po r):Obtención de préstamos a corto plazo 40,000 10,000 Obtención de préstamos a largo plazo - 40,043 P ago s a (po r):Amortización o pago de préstamos a corto plazo (10,000) (40,000) Amortización o pago de préstamos a largo plazo (10,000) (8,499) Pasivos por arrendamiento financiero (32,631) (32,573) Dividendos (24,405) (44,154)

F lu jo s de efectivo y equ ivalen te al efectivo u tilizado s en activ idades de financiació n (3 7 ,0 3 6 ) (7 5 ,1 8 3 )

A U M E N T O (D IS M IN U C IÓ N ) N E T O D E E F E C T IVO Y E Q U IVA L E N T E A L E F E C T IVO (27,975) 25,094

EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO AL INICIO DEL EJERCICIO 49,621 24,527

E F E C T IVO Y E Q U IVA L E N T E A L E F E C T IVO A L F IN A L IZ A R E L E JE R C IC IO2 1 ,6 4 6 4 9 ,6 2 1

Las notas adjuntan son parte integrante de los estados financieros.

ENERSUR S.A

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (REEXPRESADO) Y 1 DE ENERO DE 2010 (REEXPRESADO) Cifras expresadas en miles (excepto se indique de otra forma) 1. IDENTIFICACION DE LA COMPAÑIA Y ACTIVIDAD ECONOMICA

(a) Constitución y actividad económica

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. 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 es Av. República de Panamá N° 3490, San Isidro, Lima, Perú. (b) Aprobación de estados financieros Los estados financieros adjuntos por el año terminado al 31 de diciembre de 2011 preparados de conformidad con normas internacionales de información financiera, fueron autorizados para su emisión por la Gerencia de la Compañía. Estos estados serán sometidos al Directorio en la sesión que se realizará el 14 de febrero de 2012 para su aprobación, 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 2010 (previamente reportados), preparados de conformidad con principios de contabilidad generalmente aceptados en el Perú hasta esa fecha (en adelante PCGA Perú), fueron aprobados por la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas realizada el 15 de marzo de 2011. (c) 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 US$2,605, neto de S/.108 correspondiente a un ajuste al precio acordado por las partes (Nota 12).


Con fecha 8 de septiembre de 2009, las Juntas Generales de Accionistas de la Compañía y de Quitaracsa aprobaron la fusión por absorción de esta 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. A la fecha efectiva de la fusión, Quitaracsa presentaba la siguiente información financiera:

(d) Principales Contratos de Operación y Convenios

(i) Contratos con Southern Peru Copper Corporation, Sucursal del Perú

La Compañía suscribió dos contratos con Southern Peru 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 2017. Asimismo, se establecieron las cantidades y las 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 a partir de enero de 2009. La venta total de energía, potencia y otros facturados a SPCC en 2011 fue de US$188.62 millones (US$154.8 millones en 2010) y representa el 45.2% (38.8% en 2010) del total de ventas de la Compañía (Nota 4 (iv)).

(ii) Contrato de Usufructo

Con fecha 16 de febrero de 2004, la Compañía y Empresa de Generación de Energía Eléctrica del Centro S.A. (actualmente Activos Mineros S.A.C.) suscribieron, con intervención de la Agencia de Promoción de la Inversión – PROINVERSIÓN, un Contrato de Usufructo por 30 años para el uso de la Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H. Yuncán), contados a partir del 7 de septiembre de 2005 (fecha de entrega de la C.H. Yuncán).

U S $ 0 0 0

Activos:

Efectivo 357

Otras cuentas por cobrar 423

Gastos contratados por anticipado 2

Activos intangibles 2,643

T o tal 3 ,4 2 5

P atrimo n io neto 3 ,4 2 5

En cumplimiento de dicho contrato, la Compañía realizó los siguientes pagos que se encuentran registrados como Otros activos (Nota 12) 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 2011, un monto de US$6,579 (US$6,712 en 2010) fue pagado y registrado en Gastos pagados por anticipado. Estos pagos están siendo amortizados en función al plazo de vigencia del contrato.

El total pagado al 31 de diciembre de 2011 según contrato asciende a US$44,532 (US$37,953 al 31 de diciembre de 2010) y el saldo al 31 de diciembre de 2011, neto de amortización asciende a US$22,155 (US$19,176 al 31 de diciembre de 2010) (Nota 10).

• “Aporte social”, por un monto de US$12.9 millones, el cual 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 2011, un monto de US$814 (US$823 en 2010) fue pagado y registrado en el rubro Gastos pagados por anticipado. Estos pagos están siendo amortizados en función al plazo de vigencia del contrato.

El total pagado al 31 de diciembre de 2011 según contrato asciende a US$5,468 (US$4,654 al 31 de diciembre de 2010) y el saldo al 31 de diciembre de 2011, neto de amortización asciende a US$ 2,837 (US$2,371 al 31 de diciembre de 2010) (Nota 10).

De conformidad con lo establecido en el Decreto Legislativo 966 y su reglamento D.S. 082-2008, el Fondo Fideicomiso se transfirió a un Fondo Social constituido por la Asociación Civil Fondo Social Yuncán. En abril de 2009, la Compañía firmó un acuerdo con PROINVERSIÓN en virtud del cual se transfirieron US$8,794 al Fondo Social con lo cual quedó sin efecto el Fondo Fideicomiso. 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.


(iii) Contratos de Construcción - Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno)

Al 31 de diciembre de 2011, 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 560 MW 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 11 y 16).

• 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. (TGP). Este contrato tiene una vigencia de 15 años contados a partir del inicio de la prestación del servicio.

• En diciembre de 2007, un contrato y adendas de servicio de transporte de gas

natural firme con (TGP) 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 11 y 16). Esta turbina entró en operación en agosto de 2009.

• En agosto de 2011, la Compañía participó en el Open Season realizado por

TGP y se adjudicó la adquisición de 128 mil m3/día y 318 mil m3/día para el

2013 y 2014, respectivamente, lo que representará el 91% del consumo total de ChilcaUno en cada periodo.

(iv) Contratos relacionados a la conversión de la C.T ChilcaUno 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 subestación 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 11 y 16). La puesta en marcha de este proyecto se estima para el segundo semestre de 2013.

(v) “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 (iii) 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 septiembre 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.

(vi) “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.

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 (iii) 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 anterior 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 US$320, y una tarifa variable calculada en base a las horas equivalentes 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 (iii), y tiene vigencia por 16 años ó 100,000 horas de producción, lo que ocurra primero. La tarifa anual es 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 (v), los pagos por adelantado 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 2011 y 2010, la Compañía reconoció como activo un total de US$10,063 y US$11,879, respectivamente, correspondiente al “Inspection Hot Gas” (supervisión) de la primera y segunda unidad de la C.T ChilcaUno, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2011, el saldo en Anticipos otorgados, que corresponde al pago por estos conceptos asciende a US$12,737 (US$15,417 al 31 de diciembre de 2010). 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 3 (h)). (vii) 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 construcción de una central hidroeléctrica de aproximadamente 112 MW de potencia instalada, ubicada en el distrito de Yuracmarca, provincia de Huaylas, departamento de Áncash. 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 Perú S.A.C. y S.T.E. Energy S.p.A.

Al 31 de diciembre de 2011, el proyecto se encuentra en proceso y los desembolsos acumulados ascienden a US$74,122 los cuales se presentan como Obras en Curso en el rubro Inmuebles, maquinaria y equipo del estado de situación financiera. (viii) Contrato EPC y Contratos de Arrendamiento Financiero para el Proyecto

“Reserva Fría de Generación-Planta Ilo”

En enero de 2011, la Compañía suscribió con el Ministerio de Energía y Minas el Contrato de Concesión del proyecto “Reserva Fría de Generación - Planta Ilo”. En el marco del desarrollo e implementación del referido proyecto, la Compañía suscribió en mayo de 2011 un Contrato (“Power Generation Facilities, Engineering, Procurement and Construction Contract”) para la construcción del “Proyecto Reserva Fría de Generación – Planta Ilo” (el “Proyecto”) con General Electric International, INC., Sucursal Perú, Santos CMI, INC., Santos CMI Perú S.A. y Santos CMI S.A. La Compañía decidió financiar este proyecto mediante contratos de arrendamiento financiero con bancos locales, suscribiendo en abril de 2011 los siguientes contratos: • Contrato de Arrendamiento Financiero de Bienes suscrito con el Banco de

Crédito del Perú, por un monto de hasta U$100 millones; y • Contrato de Arrendamiento Financiero de Obras y Bienes con el BBVA Banco

Continental, por un monto de hasta U$100 millones.

Las obligaciones de EnerSur de acuerdo con estos contratos se encuentran respaldadas con una garantía (“Payment Guarantee”) otorgada por GDF SUEZ CC s.c.r.l. de Bélgica. Cabe mencionar que en el marco de este financiamiento, la Compañía suscribió con el Banco de Crédito del Perú S.A. y el BBVA Banco Continental S.A., los Acuerdos de Subordinación relacionados con el programa de bonos corporativos, el préstamo sindicado y los otros contratos de arrendamiento financiero mantenidos con dichas instituciones financieras (Nota 16). Al 31 de diciembre de 2011, el proyecto se encuentra en proceso y los desembolsos acumulados ascienden a US$55,917, los cuales se presentan como Obras en Curso en el rubro Inmuebles, maquinaria y equipo del estado de situación financiera. (ix) Regulación operativa y normas legales que afectan las actividades del

Sector Eléctrico

• Ley de Concesiones Eléctricas. • Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. • Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para

el mercado regulado. • Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. • Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. • Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico.


• 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.

• 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 2011, 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. ADOPCION DE NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACION FINANCIERA (NIIF)

Y NUEVAS NORMAS E INTERPRETACIONES EMITIDAS INTERNACIONALMENTE (a) Adopción de Normas Internacionales de Información financiera Mediante Resolución 102-2010-EF/94.01.1 de fecha 14 de octubre de 2010, la Superintendencia del Mercado de Valores (SMV antes la 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 por sus siglas en español e IFRS, por sus siglas en inglés), que emita el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por sus siglas en inglés) 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 aplican plenamente las NIIF es la información financiera auditada anual al 31 de diciembre de 2011, y se efectúa de conformidad con lo dispuesto en la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera”. Para efectos de la presentación de estos estados financieros de acuerdo con las NIIF, se consideró como fecha de transición el 1 de enero de 2010, con objeto de preparar el primer juego de los estados financieros al 31 de diciembre de 2010. Conforme a lo anterior, la información contenida en los estados financieros y notas explicativas referidas al año 2010 se presenta, a efectos comparativos, con la información similar relativa al año 2011. Esta normativa supone, con respecto a la que se encontraba en vigor al tiempo de formularse los estados financieros de la Compañía de 2010, entre otros asuntos, lo siguiente: - Cambios en las políticas contables, criterios de valoración y forma de presentación

de los estados financieros que forman parte de los estados financieros anuales, y

- Un incremento significativo en la información facilitada en la memoria de los estados financieros anuales.

En la Nota 33 a los estados financieros adjuntos, se muestra la conciliación del estado de situación financiera al 1 de enero de 2010 y al 31 de diciembre de 2010, y del estado de resultados integrales por el año terminado el 31 de diciembre de 2010 preparados

previamente de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en el Perú y los correspondientes estados financieros determinados de acuerdo con NIIF. (b) Nuevas NIIF e interpretaciones que afectan los montos reportados y sus

revelaciones en el año actual y anterior A la fecha de emisión de estos estados financieros, las siguientes normas e interpretaciones fueron emitidas y aplicadas a los periodos contables que comenzaron a partir del 1 de enero de 2010: - Enmiendas a la NIC 1 Presentación de Estados Financieros (como parte de

Mejoras a las NIIF publicadas en 2010). Las enmiendas a la NIC 1 aclaran que una entidad puede mostrar y revelar un análisis de otro resultado integral por línea en el estado de cambios en el patrimonio o en notas a los estados financieros. En el año corriente, por cada componente de patrimonio, la Compañía ha optado por presentar este análisis en una sola línea del otro resultado integral en el estado de cambios en el patrimonio. Tales enmiendas han sido aplicadas retrospectivamente; así mismo, las revelaciones en los estados financieros han sido modificadas para reflejar este cambio.

(c) Nuevas NIIF e interpretaciones que no afectaron significativamente los montos

reportados y sus revelaciones en el año actual y anterior Las siguientes normas e interpretaciones y modificaciones a las normas existentes fueron publicadas con aplicación obligatoria para los periodos contables que comenzaron a partir del 1 de enero de 2010 o periodos subsecuentes, pero no fueron relevantes para las operaciones de la Compañía: - NIC 24 Información a Revelar sobre Entidades Relacionadas (revisada en 2009).

La NIC 24 (revisada en 2009) ha sido revisada en los siguientes dos aspectos: (a) la definición de una parte relacionada; y (b) introducción de una exención parcial de los requisitos de revelación para entidades relacionadas con el gobierno. La aplicación de la definición revisada de entidades relacionadas en la NIC 24 (revisada en 2009) en el año corriente, no ha originado la identificación adicional de entidades relacionadas en relación con años anteriores.

- Enmiendas a la NIIF 3 Combinaciones de negocio. Como parte de las mejoras de las NIIF, publicadas en 2010, la NIIF 3 fue enmendada para indicar que la opción de medición en cuanto a la participación de no controladoras a la fecha de adquisición es aplicable solamente a aquellos intereses que representen propiedad real actual y que den derecho a sus titulares a una parte proporcional de los activos netos de la entidad en caso de la liquidación. Todos los otros tipos de participación de intereses no controladores son medidos al valor razonable a la fecha de adquisición, a menos que otra base de medición sea requerido por otras normas. La NIIF 3 fue enmendada para proporcionar mayor orientación en la contabilización de los pagos basados en acciones a trabajadores. En concreto la enmienda específica que las transacciones de pagos basados en acciones del adquiriente que no sean reemplazadas, deben ser medidas conforme la NIIF 2 a la fecha de adquisición. Este pronunciamiento no tuvo mayores implicaciones para la Compañía debido a la ausencia de transacciones que cataloguen como combinaciones de negocio en el año 2011.

-


- Enmiendas a la NIC 32 – Clasificación de Emisión de derechos. Las enmiendas dirigen la clasificación de cierta emisión de derechos denominados en una moneda extranjera como instrumentos de patrimonio o como pasivos financieros. Según las enmiendas, los derechos, opciones o warrants emitidos por una entidad a los titulares para adquirir un número fijo de instrumentos de patrimonio de la entidad por un periodo fijo en cualquier moneda extranjera son clasificados como instrumento de patrimonio en los estados financieros de la entidad siempre que la oferta se efectúe a prorrata a todos los propietarios existentes de la misma clase de sus instrumentos de patrimonio no derivados. Antes de las modificaciones a la NIC 32, los derechos, opciones o warrants para adquirir un número fijo de instrumentos de patrimonio de una entidad por un importe fijo en moneda extranjera eran clasificados como derivados. Las modificaciones requieren la aplicación retroactiva. El uso de las enmiendas no ha tenido ningún efecto en las cifras reportadas en el año corriente y en los años anteriores, debido a que la Compañía no ha emitido instrumentos de esta naturaleza.

- Enmiendas a la CINIIF 14 Pagos anticipados de un requerimiento mínimo de financiación. La CINIIF 14 establece cuándo los reembolsos o reducciones de futuras contribuciones deberían ser considerados como disponibles conforme al párrafo 58 de la NIC 19; cómo los requerimientos mínimos de financiación podrían afectar la disponibilidad de reducciones en aportaciones futuras; y cuándo los requerimientos mínimos de financiación podrían dar lugar a un pasivo. Las enmiendas ahora permiten el reconocimiento de un activo en la forma de pagos anticipados mínimos en la financiación de contribuciones. La aplicación de estas enmiendas no ha tenido efecto material en los estados financieros.

- CINIIF 19 Extinción de pasivos financieros con instrumentos de patrimonio. La interpretación proporciona una guía sobre la contabilización para extinción de un pasivo financiero por la emisión de instrumentos de patrimonio. En concreto, bajo la CINIIF 19 los instrumentos de patrimonio emitidos bajo estos tipos de contratos, se medirán a su valor razonable y cualquier diferencia entre el valor en libros del pasivo financiero extinguido y la consideración pagada se reconocerá en resultados. La aplicación de la CINIIF 19 no ha tenido ningún efecto sobre los importes reportados en el año actual y en años anteriores debido a que la Compañía no ha realizado ninguna transacción de esta naturaleza.

- Mejoras de las NIIF emitidas en 2010. Excepto por las enmiendas en la NIC 1 descritas anteriormente, la aplicación de las mejoras a las NIIF emitidas en 2010 no ha tenido ningún efecto material sobre los importes en los estados financieros.

(d) Nuevas NIIF e interpretaciones emitidas aplicables con posterioridad a la fecha de presentación de los estados financieros

Las siguientes normas e interpretaciones han sido publicadas con aplicación para periodos que comienzan con posterioridad a la fecha de presentación de estos estados financieros:

- Enmiendas a la NIIF 7 Revelaciones – Transferencia de activos financieros. Efectiva para periodos anuales que comienzan a partir del 1 de julio de 2011 o posteriormente. Las enmiendas a la NIIF 7 incrementan los requerimientos de revelaciones para transacciones que involucran la transferencia de activos financieros. Estas enmiendas tienen por objeto proporcionar mayor transparencia en torno a la exposición al riesgo, cuando un activo financiero es transferido pero el cedente aún conserva cierto nivel de exposición continua en el activo. Las enmiendas también requieren revelaciones cuando las transferencias de activos financieros no están distribuidas uniformemente en todo el periodo. La Gerencia estima que estas enmiendas a la NIIF 7 no tendrán un efecto significativo sobre las revelaciones de la Compañía, dada la ausencia de transacciones de este tipo en periodos previos. Sin embargo, si la Compañía realiza otro tipo de transferencias de activos financieros en el futuro, las revelaciones relacionadas a estas transferencias pueden ser afectadas.

- NIIF 9 Instrumentos Financieros. Efectiva para periodos anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2013 o posteriormente. La NIIF 9, la cual fue publicada en noviembre de 2009, introduce nuevos requerimientos para la clasificación y medición de activos financieros. La enmienda a la NIIF 9 en octubre de 2010 incluye los requerimientos para la clasificación y medición de pasivos financieros y des-reconocimiento. Las exigencias claves de la NIIF 9 son descritas a continuación: La NIIF 9 requiere que todos los activos financieros reconocidos que están dentro del alcance de la NIC 39 Instrumentos financieros: Reconocimiento y medición sean medidos posteriormente a su costo amortizado o valor razonable. En concreto, las inversiones en instrumentos de deuda que se llevan a cabo dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo sea captar flujos de efectivo contractuales, y que cuyos flujos de efectivo contractuales correspondan exclusivamente a pagos de principal e intereses sobre capital, son generalmente medidos a su costo amortizado en periodos subsiguientes de la fecha de cierre. El efecto más significativo de la NIIF 9 en relación a la clasificación y medición de los pasivos financieros se refiere a la contabilización de cambios en el valor razonable de un pasivo financiero atribuible a cambios en el riesgo de crédito de ese pasivo. En concreto, bajo la NIIF 9, para los pasivos financieros que están designados a valor razonable con cambios en resultados, el importe del cambio en el valor razonable del pasivo financiero, que sea atribuible a cambios en el riesgo de crédito del pasivo, es presentado en otros resultados integrales, a menos de que el reconocimiento de los efectos del cambio de riesgo de crédito del pasivo en otros resultados integrales origine o incremente un desajuste en la utilidad o pérdida. Los cambios en el valor razonable atribuibles al riesgo de crédito de un pasivo financiero no se reclasifican posteriormente al estado de resultados integrales. Anteriormente, bajo la NIC 39, el importe de variación en el valor razonable del pasivo financiero designado a valor razonable con cambios en resultados era presentado en el estado de resultados integrales. La NIIF 9 es efectiva para periodos anuales que inician con posterioridad al 1 de enero de 2013, y su aplicación anticipada está permitida. La Gerencia estima que la NIIF 9 se adoptará en los estados financieros para el periodo anual que comenzará


el 1 de enero de 2013, y que su aplicación no tendría un impacto significativo en las cifras reportadas correspondiente a los activos financieros y pasivos financieros de la Compañía.

- NIIF 12 Revelaciones de Intereses en Otras Entidades. Efectiva para periodos anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2013 o posteriormente. La NIIF 12 es una norma de revelación aplicable a entidades que tienen intereses en filiales, acuerdos conjuntos, sociedades y/o entidades con estructura no consolidada. En general, las exigencias en la NIIF 12 en temas de revelación son más exigentes que las normas vigentes.

- NIC 28 (revisada en 2011) Inversiones en Asociadas y Negocios Conjuntos. Efectiva para periodos anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2013 o posteriormente. La NIC 28 contiene requerimientos de registro para inversiones en asociadas y describe los requisitos para la aplicación del método patrimonial cuando se registra las inversiones en asociadas y negocios conjuntos. La Gerencia estima que estas últimas dos normas relacionadas entre sí no tendrían un impacto significativo sobre las cifras reportadas en los estados financieros. En opinión de la Gerencia no habría impacto como resultado de la aplicación de estas normas.

- NIIF 13 Medición del Valor Razonable. Efectiva para periodos anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2013 o posteriormente. La NIIF 13 establece un único recurso de guía para determinar el valor razonable y las revelaciones sobre la medición del valor razonable. La norma define el valor razonable, establece un marco para la medición el valor razonable y requiere revelaciones sobre la medición del valor razonable. El alcance de la NIIF 13 es amplio ya que se aplica tanto a instrumentos financieros, como a los no financieros para los cuales otras NIIF requieren o permiten medir a valor razonable y revelaciones sobre la medición del valor razonable, excepto en circunstancias específicas. En general los requerimientos de la NIIF 13 son más extensos que los exigidos en las normas actuales. Por ejemplo, información cualitativa y cuantitativa sobre la base de la jerarquía del valor razonable de los tres niveles que en la actualidad requiere los instrumentos financieros solo bajo NIIF 7 Instrumentos Financieros: información a revelar, se extenderá por la NIIF 13 para cubrir todos los activos y pasivos dentro de su alcance. La NIIF 13 es efectiva para periodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2013 o posterior, permitiéndose su aplicación anticipada. La Gerencia prevé que la NIIF 13 se adoptará en los estados financieros para el periodo anual que comenzará el 1 de enero de 2013, y que la aplicación de la nueva norma no afectaría de manera significativa las cifras reportadas en los estados financieros y revelaciones.

- Enmiendas a la NIC 1 - Presentación de elementos de otros resultados integrales. Efectiva para periodos anuales que comienzan a partir del 1 de julio de 2012 o posteriormente. Las enmiendas a la NIC 1 mantienen la opción de presentar el estado de resultados y otros resultados integrales en un solo estado o en dos estados separados pero consecutivos. Sin embargo la enmienda a la NIC 1 requiere revelaciones adicionales que deben estar en la sección de otros resultados integrales

de tal manera que estos elementos se agrupen en dos categorías: (a) elementos que no serán reclasificados posteriormente al estado de resultados y (b) elementos que serán reclasificados posteriormente al estado de resultados cuando ciertas condiciones específicas se cumplan. El impuesto sobre la renta sobre elementos de otros resultados integrales es requerido para ser asignado a la misma base. Las enmiendas a la NIC 1 son efectivas para los periodos anuales que comiencen a partir del 1 de julio de 2012 o posteriormente. La presentación de elementos de otros resultados integrales serán modificados en consecuencia cuando las enmiendas sean aplicadas en los futuros períodos contables.

- Enmiendas a NIC 12 - Impuesto a las ganancias diferido - Recupero de activos. Efectiva para períodos anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2012 o posteriormente. Las modificaciones a la NIC 12, establecen una excepción a los principios generales de la NIC 12, en cuanto a que la medición de los activos y pasivos diferidos deben reflejar las consecuencias fiscales que se derivarían de la forma en que la entidad espera recuperar el importe en libros de un activo. En concreto, bajo las enmiendas, las propiedades de inversión que se miden usando el método del valor razonable de acuerdo con la NIC 40 Propiedades de inversión, se presume que son recuperados a través de la venta para los efectos de medición de los impuestos diferidos, a menos que la presunción sea refutada en ciertas circunstancias. Las modificaciones a la NIC 12 son efectivas para los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2012. En opinión de la Gerencia, no habría impacto de significativo como resultado de la aplicación de las enmiendas.

- NIC 19 (revisada en 2011) Beneficios a los trabajadores. Efectiva para períodos anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2013 o posteriormente. Las enmiendas a la NIC 19 modifican la contabilización de planes de beneficios definidos y beneficios por terminación. El cambio más significativo se refiere a la contabilización de los cambios en las obligaciones de beneficios definidos y plan de activos. Las enmiendas requieren el reconocimiento de los cambios en las obligaciones por beneficios definidos y en el valor razonable de los planes de activos cuando se producen, y por lo tanto eliminan el tratamiento intermedio permitido por la versión anterior de la NIC 19, y aceleran el reconocimiento de los costos de servicios pasados. Las modificaciones requieren que todas las ganancias y pérdidas actuariales sean reconocidas en otros resultados integrales a fin que los activos de pensiones neto o pasivo reconocido en el estado de posición financiera refleje el valor total del plan déficit o superávit. Las modificaciones a la NIC 19 son efectivas para los períodos que comiencen a partir del 1 de enero de 2013 y permite la aplicación anticipada retrospectiva con ciertas excepciones. En opinión de la Gerencia no habría impacto de significativo como resultado de la aplicación de las enmiendas.

3. POLITICAS CONTABLES SIGNIFICATIVAS Las políticas contables significativas utilizadas por la Compañía en la preparación y presentación de sus estados financieros son las siguientes:


(a) Declaración de cumplimiento y bases de preparación y presentación Los estados financieros se preparan y presentan de acuerdo con 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. En la preparación y presentación de los estados financieros de 2011 y 2010, la Compañía ha observado el cumplimiento de las Normas e Interpretaciones antes mencionadas. (b) Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas La información contenida en estos estados financieros es responsabilidad de la Junta Directiva y Gerencia de la Compañía. Para la elaboración de los mismos, se han utilizado ciertas estimaciones realizadas para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos, gastos y compromisos que figuran registrados en ellos, con base en la experiencia y otros factores relevantes. Los resultados finales podrían variar de dichas estimaciones. Estas estimaciones son revisadas sobre una base continua. Las modificaciones a los estimados contables son reconocidos de forma prospectiva, contabilizándose los efectos del cambio en los correspondientes estados de resultados del año en que se efectúan las revisiones correspondientes. Las estimaciones y sus fuentes de incertidumbre consideradas más importantes para la elaboración de los estados financieros de la Compañía se refieren a: - Estimaciones para la compra de energía y potencia. - Estimaciones para la energía y potencia entregada no facturada. - Vida útil asignada a propiedad, planta y equipo. - Valores razonables, clasificación y riesgos de los activos y pasivos financieros. - Valor razonable de instrumentos financieros derivados. - Determinación del impuesto a la renta diferido. - Determinación de moneda funcional. - Estimaciones por contingencias.

(c) Moneda funcional y 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 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 resultados integrales.

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 N° 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 2011, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.371 (US$0.356 al 31 de diciembre de 2010) por S/.1.00. (d) Cuentas por cobrar comerciales

Las cuentas por cobrar comerciales se registran a su valor nominal y están presentadas netas de estimación por deterioro, 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 estado de situación financiera. El monto de la estimación se reconoce con cargo a los resultados del período y los recuperos posteriores con crédito a los resultados del período en el que las condiciones que originaron su reconocimiento son superadas. Los criterios básicos para dar de baja las cuentas por cobrar deterioradas contra dicha cuenta de valuación son los siguientes: (a) agotamiento de la gestión de cobranza, incluyendo ejecución de garantías; y (b) dificultades financieras del deudor que evidencien la imposibilidad de hacer efectiva la cobranza de la cuenta por cobrar. (e) 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.


El valor neto realizable es el precio de venta estimado en el curso normal del negocio, menos los costos estimados para poner las existencias en condición de venta y realizar su comercialización. 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 período en que ocurren tales reducciones. (f) 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 activos y pasivos financieros son reconocidos inicialmente a su valor razonable más los costos de transacción directamente atribuibles a la compra o emisión de los mismos, excepto para aquellos clasificados a su valor razonable con cambios en resultados, los cuales son inicialmente reconocidos a su valor razonable y cuyos costos de transacción directamente atribuibles a su adquisición o emisión, son reconocidos inmediatamente en la utilidad o pérdida del período. Activos financieros Los activos financieros mantenidos por la Compañía corresponden principalmente a préstamos y partidas por cobrar. Los activos financieros originados por la propia empresa tales como cuentas por cobrar comerciales, préstamos y otras cuentas por cobrar no derivados con pagos fijos o determinables, que surgen a cambio de suministrar efectivo, bienes o servicios directamente a un deudor son clasificados como préstamos y partidas a cobrar. Estas partidas son registradas al costo amortizado utilizando el método del tipo de interés efectivo menos cualquier pérdida acumulada por deterioro de valor reconocida. Los ingresos por intereses son reconocidos utilizando la tasa de interés efectiva, excepto para aquellas cuentas por cobrar a corto plazo en las que su reconocimiento se considera no significativo. Pasivos financieros Los pasivos financieros y los instrumentos de patrimonio se clasifican conforme al contenido de los acuerdos contractuales pactados y teniendo en cuenta la sustancia económica del contrato. Un instrumento de patrimonio es un contrato que representa una participación residual en el patrimonio de la Compañía una vez deducidos todos sus pasivos. La Compañía no mantiene pasivos financieros al valor razonable con cambios en resultados ni pasivos financieros mantenidos para negociar. Los pasivos financieros comprenden: cuentas por pagar comerciales, otras cuentas por pagar y obligaciones financieras corrientes y no corrientes, los que son valuados con posterioridad a su

reconocimiento inicial a su costo amortizado utilizando el método del tipo de tasa de interés efectiva, reconociendo en resultados los intereses devengados a lo largo del período correspondiente. 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 resultados, se reconocerá en los resultados del ejercicio. En el caso de los pasivos financieros registrados al costo amortizado, se reconocen las ganancias o pérdidas en el resultado del ejercicio por el tiempo transcurrido. (g) 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 estado de situación financiera 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 ganancia o pérdida, en el estado de resultados integrales. Dichos 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. (h) Propiedades, planta y equipo

Propiedades, planta y equipo se presentan al costo neto de depreciación acumulada, excepto para el caso de ciertos activos que, de acuerdo con la opción permitida por la NIIF 1, han sido valuados a su valor razonable al 1 de enero de 2010 (fecha de transición). 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. 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 propiedades, planta y equipo, son reconocidos como tal en el momento de su adquisición. Las ganancias o pérdidas resultantes de la venta o retiro de una partida de propiedades, planta y equipo se determina como la diferencia entre el producto de la venta y el valor en libros del activo, las cuales son reconocidas en la ganancia o pérdida del período en el momento en que la venta se considera realizada. Los trabajos en curso representan activos en construcción y se registran al costo. El costo de estos activos en proceso incluye honorarios profesionales y, para activos que califican, costos por préstamos obtenidos. Tales activos son posteriormente reclasificados a su categoría de propiedades, planta y equipos una vez concluido el proceso de construcción o adquisición, y los mismos están listos para su uso previsto. Estos activos son depreciados a partir de ese momento de manera similar al resto de las propiedades. La depreciación de determinados activos se calcula con base en el método de línea recta sobre la vida útil restante estimada por la Compañía y para el caso de los activos presentados a valor razonable en base a la vida útil determinada por los tasadores independientes. 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. La depreciación anual se reconoce como gasto o costo de otro activo, y se calcula considerando las siguientes vidas útiles estimadas para los diversos rubros:

Las estimaciones sobre la vida útil, valores residuales, de ser el caso, y el método de depreciación se revisan periódicamente para asegurar que el método y el período de depreciación sean consistentes con el patrón previsto de beneficios económicos de las partidas de inmuebles, maquinaria y equipos. (i) Arrendamiento

Los arrendamientos son clasificados como arrendamientos financieros cuando los términos del contrato transfieren sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad del activo arrendado. Todos los demás arrendamientos son clasificados como arrendamientos operativos. Para contratos que califican como arrendamientos financieros en donde la Compañía actúa como arrendatario, los bienes arrendados son inicialmente reconocidos como activos de la Compañía al menor entre su valor razonable o el valor presente de los pagos

Años

Edificios y otras construcciones Entre 3 y 40 años

Maquinarias y equipos Entre 3 y 33 años

Unidades de transporte Entre 5 y 17 años

Muebles y enseres Entre 5 y 12 años

Equipos diversos y de cómputo Entre 4 y 15 años

mínimos del arrendamiento, al comienzo del plazo del mismo. Los bienes así registrados se deprecian por el método de línea recta en base a la vida útil estimada para bienes similares propios. La depreciación anual se reconoce como gasto o costo de otro activo. El cargo financiero se distribuye entre los ejercicios comprendidos en el plazo del arrendamiento. Las obligaciones correspondientes se reconocen como un pasivo. Los pagos de este tipo de arrendamientos se dividen en dos partes que representan, respectivamente, las cargas financieras y la reducción del pasivo correspondiente. La carga financiera total se distribuye entre los períodos que constituyen el plazo del arrendamiento, de manera de obtener una tasa de interés constante en cada período, sobre el saldo de la deuda pendiente de amortización. Los pagos contingentes se cargan como gastos en los períodos en los que se incurren. Los pagos derivados de contratos de arrendamientos operativos en donde la Compañía actúa como arrendatario se reconocen como gasto de forma lineal, durante el transcurso del plazo del arrendamiento, salvo aquellos en los que resulte más representativa otra base sistemática de asignación para reflejar más adecuadamente el patrón de los beneficios del arrendamiento. Los pagos contingentes se cargan como gastos en los períodos en los que se incurren. 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 resultados integrales. (j) Costos de financiamiento

Los costos de financiamiento se reconocen como gasto en el período 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. (k) 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.






Las partes y repuestos importantes que la Compañía espera utilizar durante más de un período y que están vinculados a un elemento de propiedades, planta y equipo, son reconocidos como tal en el momento de su adquisición. Las ganancias o pérdidas resultantes de la venta o retiro de una partida de propiedades, planta y equipo se determina como la diferencia entre el producto de la venta y el valor en libros del activo, las cuales son reconocidas en la ganancia o pérdida del período en el momento en que la venta se considera realizada. Los trabajos en curso representan activos en construcción y se registran al costo. El costo de estos activos en proceso incluye honorarios profesionales y, para activos que califican, costos por préstamos obtenidos. Tales activos son posteriormente reclasificados a su categoría de propiedades, planta y equipos una vez concluido el proceso de construcción o adquisición, y los mismos están listos para su uso previsto. Estos activos son depreciados a partir de ese momento de manera similar al resto de las propiedades. La depreciación de determinados activos se calcula con base en el método de línea recta sobre la vida útil restante estimada por la Compañía y para el caso de los activos presentados a valor razonable en base a la vida útil determinada por los tasadores independientes. 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. La depreciación anual se reconoce como gasto o costo de otro activo, y se calcula considerando las siguientes vidas útiles estimadas para los diversos rubros:

Las estimaciones sobre la vida útil, valores residuales, de ser el caso, y el método de depreciación se revisan periódicamente para asegurar que el método y el período de depreciación sean consistentes con el patrón previsto de beneficios económicos de las partidas de inmuebles, maquinaria y equipos. (i) Arrendamiento

Los arrendamientos son clasificados como arrendamientos financieros cuando los términos del contrato transfieren sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad del activo arrendado. Todos los demás arrendamientos son clasificados como arrendamientos operativos. Para contratos que califican como arrendamientos financieros en donde la Compañía actúa como arrendatario, los bienes arrendados son inicialmente reconocidos como activos de la Compañía al menor entre su valor razonable o el valor presente de los pagos

Años

Edificios y otras construcciones Entre 3 y 40 años

Maquinarias y equipos Entre 3 y 33 años

Unidades de transporte Entre 5 y 17 años

Muebles y enseres Entre 5 y 12 años

Equipos diversos y de cómputo Entre 4 y 15 años








(l) Pérdida por deterioro

La Compañía revisa periódicamente los importes en libros de sus activos tangibles e intangibles para determinar si existen indicios de que dichos activos hayan sufrido una pérdida por deterioro de valor. Si existe cualquier indicio, el importe recuperable del activo se calcula con el objeto de determinar el alcance de la pérdida por deterioro de valor (si la hubiera). Donde no es posible estimar el valor recuperable de un activo individual, la Compañía estima el valor recuperable de la unidad generadora de efectivo a la que pertenece el activo. Donde se identifica una base consistente y razonable de distribución, los activos comunes son también distribuidos a las unidades generadoras de efectivo individuales o, en su defecto, al grupo más pequeño de unidades generadoras de efectivo para el cual se identifica una base consistente y razonable de distribución. El valor recuperable es el mayor valor entre el valor razonable menos el costo de venderlo y el valor de uso. El valor de uso se determina con base en los futuros flujos de efectivo estimados descontados a su valor actual, utilizando una tasa de descuento antes de impuestos, que refleja las valoraciones actuales del mercado con respecto al valor del dinero en el tiempo y los riesgos específicos del activo. Si se estima que el importe recuperable de un activo (o una unidad generadora de efectivo) es inferior a su importe en libros, el importe en libros del activo (unidad generadora de efectivo) se reduce a su importe recuperable. Inmediatamente se reconoce una pérdida por deterioro de valor como gasto. Una pérdida por deterioro de valor se puede revertir posteriormente y registrarse como ingresos en la utilidad del período, hasta el monto en que el valor en libros incrementado no supere el valor en libros que se habría sido determinado de no haberse reconocido ninguna pérdida por deterioro de valor para el activo (unidad generadora de efectivo) en años anteriores. (m) Provisiones

Las provisiones se reconocen solo 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 estado de situación financiera. 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. (n) Pasivos y activos contingentes Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, solo 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, solo se revelan en nota a los estados financieros cuando es probable que producirá un ingreso 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, 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. (o) Beneficios a los trabajadores Los beneficios a empleados y trabajadores incluyen, entre otros, beneficios a los empleados a corto plazo, tales como sueldos, salarios y aportaciones a la seguridad social, ausencias remuneradas anuales, ausencias remuneradas por enfermedad, y participación en ganancias e incentivos, si se pagan dentro de los doce meses siguientes al final del período. Estos beneficios se reconocen contra la utilidad o pérdida del período cuando el trabajador ha desarrollado los servicios que les otorgan el derecho a recibirlos. Las obligaciones correspondientes a pagar se presentan como parte de los otros pasivos. (p) 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. (q) 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. (r) Impuesto a las ganancias Los impuestos sobre las ganancias, tanto corrientes como diferidos, son reconocidos como gasto o ingreso, e incluidos en la determinación de la ganancia o pérdida neta del ejercicio, excepto si tales impuestos se relacionan con partidas reconocidas en otros resultados integrales o directamente en patrimonio, en cuyo caso, el impuesto sobre la renta corriente o diferido es también reconocido en otros resultados integrales o directamente en patrimonio, respectivamente.


El impuesto a las ganancias corriente se determina aplicando la tasa de impuesto establecida en la legislación fiscal vigente sobre la renta neta gravable del ejercicio. El impuesto a las ganancias corriente se reconoce como gasto del período. El pasivo por impuesto a las ganancias diferido se reconoce por todas las diferencias temporarias 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 temporarias que le dieron origen, serán reversadas. El activo por impuesto a las ganancias diferido se reconoce por las diferencias temporarias deducibles que surgen al comparar 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 suficiente renta gravable contra la cual pueda aplicar las diferencias temporarias que reviertan. El pasivo y activo se miden a la tasa de impuesto a las ganancias que se espera aplicar a las ganancias gravable en el año en que este pasivo sea liquidado o el activo sea realizado, usando la tasa de impuesto a las ganancias promulgada o sustancialmente promulgada en la fecha del estado de situación financiera. (s) Ganancia por acción La ganancia básica por acción común ha sido calculada dividiendo la ganancia 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 ganancia diluida por acción común es igual a la ganancia básica por acción común. (t) 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 sujetos a riesgos significativos de cambios en su valor.

4. INSTRUMENTOS Y RIESGOS FINANCIEROS Categorías de instrumentos financieros Los activos y pasivos financieros de la Compañía se componen de:

Riesgos Financieros Durante el curso normal de sus operaciones, la compañía se encuentra expuesta a una variedad de 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 su desempeño financiero. 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 2011, la Compañía presenta una posición pasiva neta de S/.288,488 (S/.269,568 al 31 de diciembre de 2010), 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 18). Al 31 de diciembre de 2011, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.371 (US$0.356 al 31 de diciembre de 2010) por S/.1.00, y se resumen como sigue:

2 0 1 1 2 0 1 0 1 /1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0A C T IVO S F IN A N C IE R O S :

Partidas a cobrar (incluyendo efectivo

y equivalentes de efectivo) 67,037 90,896 87,799

Instrumentos derivados en relaciones

designadas de cobertura 5,043 - 2,459

T o tal 7 2 ,0 8 0 9 0 ,8 9 6 9 0 ,2 5 8

P A S IVO S F IN A N C IE R O S :

Al costo amortizado 459,725 341,100 367,591


designadas de cobertura - 4,334 -

T o tal 4 5 9 ,7 2 5 3 4 5 ,4 3 4 3 6 7 ,5 9 1


El impuesto a las ganancias corriente se determina aplicando la tasa de impuesto establecida en la legislación fiscal vigente sobre la renta neta gravable del ejercicio. El impuesto a las ganancias corriente se reconoce como gasto del período. El pasivo por impuesto a las ganancias diferido se reconoce por todas las diferencias temporarias 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 temporarias que le dieron origen, serán reversadas. El activo por impuesto a las ganancias diferido se reconoce por las diferencias temporarias deducibles que surgen al comparar 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 suficiente renta gravable contra la cual pueda aplicar las diferencias temporarias que reviertan. El pasivo y activo se miden a la tasa de impuesto a las ganancias que se espera aplicar a las ganancias gravable en el año en que este pasivo sea liquidado o el activo sea realizado, usando la tasa de impuesto a las ganancias promulgada o sustancialmente promulgada en la fecha del estado de situación financiera. (s) Ganancia por acción La ganancia básica por acción común ha sido calculada dividiendo la ganancia 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 ganancia diluida por acción común es igual a la ganancia básica por acción común. (t) 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 sujetos a riesgos significativos de cambios en su valor.

4. INSTRUMENTOS Y RIESGOS FINANCIEROS Categorías de instrumentos financieros Los activos y pasivos financieros de la Compañía se componen de:

Riesgos Financieros Durante el curso normal de sus operaciones, la compañía se encuentra expuesta a una variedad de 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 su desempeño financiero. 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 2011, la Compañía presenta una posición pasiva neta de S/.288,488 (S/.269,568 al 31 de diciembre de 2010), 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 18). Al 31 de diciembre de 2011, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.371 (US$0.356 al 31 de diciembre de 2010) por S/.1.00, y se resumen como sigue:

2 0 1 1 2 0 1 0 1 /1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0A C T IVO S F IN A N C IE R O S :

Partidas a cobrar (incluyendo efectivo

y equivalentes de efectivo) 67,037 90,896 87,799


designadas de cobertura 5,043 - 2,459

T o tal 7 2 ,0 8 0 9 0 ,8 9 6 9 0 ,2 5 8

P A S IVO S F IN A N C IE R O S :

Al costo amortizado 459,725 341,100 367,591


designadas de cobertura - 4,334 -

T o tal 4 5 9 ,7 2 5 3 4 5 ,4 3 4 3 6 7 ,5 9 1


Por el año terminado el 31 de diciembre de 2011, la Compañía ha registrado ganancia por diferencia en cambio de US$10,915 (US$3,775 por el año terminado el 31 de diciembre de 2010) y pérdida por diferencia en cambio de US$8,305 (US$5,427 por el año terminado el 31 de diciembre de 2010) (Notas 24 y 25). Los porcentajes de devaluación (revaluación) del nuevo sol en relación con el dólar estadounidense, calculados en base al tipo de cambio de oferta y demanda – venta publicada por la SBS, y los porcentajes de inflación (deflación), según el Índice de Precios al por Mayor a Nivel Nacional (IPM), por los años terminados el 31 de diciembre de 2011 y 2010, fueron como sigue:

A continuación presentamos un resumen donde se demuestran los efectos en los resultados antes del impuesto a las ganancias de la Compañía, de una variación razonable en los tipos de cambio en moneda extranjera, manteniendo constantes todas las demás variables:

2 0 1 1 2 0 1 0

S /.0 0 0 S /.0 0 0

Activos:

Efectivo y equivalentes de efectivo 49,945 42,036

Cuentas por cobrar comerciales 55,206 59,570

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas 31 31

Otras cuentas por cobrar 631 594

T o tal 1 0 5 ,8 1 3 1 0 2 ,2 3 1

Pasivos:

Cuentas por pagar comerciales 19,114 23,797

Otras cuentas por pagar y provisiones 51,057 25,177

Obligaciones financieras 324,130 322,825

T o tal 3 9 4 ,3 0 1 3 7 1 ,7 9 9

P o sició n pasiva neta (2 8 8 ,4 8 8 ) (2 6 9 ,5 6 8 )

D evaluació n In flació n

A ño (revaluació n ) (deflació n )

% %

2011 (3,99) 6,26

2010 (2,84) 4,57

(ii) Riesgo de precios La Compañía está expuesta a riesgos comerciales provenientes de cambios en los precios de los combustibles, que es necesario para la producción, los mismos que son cubiertos a través de licitaciones internacionales de compras anuales de carbón y de flete. Con respecto a los precios de la energía a comercializar, la Gerencia no espera que estos varíen de manera desfavorable en forma significativa en el futuro.

(iii) 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 2011 y 2010, 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 18). El endeudamiento de corto y largo plazo a tasa fija y variable representa el 98.16 % y el 1.84 % respectivamente del total de la deuda financiera al 31 de diciembre de 2011 (86.79 % y 13.21% al 31 de diciembre de 2010).

(iv) 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.

E fecto en la

A umento /d isminució n utilidad an tes del

en el tipo de cambio impuesto a la ren ta

U S $ 0 0 0

2 0 1 1

U.S. Dólares / Nuevos soles 5.00% (5,352)

U.S. Dólares / Nuevos soles -5.00% 5,352

2 0 1 0




Por el año terminado el 31 de diciembre de 2011, la Compañía ha registrado ganancia por diferencia en cambio de US$10,915 (US$3,775 por el año terminado el 31 de diciembre de 2010) y pérdida por diferencia en cambio de US$8,305 (US$5,427 por el año terminado el 31 de diciembre de 2010) (Notas 24 y 25). Los porcentajes de devaluación (revaluación) del nuevo sol en relación con el dólar estadounidense, calculados en base al tipo de cambio de oferta y demanda – venta publicada por la SBS, y los porcentajes de inflación (deflación), según el Índice de Precios al por Mayor a Nivel Nacional (IPM), por los años terminados el 31 de diciembre de 2011 y 2010, fueron como sigue:

A continuación presentamos un resumen donde se demuestran los efectos en los resultados antes del impuesto a las ganancias de la Compañía, de una variación razonable en los tipos de cambio en moneda extranjera, manteniendo constantes todas las demás variables:

2 0 1 1 2 0 1 0

S /.0 0 0 S /.0 0 0

Activos:

Efectivo y equivalentes de efectivo 49,945 42,036

Cuentas por cobrar comerciales 55,206 59,570

Cuentas por cobrar a entidades relacionadas 31 31

Otras cuentas por cobrar 631 594

T o tal 1 0 5 ,8 1 3 1 0 2 ,2 3 1

Pasivos:

Cuentas por pagar comerciales 19,114 23,797

Otras cuentas por pagar y provisiones 51,057 25,177

Obligaciones financieras 324,130 322,825

T o tal 3 9 4 ,3 0 1 3 7 1 ,7 9 9

P o sició n pasiva neta (2 8 8 ,4 8 8 ) (2 6 9 ,5 6 8 )

D evaluació n In flació n

A ño (revaluació n ) (deflació n )

% %

2011 (3,99) 6,26

2010 (2,84) 4,57

(ii) Riesgo de precios La Compañía está expuesta a riesgos comerciales provenientes de cambios en los precios de los combustibles, que es necesario para la producción, los mismos que son cubiertos a través de licitaciones internacionales de compras anuales de carbón y de flete. Con respecto a los precios de la energía a comercializar, la Gerencia no espera que estos varíen de manera desfavorable en forma significativa en el futuro.

(iii) 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 2011 y 2010, 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 18). El endeudamiento de corto y largo plazo a tasa fija y variable representa el 98.16 % y el 1.84 % respectivamente del total de la deuda financiera al 31 de diciembre de 2011 (86.79 % y 13.21% al 31 de diciembre de 2010).

(iv) 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.

E fecto en la

A umento /d isminució n utilidad an tes del

en el tipo de cambio impuesto a la ren ta

U S $ 0 0 0

2 0 1 1



2 0 1 0




Con respecto a las cuentas por cobrar comerciales por venta de energía y potencia, la Compañía cuenta, al 31 de diciembre de 2011, con 15 clientes libres que representan un 52.59% de los ingresos totales que incluyen venta de energía eléctrica, potencia, entre otros (16 clientes libres que representaban un 48.32% de los ingresos totales al 31 de diciembre de 2010) y 5 contratos con clientes regulados que representan un 34.18% de los ingresos totales (8 contratos con clientes regulados que representaban un 30.94% de los ingresos totales al 31 de diciembre de 2010). La concentración significativa de riesgo de crédito se origina por 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 el Perú y una de las empresas más grandes del país. 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. A continuación se presenta un análisis de los pasivos financieros de la Compañía clasificados según vencimiento, considerando el período restante para llegar a su vencimiento a partir de la fecha del estado de situación financiera:

La Gerencia también se asegura de que no exista una alta concentración de vencimientos de deuda en un mismo período, reduciendo así el riesgo de refinanciamiento.

S in

M eno s d e E ntre 1 E ntre 2 M ás d e Vencim iento

1 año y 2 año s y 5 año s 5 año s E sp ecífico T o talU S$000 U S$000 U S$000 U S$000 U S$000 U S$000

Al 31 d e d iciem b re d e 2011Obligaciones financieras 43,705 33,525 92,487 229,388 - 399,105 Cuentas por pagar comerciales 32,097 - - - - 32,097 Cuentas por pagar a entidades relacionadas 239 - - - - 239 Otras cuentas por pagar y provisiones 27,696 - - - 588 28,284

Total 103,737 33,525 92,487 229,388 588 459,725

Al 31 d e d iciem b re d e 2010Obligaciones financieras 42,631 13,705 81,488 162,906 - 300,730 Cuentas por pagar comerciales 21,978 - - - - 21,978 Cuentas por pagar a entidades relacionadas 1,365 - - - - 1,365 Otras cuentas por pagar y provisiones 16,466 - - - 561 17,027

T o tal 82,440 13,705 81,488 162,906 561 341,100

(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. La Compañía monitorea su capital sobre la base del ratio de apalancamiento. Este ratio se calcula dividiendo la deuda neta entre el patrimonio. 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:

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 de 2011 entre la utilidad operativa sumada a la depreciación y amortización de los últimos 12 meses (EBITDA).

2 0 1 1 2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Obligaciones financieras 399,105 300,730 Menos: Efectivo y equivalente de efectivo (21,646) (49,621)

Deuda neta 377,459 251,109

Total patrimonio 323,037 258,615

T o tal cap ital 7 0 0 ,4 9 6 5 0 9 ,7 2 4

R atio apalancamiento 0 .5 3 9 0 .4 9 3


El ratio de cobertura de deuda es como sigue:

(a) No se incluyen los contratos de arrendamiento financiero del Proyecto “Reserva fría en Ilo Peaky”, por tratarse de una deuda subordinada (Nota 16).

(d) Valor razonable de instrumentos financieros

La Gerencia estima que los valores en libros de los instrumentos financieros de la Compañía (activos y pasivos corrientes) al 31 de diciembre de 2011 y 2010 no difieren significativamente de sus valores razonables debido a su vencimiento en el corto plazo. En el caso de las deudas a largo plazo, la Gerencia considera que el valor en libros es similar a su valor razonable debido a que devengan intereses equivalentes a las tasas vigentes en el mercado. Los instrumentos financieros derivados que mantiene la Compañía al 31 de diciembre 2011 y 2010 han sido medidos a su valor razonable (Nota 18).

5. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

Este rubro comprende: (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.

2 0 1 1 2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Obligaciones financieras (a) 348,599 300,730

Ganancia operativa 135,519 130,030

Más: Depreciación y amortización 34,232 31,830

EBITDA 169,751 161,860

R atio de co bertu ra de deuda 2 .0 5 4 1 .8 5 8

2011 2010 01/01 /2010U S $000 U S $000 U S $000

Caja y cuentas corrientes (a) 7,185 10,085 8,616 Depósitos a plazo (b) 14,461 39,536 15,911

To tal 21 ,646 49 ,621 24 ,527

(b) Los depósitos a plazo vencen entre 16 y 52 días (entre 5 y 30 días al 31 de diciembre de 2010), y generan intereses a una tasa anual promedio de 4.02% en 2011 (1.78% en 2010).

6. CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES, NETO

Este rubro comprende:

(a) La antigüedad de las cuentas por cobrar comerciales, sin considerar la energía y

potencia entregada no facturada, es como sigue:

(b) 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 2011 y 2010 fue facturada y cobrada en enero de 2012 y enero de 2011, respectivamente.

(c) El movimiento en la estimación por deterioro de cuentas por cobrar fue como sigue:

2011 2010 01/01 /2010U S $000 U S $000 U S $000

Facturas (a) 20,506 23,436 18,584Energía y potencia entregada no facturada (b) 22,469 18,405 36,549Estimación por deterioro de cuentas por cobrar (c) (13) (1,090) (16)

To tal 42 ,962 40 ,751 55 ,117

2011 2010 01/01 /2010U S $000 U S $000 U S $000

Saldos iniciales 1,090 16 16 Aumentos - 1,074 - Disminuciones (1,077) - -

S aldos finales 13 1 ,090 16

2011 2010 01/01 /2010U S $000 U S $000 U S $000

Dentro de los plazos de vencimiento 20,457 22,263 17,171 Vencidas más de 30 días 49 1,173 1,413

To tal 20 ,506 23 ,436 18 ,584


El ratio de cobertura de deuda es como sigue:

(a) No se incluyen los contratos de arrendamiento financiero del Proyecto “Reserva fría en Ilo Peaky”, por tratarse de una deuda subordinada (Nota 16).

(d) Valor razonable de instrumentos financieros

La Gerencia estima que los valores en libros de los instrumentos financieros de la Compañía (activos y pasivos corrientes) al 31 de diciembre de 2011 y 2010 no difieren significativamente de sus valores razonables debido a su vencimiento en el corto plazo. En el caso de las deudas a largo plazo, la Gerencia considera que el valor en libros es similar a su valor razonable debido a que devengan intereses equivalentes a las tasas vigentes en el mercado. Los instrumentos financieros derivados que mantiene la Compañía al 31 de diciembre 2011 y 2010 han sido medidos a su valor razonable (Nota 18).

5. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

Este rubro comprende: (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.

2 0 1 1 2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Obligaciones financieras (a) 348,599 300,730

Ganancia operativa 135,519 130,030

Más: Depreciación y amortización 34,232 31,830

EBITDA 169,751 161,860

R atio de co bertu ra de deuda 2 .0 5 4 1 .8 5 8

2011 2010 01/01 /2010U S $000 U S $000 U S $000

Caja y cuentas corrientes (a) 7,185 10,085 8,616 Depósitos a plazo (b) 14,461 39,536 15,911

To tal 21 ,646 49 ,621 24 ,527

(b) Los depósitos a plazo vencen entre 16 y 52 días (entre 5 y 30 días al 31 de diciembre de 2010), y generan intereses a una tasa anual promedio de 4.02% en 2011 (1.78% en 2010).

6. CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES, NETO


(a) La antigüedad de las cuentas por cobrar comerciales, sin considerar la energía y

potencia entregada no facturada, es como sigue:

(b) 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 2011 y 2010 fue facturada y cobrada en enero de 2012 y enero de 2011, respectivamente.

(c) El movimiento en la estimación por deterioro de cuentas por cobrar fue como sigue:

2011 2010 01/01 /2010U S $000 U S $000 U S $000

Facturas (a) 20,506 23,436 18,584Energía y potencia entregada no facturada (b) 22,469 18,405 36,549Estimación por deterioro de cuentas por cobrar (c) (13) (1,090) (16)

To tal 42 ,962 40 ,751 55 ,117

2011 2010 01/01 /2010U S $000 U S $000 U S $000

Saldos iniciales 1,090 16 16 Aumentos - 1,074 - Disminuciones (1,077) - -

S aldos finales 13 1 ,090 16

2011 2010 01/01 /2010U S $000 U S $000 U S $000

Dentro de los plazos de vencimiento 20,457 22,263 17,171 Vencidas más de 30 días 49 1,173 1,413

To tal 20 ,506 23 ,436 18 ,584


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 2011 y 2010.

7. SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS

Los saldos por cobrar y por pagar a entidades relacionadas fueron como sigue:

(a) Los saldos por cobrar y por pagar a entidades 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.

2011 2010 01/01/2010US$000 US$000 US$000

Por cobrar no comerciales: Bahía Las Minas S.A. - 84 4 GDF Suez Energy Perú S.A. (b) 28 27 27 Egasur S.A. 10 10 10 Otras menores - 4 62

T o tal 3 8 1 2 5 1 0 3

Por pagar comerciales (Nota 13): GDF Suez Energy Perú S.A. (b) 202 1,262 379 Leme Engenharia Ltda. - 76 - GDF Suez 33 22 - GDF Suez University S.A. 4 5

T o tal 2 3 9 1 ,3 6 5 3 7 9

(c) Las principales transacciones con entidades relacionadas comprenden:

Durante 2011 y 2010 se realizaron pagos por dividendos por US$24,405 y por US$44,155 respectivamente.

(d) Remuneraciones de la plana gerencial y directores

Las remuneraciones y/o compensaciones pagadas durante el año 2011 y 2010 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 US$2,234 y US$1,876, respectivamente. Las remuneraciones pagadas a Directores en 2011 ascienden a US$45 (US$30 en 2010).

8. OTRAS CUENTAS POR COBRAR


2 0 1 1 2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Compra de carbón a Electrabel N.V. 4,353 27,239

Servicios de ingeniería de proyecto Quitaracsa - LEME 3,366 -

Servicio de asesoría y consultoría recibido de GSEP 700 2,423

Rembolso de gastos GSEP 142 - Servicios prestados por asistencia administrativa y alquiler de oficina a GSEP 270 270 Compra de proyectos a GSEP 897 -

Compra de camionetas a GSEP 67 -

Servicios de asesoría proyecto de reconversión de carbón a Bahía Las Minas S.A. 23 -

Venta de repuestos a Bahía Las Minas 8 -

Traspaso de proyectos de GSEP a EnerSur - 472

Servicio para capacitación al personal por GDF SUEZ University - 151

Servicio a GDF SUEZ CENTRAL AMERICA por capacitaciones - 10

Venta de activo fijo a GSEP - 27

2011 2010 01/01/2010US$000 US$000 US$000

Anticipos a proveedores 1,866 - - Saldo a favor por impuesto a la renta - - 7,835 Otras cuentas por cobrar 525 399 217

T o tal 2 ,3 9 1 3 9 9 8 ,0 5 2


9. SUMINISTROS Y COMBUSTIBLES Este rubro comprende:

El movimiento en la estimación por deterioro de suministros y combustibles fue como sigue:

En opinión de la Gerencia, al 31 de diciembre de 2011 y 2010, no es necesario constituir estimación por deterioro de suministros y combustibles.

10. GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO


2011 2010 01/01/2010

US$000 US$000 US$000

Suministros y repuestos 12,524 12,188 10,068

Combustibles y carbón 27,424 14,150 14,806

Combustibles por recibir 6,096 565 5,497

T o tal 4 6 ,0 4 4 2 6 ,9 0 3 3 0 ,3 7 1

2 0 1 1 2 0 1 0 0 1 /0 1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Saldo inicial - - -

Aumentos 229 14 64

Bajas por destrucción (229) (14) (64)

T o tal - - -

Largo Largo Largo

Corriente Plazo Corriente Plazo Corriente Plazo

US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000

Derecho de Usufructo y Aportes Sociales (Nota 1 (c)) 3,949 21,043 3,949 17,598 3,949 14,012

Costos de financiamiento 85 382 85 516 85 841

Seguros 1,343 - 904 - 1,325 -

Otros 1,888 - 144 1,430 842 -

T o tal 7 ,2 6 5 2 1 ,4 2 5 5 ,0 8 2 1 9 ,5 4 4 6 ,2 0 1 1 4 ,8 5 3

2011 2010 01/01/2010


(a) Las propiedades, planta y equipos netos clasificados por Centrales de Generación

Eléctrica al 31 de diciembre 2011 y 2010 son como sigue:

(b) Las propiedades, planta y equipos incluyen activos adquiridos bajo arrendamientos

financieros, de la siguiente forma:

(c) El gasto por depreciación del ejercicio ha sido registrado en los siguientes rubros del estado de resultados integrales:

(d) 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 16), la que empezó a operar en junio de 2007. El costo de los activos adquiridos para la construcción de este activo ascendió a US$47,357 y se encuentran contabilizados en sus respectivas cuentas. La depreciación acumulada de este activo es de US$16,366 (US$14,913 al 31 de diciembre de 2010).

ChilcaUno Ilo1 Ilo2 Yuncán Total

US$000 US$000 US$000 US$000 US$000

Al 31.12.2010 231,349 24,529 168,781 5,166 429,825

Al 31.12.2011 298,526 23,790 166,541 4,853 493,710

Edificios 3,25 y 40 66,447 66,447 10,793 Maquinarias y equipos 15,25 y 30 70,063 70,063 144,569

136,510 136,510 155,362 Menos – depreciación acumulada (54,085) (45,565) (44,921)T o tal 8 2 ,4 2 5 9 0 ,9 4 5 1 1 0 ,4 4 1

1 /1 /2 0 1 0 U S $ 0 0 0

A ño s de vida ú til

2 0 1 1 U S $ 0 0 0

2 0 1 0 U S $ 0 0 0

Notas 2011 2010US$000 US$000

Costo de venta de energía eléctrica 21 31,330 29,293 Gastos de administración 22 793 702 T o tal 3 2 ,1 2 3 2 9 ,9 9 5

(e) En diciembre de 2007 la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento financiero para financiar la tercera unidad de la misma central (Notas 1 y 16), la que empezó a operar en agosto de 2009. El costo de los activos adquiridos para la construcción de este activo ascendió a US$82,517, y se encuentran contabilizados en sus respectivas cuentas. La depreciación acumulada de este activo es de US$11,664 (US$6,474 al 31 de diciembre de 2010). Los costos de financiamiento capitalizados ascendieron a US$4,109 (US$4,109 al 31 de diciembre de 2010).

(f) En junio de 2010 la Compañía suscribió un contrato de arrendamiento financiero para financiar el Proyecto Ciclo Combinado (Notas 1 y 16), 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 2011, el valor en libros de los desembolsos efectuados para la construcción de este activo asciende a US$107,651, los cuales se encuentran contabilizados como Obras en curso. Los costos de financiamiento capitalizados ascendieron a US$12,475 (US$5,883 al 31 de diciembre de 2010).

(g) En enero de 2011 la Compañía suscribió un contrato de arrendamiento financiero para financiar el Proyecto Reserva Fría (Notas 1 y 16), para la construcción y operación de una central termoeléctrica dual ubicada en Ilo, con una capacidad aproximada de 400 MW (+/- 15%), que tendrá por objeto asegurar la disponibilidad de potencia y energía en el Sistema Interconectado Eléctrico Nacional, para enfrentar situaciones de emergencia en el abastecimiento o por eficiencia. Al 31 de diciembre de 2011, el valor en libros de los desembolsos efectuados para la construcción de este activo asciende a US$55,917 los cuales se encuentran contabilizados como Obras en curso. Los costos de financiamiento capitalizados ascendieron a US$4,712.

(h) De acuerdo con las políticas establecidas por la Gerencia, al 31 de diciembre de

2011 la Compañía tiene contratadas pólizas de seguros contra todo riesgo, que le permiten asegurar sus principales activos hasta por una suma asegurada de US$601,136. Adicionalmente, la Compañía cuenta con un seguro por Lucro Cesante en caso de pérdidas económicas producto de daños a las centrales por un monto US$390,353. 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.


12. OTROS ACTIVOS, NETO El movimiento en el costo y en amortización acumulada de otros activos fue como sigue:

(a) Las tasas de amortización son como sigue (expresadas en porcentajes):

3

4,35

33,33

100

Costo de Proyecto C.T. Ilo21

Software

Derechos Contrato Yuncán

Otros

D erecho s C o stoco ntrato d e p ro yecto

Yuncán (b ) C .T . Ilo 21

U S$000 U S$000

Costo:

Sald o s al 1 d e enero d e 2010 54,389 500 2,350 4,595 561 62,395

Adiciones - - 244 1,924 1,628 3,796

Otros cambios - - - 1,189 - 1,189

Sald o s al 31 d e d iciem b re d e 2010 54,389 500 2,594 7,708 2,189 67,380

Adiciones - - 325 7,543 2,444 10,312

Retiros - - - - (35) (35)

Otros cambios - - 23 - - 23


Amortización:

Sald o s al 1 d e enero d e 2010 7,856 220 2,223 - 588 10,887

Adiciones 1813 21 371 - 504 2,709

Otros cambios - - - - 12 12

Sald o s al 31 d e d iciem b re d e 2010 9,669 241 2,594 - 1,104 13,608

Adiciones 1,813 23 273 - - 2,109


Costo neto:

Sald o s al 1 d e enero d e 2010 46,533 280 127 4,595 (27) 51,508

Sald o s al 31 d e d iciem b re d e 2010 44,720 259 - 7,708 1,085 53,772

Sald o s al 31 d e d iciem b re d e 2011 42,907 236 75 15,251 3,495 61,964

P ro yecto Q uitaracsa

U S$000

O tro s U S$000

T o tal U S$000

So ftware U S$000

(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) 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 Áncash. Los desembolsos incurridos al 31 de diciembre de 2011 en el Proyecto Quitaracsa corresponden a estudios de ingeniería y factibilidad, así como los relacionados a la concesión adquirida.

Asimismo, un total aproximado de US$7,543 corresponden a la construcción de la ejecución de carreteras dentro de la municipalidad provincial de Yuracmarca y la municipalidad de Huaylas, las cuales permitirán a la Compañía acceder a la Central Hidroeléctrica Quitaracsa.

(d) El gasto por amortización del ejercicio ha sido registrado en los siguientes rubros del

estado de resultados:

13. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES


N o tas 2 0 1 1 2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Costo de venta de energía eléctrica 20 1,868 2,171 Gastos de administración 21 241 538 T o tal 2 ,1 0 9 2 ,7 0 9

2 0 1 1 2 0 1 0 1 /1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Facturas y provisiones 32,097 21,978 17,566

Empresas relacionadas (Nota 7) 239 1,365 379

T o tal 3 2 ,3 3 6 2 3 ,3 4 3 1 7 ,9 4 5


12. OTROS ACTIVOS, NETO El movimiento en el costo y en amortización acumulada de otros activos fue como sigue:

(a) Las tasas de amortización son como sigue (expresadas en porcentajes):

3

4,35

33,33

100

Costo de Proyecto C.T. Ilo21

Software

Derechos Contrato Yuncán

Otros

D erecho s C o stoco ntrato d e p ro yecto

Yuncán (b ) C .T . Ilo 21

U S$000 U S$000

Costo:

Sald o s al 1 d e enero d e 2010 54,389 500 2,350 4,595 561 62,395

Adiciones - - 244 1,924 1,628 3,796

Otros cambios - - - 1,189 - 1,189


Adiciones - - 325 7,543 2,444 10,312

Retiros - - - - (35) (35)

Otros cambios - - 23 - - 23


Amortización:

Sald o s al 1 d e enero d e 2010 7,856 220 2,223 - 588 10,887

Adiciones 1813 21 371 - 504 2,709

Otros cambios - - - - 12 12


Adiciones 1,813 23 273 - - 2,109


Costo neto:

Sald o s al 1 d e enero d e 2010 46,533 280 127 4,595 (27) 51,508

Sald o s al 31 d e d iciem b re d e 2010 44,720 259 - 7,708 1,085 53,772

Sald o s al 31 d e d iciem b re d e 2011 42,907 236 75 15,251 3,495 61,964

P ro yecto Q uitaracsa

U S$000

O tro s U S$000

T o tal U S$000

So ftware U S$000

(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) 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 Áncash. Los desembolsos incurridos al 31 de diciembre de 2011 en el Proyecto Quitaracsa corresponden a estudios de ingeniería y factibilidad, así como los relacionados a la concesión adquirida.

Asimismo, un total aproximado de US$7,543 corresponden a la construcción de la ejecución de carreteras dentro de la municipalidad provincial de Yuracmarca y la municipalidad de Huaylas, las cuales permitirán a la Compañía acceder a la Central Hidroeléctrica Quitaracsa.

(d) El gasto por amortización del ejercicio ha sido registrado en los siguientes rubros del

estado de resultados:

13. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES


N o tas 2 0 1 1 2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Costo de venta de energía eléctrica 20 1,868 2,171 Gastos de administración 21 241 538 T o tal 2 ,1 0 9 2 ,7 0 9

2 0 1 1 2 0 1 0 1 /1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Facturas y provisiones 32,097 21,978 17,566

Empresas relacionadas (Nota 7) 239 1,365 379

T o tal 3 2 ,3 3 6 2 3 ,3 4 3 1 7 ,9 4 5


Las cuentas por pagar comerciales están denominadas en nuevos soles y dólares estadounidenses, son de vencimiento corriente, no generan intereses y no tienen garantías específicas. El vencimiento de las cuentas por pagar comerciales es como sigue:

14. BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS Este rubro comprende:

15. OTRAS CUENTAS POR PAGAR


2 0 1 1 2 0 1 0 1 /1 /2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Dentro de los plazos de vencimiento 30,425 23,013 17,651

Vencidas 1,911 330 330

T o tal 3 2 ,3 3 6 2 3 ,3 4 3 1 7 ,9 8 1

2 0 1 1 2 0 1 0 1 /1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Remuneraciones y vacaciones 2,917 1,675 1,595

Participaciones a los trabajadores 3,683 5,446 2,287

Aportes previsionales y de seguridad social:

AFP 108 80 73

ESSALUD 78 60 54

Otros beneficios a los empleados 1,063 102 97

T o tal 7 ,8 4 9 7 ,3 6 3 4 ,1 0 6

2 0 1 1 2 0 1 0 1 /1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Tributos 4,691 4,028 8,092

Intereses por pagar sobre bonos y préstamos bancarios 6,583 2,252 660

Diversas 15 15 458

T o tal 1 1 ,2 8 9 6 ,2 9 5 9 ,2 1 0

16. OBLIGACIONES FINANCIERAS Este rubro comprende:

(a) Los préstamos bancarios corresponden a pagarés en dólares estadounidenses

otorgados por entidades bancarias locales para financiar capital de trabajo y serán canceladas en el mes de abril de 2012 por US$10,000 (préstamo con el BCP) y el mes de julio de 2012 por US$20,000 (préstamo con el Scotiabank). Devengan intereses anuales a la tasa de 1.7400% y 2.20% respectivamente.

(b) Bonos Corporativos:

Los recursos captados fueron destinados a prepagar 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. A continuación se detallan las características de cada emisión de bonos corporativos:

Larg o Larg o Larg o

C o rriente p lazo C o rriente p lazo C o rriente p lazo

U S$000 U S$000 U S$000 U S$000 U S$000 U S$000

Préstamos bancarios (a) Abril/Julio 2012 30,000 - - - 30,000 - Bonos (b) Ver acápite (b) - 169,787 - 164,967 - 122,093

Prestamo Sindicado (c) Junio 2015 10,000 25,000 10,000 35,000 10,000 45,000

Arrendamientos Financieros (d) Ver acápite (d) 3,705 161,833 32,631 60,387 32,604 39,982

43,705 356,620 42,631 260,354 72,604 207,075

Ajuste al costo amortizado - (1,220) - (2,255) - (3,507)

T o tal 43,705 355,400 42,631 258,099 72,604 203,568

2011 2010 01/01/2010

Vencim iento


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 18).

(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 de 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.

2011 2010U S$000 U S$000

Primera Emisión por (en miles) S/.120,700

30/11/2007 30/11/2017 6.8125% (interés anual fijo en

nuevos soles)

44,787 42,984 41,794

Segunda Emisión por (en miles) S/.84,105


nuevos soles)

31,208 29,953 29,122

Tercera Emisión por (en miles) US$10,000


dólares)

10,000 10,000 10,000

Cuarta Emisión por (en miles) US$15,000


dólares)

15,000 15,000 15,000

Quinta Emisión por (en miles) S/.75,600


nuevos soles)

28,052 26,923 26,177

Sexta Emisión por (en miles) US$25,000


nuevos soles)

25,000 25,000 -

Setima Emisión por (en miles) S/.42,420


nuevos soles)

15,740 15,107 -

T o tal o b lig acio nes a valo r no m inal 169,787 164,967 122,093

B o no s Vencim iento T asa d e Interés

Sald o s al 31 d e d iciem b re01/01/10 U S$000

Inicio

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 18).

(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 de 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.

2011 2010U S$000 U S$000

Primera Emisión por (en miles) S/.120,700


nuevos soles)

44,787 42,984 41,794

Segunda Emisión por (en miles) S/.84,105


nuevos soles)

31,208 29,953 29,122

Tercera Emisión por (en miles) US$10,000


dólares)

10,000 10,000 10,000

Cuarta Emisión por (en miles) US$15,000


dólares)

15,000 15,000 15,000

Quinta Emisión por (en miles) S/.75,600


nuevos soles)

28,052 26,923 26,177

Sexta Emisión por (en miles) US$25,000


nuevos soles)

25,000 25,000 -

Setima Emisión por (en miles) S/.42,420


nuevos soles)

15,740 15,107 -

T o tal o b lig acio nes a valo r no m inal 169,787 164,967 122,093

B o no s Vencim iento T asa d e Interés

Sald o s al 31 d e d iciem b re01/01/10 U S$000

Inicio


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. Para el financiamiento del Proyecto “Reserva Fría de Generación-Planta Ilo”, la Compañía suscribió en abril de 2011 los siguientes Contratos de Arrendamiento Financiero (Nota 1): (i) Contrato de Arrendamiento Financiero de Bienes suscrito con el Banco de

Crédito del Perú, por un monto de hasta US$100 millones; y (ii) Contrato de Arrendamiento Financiero de Obras y Bienes suscrito con el Banco

Continental, por un monto de hasta US$100 millones. Las obligaciones de estos contratos se encuentran respaldadas con una garantía (“Payment Guarantee”) otorgada por GDF SUEZ CC s.c.r.l. de Bélgica. Cabe mencionar que en el marco de este financiamiento, la Compañía suscribió con el BCP y el BBVA, los Acuerdos de Subordinación relacionados con el programa de bonos corporativos, el préstamo sindicado y los otros contratos de arrendamiento financiero mantenidos con dichas instituciones financieras.

(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:

• 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 2011 y 2010.

17. PATRIMONIO

(a) Capital social Al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de diciembre de 2010 el capital social está representado por 199’970,023 acciones comunes, de S/.1.00 de valor nominal cada una (equivalente a US$0.371), autorizadas, emitidas y pagadas. Al 31 de diciembre de 2011, la estructura de participación accionaria de la Compañía fue como sigue:

Al 31 de diciembre de 2011 la cotización bursátil (en la Bolsa de Valores de Lima) por acción fue de S/.16.00 (S/.22.50 al 31 de diciembre de 2010). Las acciones de la Compañía son comunes y todas tienen el mismo derecho a voto.

T o tal de

A ccio n istas P articipació n%

Suez-Tractebel S.A. 61.73 IN-FONDO 2 5.72 Rímac Internacional Cia. de Seguros 5.08

Otros (298 accionistas) 27.47 T o tal 1 0 0 .0 0 1 9 9 ,9 7 0 ,0 2 3

54,930,511

10,168,348 11,427,914

123,443,250

N úmero de accio nes


(b) 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 US$48,000 con el monto de 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. (c) Otras reservas de capital - 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 2011 y 2010 la reserva legal ha alcanzado el monto equivalente a la quinta parte del capital.

(d) Resultados acumulados

(d.1) Marco regulatorio

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. (d.2) Distribución de dividendos En septiembre de 2010, la Junta General de Accionistas aprobó por unanimidad modificar la política de dividendos de la Compañía y acordó, 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 2011 y 2010 se pagaron dividendos por US$24,405 y US$44,154 como sigue:

18. 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:

F echa del A cuerdo

de D irecto rio o Junta

O b ligato ria A nual

de A ccio n istas

2 0 1 1 :

15 de marzo Saldo ejercicio 2010 11,040 0.0552

15 de noviembre Adelanto ejercicio 2011 13,365 0.0668

T o tal 2 4 ,4 0 5

2 0 1 0 :

23 de marzo Saldo ejercicio 2009 30,878 0.154409 de diciembre A cuenta ejercicio 2010 13,276 0.0664

T o tal 4 4 ,1 5 4

E jercicioD ividendo

T o tal U S $ 0 0 0

D ividendo po r A cció n

C o mún U S $ 0 0 0

Bonos Monto de Tasa de Monto Tasa de Tipo de Institución Financiera (Nota 16) emisión interés pactado interés Cambio

S/.000 US$000 Fijado

Citibank Primera emisión 120,700 6.8125% 40,000 5.7550% 3.0175

Citibank Segunda emisión 84,105 7.1875% 29,973 6.1690% 2.8060

BBVA Banco Continental Quinta emisión 75,600 6.8750% 25,117 5.3750% 3.0099 BBVA Banco Continental Séptima emisión 42,420 7.5938% 15,043 5.9738% 2.8199

Swaps


La ganancia generada en los cross currency swaps liquidados durante 2011 fue de US$1,928 (US$1,411 en 2010) y se presenta en el rubro Ingresos financieros del estado de resultados integrales (Nota 24). Préstamo Sindicado En enero de 2009 para cubrirse de las fluctuaciones de la tasa de interés establecida para el Préstamo Sindicado - LIBOR (Nota 16(c)) ascendente a 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 2011, la pérdida generada por las liquidaciones de este instrumento financiero derivado ascendió a US$716 (US$871 en 2010) y se presenta en el rubro Gastos financieros del estado de resultados integrales (Nota 25). Resultados no realizados por instrumentos financieros derivados Al 31 de diciembre de 2011, los resultados no realizados por instrumentos financieros derivados incluyen el valor razonable de los instrumentos financieros de US$5,043 el ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de US$9,421, neto del impuesto a la renta diferido de US$1,314 (Nota 27). Al 31 de diciembre de 2010, los resultados no realizados por instrumentos financieros derivados incluyen el valor razonable de los instrumentos financieros de US$4,334, el ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de US$4,600, neto del impuesto a la renta diferido de US$2,680 (Nota 27).

19. GANANCIA NETA DEL AÑO

La ganancia neta del año de la Compañía incluye los siguientes saldos deudores al cierre de cada año:

2 0 1 1 2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Depreciación de propiedades, planta y equipos (Nota 11) 32,123 29,995

Amortización de otros activos (Nota 12) 2,109 2,709

34,232 32,704

Pérdidas por deterioro de valor de activos financieros:

Cuentas por cobrar (Nota 6) - 1,074

B eneficio s a empleado s 1 6 ,1 6 8 1 5 ,6 5 1

20. VENTAS NETAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Las ventas de energía eléctrica comprenden:

21. COSTO DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Costo de ventas de energía eléctrica comprende:

2 0 1 1 2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Ventas de energía 267,679 262,631

Ventas de potencia 93,908 90,818

Ventas de peaje 29,555 21,931

Compensaciones COES (135) 12,104

Compensaciones D.U. N° 049 21,979 6,189

Otros ingresos 3,723 5,236

T o tal 4 1 6 ,7 0 9 3 9 8 ,9 0 9

2 0 1 1

U S $ 0 0 0

Consumo de combustibles 140,796

Compra de energía, potencia, peaje 51,956

Cargas de personal 14,863

Consumo de suministros y repuestos 4,169

Derecho de usufructo y aporte social 3,949

Aporte 1 % Empresas Eléctricas 3,658

Mantenimiento de equipos industriales 4,170

Otros gastos de generación 8,739

Provisiones del ejercicio:

Depreciación 31,330

Amortización 1,868

Otros 724

T o tal 2 6 6 ,2 2 2

U S $ 0 0 0

2 0 1 0

3,817

3,949

3,695

13,208

29,388

172,468

2 7 1 ,4 9 6

3,842

9,163

29,293

2,171

502


La ganancia generada en los cross currency swaps liquidados durante 2011 fue de US$1,928 (US$1,411 en 2010) y se presenta en el rubro Ingresos financieros del estado de resultados integrales (Nota 24). Préstamo Sindicado En enero de 2009 para cubrirse de las fluctuaciones de la tasa de interés establecida para el Préstamo Sindicado - LIBOR (Nota 16(c)) ascendente a 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 2011, la pérdida generada por las liquidaciones de este instrumento financiero derivado ascendió a US$716 (US$871 en 2010) y se presenta en el rubro Gastos financieros del estado de resultados integrales (Nota 25). Resultados no realizados por instrumentos financieros derivados Al 31 de diciembre de 2011, los resultados no realizados por instrumentos financieros derivados incluyen el valor razonable de los instrumentos financieros de US$5,043 el ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de US$9,421, neto del impuesto a la renta diferido de US$1,314 (Nota 27). Al 31 de diciembre de 2010, los resultados no realizados por instrumentos financieros derivados incluyen el valor razonable de los instrumentos financieros de US$4,334, el ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de US$4,600, neto del impuesto a la renta diferido de US$2,680 (Nota 27).

19. GANANCIA NETA DEL AÑO

La ganancia neta del año de la Compañía incluye los siguientes saldos deudores al cierre de cada año:

2 0 1 1 2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Depreciación de propiedades, planta y equipos (Nota 11) 32,123 29,995

Amortización de otros activos (Nota 12) 2,109 2,709

34,232 32,704

Pérdidas por deterioro de valor de activos financieros:

Cuentas por cobrar (Nota 6) - 1,074

B eneficio s a empleado s 1 6 ,1 6 8 1 5 ,6 5 1

20. VENTAS NETAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Las ventas de energía eléctrica comprenden:

21. COSTO DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Costo de ventas de energía eléctrica comprende:

2 0 1 1 2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Ventas de energía 267,679 262,631

Ventas de potencia 93,908 90,818

Ventas de peaje 29,555 21,931

Compensaciones COES (135) 12,104

Compensaciones D.U. N° 049 21,979 6,189

Otros ingresos 3,723 5,236

T o tal 4 1 6 ,7 0 9 3 9 8 ,9 0 9

2 0 1 1

U S $ 0 0 0

Consumo de combustibles 140,796

Compra de energía, potencia, peaje 51,956

Cargas de personal 14,863

Consumo de suministros y repuestos 4,169

Derecho de usufructo y aporte social 3,949

Aporte 1 % Empresas Eléctricas 3,658

Mantenimiento de equipos industriales 4,170

Otros gastos de generación 8,739


Depreciación 31,330

Amortización 1,868

Otros 724

T o tal 2 6 6 ,2 2 2

U S $ 0 0 0

2 0 1 0

3,817

3,949

3,695

13,208

29,388

172,468

2 7 1 ,4 9 6

3,842

9,163

29,293

2,171

502


22. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN Gastos de administración comprende:

23. OTROS INGRESOS Otros ingresos comprende:

(a) En enero de 2011 se hizo efectivo el reembolso por el monto de US$54 por un

siniestro ocurrido en el año 2003 por concepto de derrame de petróleo. Por otro lado en el año 2010, 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 US$11,254 haciéndose efectivo el reembolso en dicho mes.

2 0 1 1 2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Cargas de personal 10,129 8,158

Servicios prestados por terceros 4,733 4,378

Servicios de asistencia administrativa, financiera y técnica 700 2,423

Tributos 422 582

Cargas diversas de gestión 1,015 913


Depreciación 793 702

Amortización 241 538

Otros 374 328

T o tal 1 8 ,4 0 7 1 8 ,0 2 2

2 0 1 1 2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Recuperación por cobranza dudosa (Nota 6) 1,077 -

Reversión de provisiones de años anteriores (Nota 30) - 2,514

Reembolso por Seguros (a) 54 11,254

Acuerdo por transferencia de Ducto (b) - 5,000

Otros ingresos 699 895

T o tal 1 ,8 3 0 1 9 ,6 6 3

(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 de US$1,500, cuyo costo neto el libros ascendía a US$105. La ganancia neta en venta de activos se presenta en el estado de resultados integrales. Además, la Compañía recibió US$5,000 como compensación adicional por el uso que Cálidda hará de “la infraestructura” para prestar el servicio a terceros.

24. INGRESOS FINANCIEROS

Ingresos financieros comprende:

25. GASTOS FINANCIEROS Gastos financieros comprende:

2 0 1 1 2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Diferencia en cambio neta 2,610 -

Ganancia por instrumentos financieros derivados (Nota 18) 1,928 1,411

Intereses de depósitos a plazo 606 258

Otros ingresos financieros 542 610

Intereses en depósitos bancarios 154 92

T o tal 5 ,8 4 0 2 ,3 7 1

2 0 1 1 2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Intereses de bonos 11,440 8,687

Intereses de préstamos 3,095 4,328

Pérdida por instrumentos financieros derivados (Nota 18) 716 871

Otros gastos financieros 421 225

Diferencia en cambio neta - 1,652

Impuesto a las transacciones financieras - 512

T o tal 1 5 ,6 7 2 1 6 ,2 7 5


26. IMPUESTO A LAS GANANCIAS (a) Régimen tributario del impuesto a la renta

(i) Tasas del impuesto

De conformidad con el Decreto Legislativo N° 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%. 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; y gastos de cargo de accionistas, que son asumidos por la persona jurídica. Las personas jurídicas no domiciliadas en el 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 S/.6,000, y hubieran efectuado transacciones con partes vinculadas en un monto superior a 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 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 Compañía está realizando el ETP correspondiente al año 2011. 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. En opinión de la Gerencia, no resultarán pasivos de importancia para los estados financieros al 31 de diciembre de 2011 y 2010, en relación a los precios de transferencia.

(ii) Modificaciones significativas al Impuesto a la Renta

Al 31 de diciembre de 2011 no se han promulgado nuevas normas que representen cambios importantes en el Impuesto a las Ganancias a partir del 1 de enero de 2012.

(a) El gasto por impuesto a las ganancias comprende:

(c) El gasto por impuesto a las ganancias corriente corresponde al impuesto por pagar, calculado aplicando una tasa de 30% sobre la renta gravable, después de deducir la participación de los trabajadores que se determina aplicando un porcentaje de 5%.

(d) Situación tributaria

Las declaraciones juradas del impuesto a la renta de los años 2008 al 2010 y la que se presentara por el ejercicio 2011, 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 2011 y 2010.

2011 2010

US$000 US$000

Impuesto a la renta corriente (acápite (c)) 37,339 31,042

Impuesto diferido (Nota 27) 820 4,473

T o tal 3 8 ,1 5 9 3 5 ,5 1 5


(e) Conciliación de la tasa efectiva del impuesto a las ganancias es como sigue: La conciliación de la tasa efectiva del impuesto a las ganancias de 30.82% al 31 de diciembre de 2011 (30.58% al 31 de diciembre de 2010) con la tasa de impuesto a la renta de 30%, es como sigue:

(f) Impuesto a las ganancias por recuperar y por pagar Los saldos deudores y acreedores con la Administración Tributaria relacionados con el impuesto a las ganancias son los siguientes:

U S$000 % U S$000 %

Utilidad antes de impuesto a las ganancias 123,796 100.00 116,126 100.00

Impuesto a las ganancias calculado según tasa

tributaria 37,139 30.00 34,838 30.00

Efecto tributario sobre adiciones y deducciones:

Gastos no deducibles 959 0.76 1,612 1.39

Otros ajustes 61 0.06 (935) (0.80)

38,159 30.82 35,515 30.58

2011 2010

Im p uesto a las g anancias co rriente y d iferid o seg ún tasa efectiva co m b inad a

2 0 1 1 2 0 1 0 1 /1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

P O R R E C U P E R A R :

55 -

Impuesto a las ganancias pagado en exceso - - 7,835

55 - 7,835

P O R P A G A R :

Impuesto a las ganancias por pagar 8,613 2,808 -

8,613 2,808 -

Impuesto a las ganancias retenido por compensar

27. PASIVO POR IMPUESTO A LAS GANANCIAS DIFERIDO El movimiento en el pasivo neto por impuesto a las ganancias diferido y las diferencias temporales que le dieron origen al 31 de diciembre de 2011 y 2010, fueron como sigue:

28. GANANCIA NETA POR ACCIÓN

La utilidad básica por acción común ha sido calculada dividiendo la ganancia 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 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 ganancia básica por acción común resulta como sigue:

29. TRANSACCIONES NO MONETARIAS Y ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO

Las actividades de inversión y financiamiento que no generaron desembolsos de efectivo, y que afectaron activos y pasivos para los años terminados el 31 de diciembre, se resumen de la siguiente forma:

Saldo Resultados Resultados Saldo Resultados Resultados Saldo

inicial del ejercicio acumulados final del ejercicio acumulados final

US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000

Pasivo:

Tasa de depreciación y amortiza -

ción menor que la tributaria 56,144 4,505 60,649 762 - 61,411

Instrumentos financieros derivado 207 - (207) - - -

Activo:

Instrumentos financieros derivado - - (2,680) (2,680) - 1,366 (1,314)

Otros 696 (32) 664 58 - 722

Pasivo , neto 57,047 4,473 (2,887) 58,633 820 1,366 60,819

2010 2011

Adiciones/ Recuperos Adiciones/ Recuperos

2 0 1 1 2 0 1 0

Ganancia neta atribuible a los accionistas comunes 85,636 80,611

(en miles de US$)

199,970,023 199,970,023

G anancia básica y d ilu ida po r acció n co mún 0 .4 2 8 0 .4 0 3

Promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante el periodo

2 0 1 1 2 0 1 0U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

105,151

Capitalización de anticipos otorgados 12,737 11,879

53,006 Adquisición de propiedades, planta y equipos a través de arrendamientos financieros


30. COMPROMISOS

(a) Al cierre del 31 de diciembre de 2011, la Compañía mantiene los siguientes contratos vigentes:

(b) Asimismo, la Compañía ha firmado los siguientes acuerdos que tendrán vigencia desde el año 2012:

• Con fecha 27 de septiembre de 2011, suscribió con Xstrata Tintaya S.A. un Contrato de Suministro de Energía y Potencia, para suministrar energía y potencia que requiera para satisfacer sus requerimientos hasta el límite de la máxima demanda comprometida en dicho contrato, en el punto de suministro denominado Barra 220 KV de la Nueva Subestación, Cotaruse (proyecto minero Las Bambas) y Xstrata se obligó a comprar a la Compañía la energía y potencia que este le suministre. Dicho contrato tendrá una vigencia de 10 años y 10 meses contados a partir del inicio el consumo efectivo (15 de diciembre de 2012), cabe mencionar que dicho contrato representa aproximadamente un consumo de 150 MW.

C lientes reg ulad o sD uració n d el

co ntrato

Inicio d e v ig encia d el

co ntrato

F echa d e term inació n

H o ra p unta (M W )

H o ra fuera d e p unta

(M W )

C o ntrato s Licitació n (2008 - 2012)

Edelnor S.A.A. (I Convocatoria - EDLN) 4 años 01/01/2008 31/12/2011 65.04 65.04

Edelnor S.A.A. (II Convocatoria - EDLN) 4 años 01/01/2008 31/12/2011 90.00 90.00

ElectroDunas S.A.A. (I Convocatoria - LDS) 5 años 01/01/2008 31/12/2012 49.99 49.99

Edecañete S.A. (I Convocatoria - LDS) 4 años 01/01/2009 31/12/2012 9.39 9.39

Luz del Sur S.A.A. (I Convocatoria - LDS) 3 años y 3 meses 01/10/2009 31/12/2012 275.51 275.51

ElectroSur Este 26 meses 01/11/2011 31/12/2013 45.36 45.36

C lientes lib res

Southern Perú Copper Corporation 20 años 18/04/1997 17/04/2017 205.00 205.00

Quimpac S.A. 16 años 01/07/2004 30/06/2020 18.00 56.00

PANASA 13 años 01/06/2007 30/06/2020 12.00 12.00

Empresa Minera Los Quenuales S.A. 7 años 01/08/2005 31/12/2012 21.50 21.50

Minera Bateas S.A.C. 10 años 01/02/2007 31/01/2017 3.50 3.50

Compañía Minera San Juan (Perú) 10 años 01/04/2007 31/03/2017 5.00 5.00

Compañia Minera Raura S.A. 5 años 01/05/2007 30/04/2012 2.00 2.00

Compañía Universal Textil S.A. 5 años 01/04/2008 31/03/2013 3.35 4.20

Alicorp S.A.A. 5 años 01/04/2008 31/03/2013 5.50 14.10

Industrias del Espino S.A. 5 años 01/04/2008 31/03/2013 1.65 1.90

Textil Piura S.A. 5 años 01/04/2008 31/03/2013 1.00 9.00

Universidad de Lima 5 años 01/05/2008 30/04/2013 2.80 3.00

Xstrata Tintaya S.A. 10 años 01/05/2008 30/04/2018 31.00 31.00

Manufactura Record S.A. 5 años 01/07/2008 30/06/2013 0.25 1.30

Compañía Minera Santa Luisa 5 años 01/06/2011 31/05/2016 1.00 4.00

Po tencia co ntratad a

• Con fecha 25 de noviembre de 2010, PROINVERSIÓN adjudicó a la Compañía la concesión del Proyecto “Reserva Fría de Generación – Planta Ilo” para la construcción y operación de una central termoeléctrica dual ubicada en Ilo, con una capacidad aproximada de 400 MW (+/- 15%), que tendrá por objeto asegurar la disponibilidad de potencia y energía en el Sistema Interconectado Eléctrico Nacional, para enfrentar situaciones de emergencia en el abastecimiento, o por eficiencia operativa; la inversión total estimada para la construcción ascendería aproximadamente a 200 millones de dólares estadounidenses.

• El 4 de enero de 2011 se firmó el Contrato de Suministro de Energía y Potencia Eléctrica (“Contrato”) celebrado con Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (“SEAL”), mediante el cual la Compañía conviene en suministrar a SEAL la potencia contratada y energía asociada, en los puntos de suministro, y hasta los límites establecidos en dicho contrato para el mercado regulado de SEAL, quien se obliga pagar una retribución a la Compañía por la Potencia y Energía que este le suministre. El suministro pactado es por una potencia mensual promedio de 94 MW y tiene un plazo de vigencia de seis meses contados desde el 1 de julio de 2013 hasta el 31 de diciembre de 2013, habiéndose pactado la posibilidad de inicio anticipado para el 1 de abril de 2013, sujeto a los términos y condiciones establecidos en el Contrato.

• El 19 de enero de 2011 se firmó el Contrato de Suministro de Electricidad (“Contrato”) celebrado con Hidrandina SA. (“Hidrandina”), mediante el cual la Compañía conviene en suministrar a Hidrandina la potencia contratada y energía asociada, en los puntos de suministro, y hasta los límites establecidos en dicho documento, para el mercado regulado de Hidrandina, quien se obliga pagar una retribución a la Compañía, según las condiciones previstas en el Contrato. El suministro pactado es por una potencia mensual promedio de 88.5 MW (potencia fija más potencia variable) y tiene un plazo de vigencia de seis meses contados desde el 1 de julio de 2013 hasta el 31 de diciembre de 2013, habiéndose pactado la posibilidad de inicio anticipado para el 1 de abril de 2013, sujeto a los términos y condiciones establecidos en el Contrato.

• Con fecha 15 de diciembre de 2011, la Compañía e Hidrandina S.A. (“Hidrandina”), finalizaron el proceso de firmas del Contrato de Suministro de Energía y Potencia Eléctrica (“Contrato”) mediante el cual la Compañía conviene en suministrar a Hidrandina la potencia contratada y energía asociada, en los puntos de suministro y hasta los límites establecidos en dicho contrato, para el mercado regulado y libre de Hidrandina, quien se obliga pagar una retribución a EnerSur por la Potencia y Energía que este le suministre. El suministro pactado es hasta por una potencia contratada máxima de 120 MW (en promedio 32 MW durante el periodo de contrato) y tiene un plazo de vigencia de 2 años, contados desde el 1 de enero de 2012 hasta el 31 de diciembre de 2013.


• En el marco del Proceso de Licitación LDS-01 -2011-LP (“Licitación”), conducido por la empresa distribuidora Luz del Sur S.A.A. (“Luz del Sur”), con fecha 15 de diciembre de 2011, fue adjudicada a favor de EnerSur una potencia (adjudicada) total de 60 MW, para el suministro de potencia y energía a las empresas concesionarias de distribución: i) Luz del Sur S.A.A. ii) Edelnor S.A.; y, iii) Edecañete S.A., por el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2018 y el 31 de diciembre de 2027. En atención a la adjudicación de la buena pro, EnerSur suscribirá los contratos de suministro de electricidad correspondientes, de acuerdo con el cronograma aprobado en las bases de la Licitación.

31. CONTINGENCIAS Al 31 de diciembre de 2011, la Compañía tiene las siguientes contingencias: (a) Procesos tributarios

Con fecha 14 de octubre de 2010, 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 por un total aproximado de S/.12 millones (equivalente a US$4.5 millones). Con fecha 26 de agosto de 2011, la Compañía presentó el recurso de apelación ante la Autoridad Aduanera, y elevarlo a conocimiento del Tribunal Fiscal para que en su oportunidad lo declare fundado en todos sus extremos y en consecuencia revoque la Resolución de Intendencia Apelada y deje sin efecto la resolución mencionada líneas arriba. Si bien existe un criterio previo desfavorable del Tribunal Fiscal en un caso similar contra una tercera empresa, en opinión de la Compañía, esta cuenta con argumentos legales sólidos para cuestionar el requerimiento efectuado por la SUNAT, ya sea en la vía administrativa o la vía judicial, de ser el caso. (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 GABÁN), 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 por orden del Tribunal Arbitral en 2002. La suma en disputa asciende a S/.1,575 (equivalentes a US$589), los cuales han sido reconocidos por la Compañía al 31 de diciembre de 2011 (US$561 al 31 de diciembre de 2010). 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. 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 US$10,000. Asimismo, por el fiel cumplimiento del contrato se constituyó garantía por US$2,000, a favor de Activos Mineros S.A.C.

• En relación con la ejecución de obras del Ciclo Combinado por S/.1,775

(equivalente a US$659) a favor del Ministerio de Energía y Minas y otra por US$48 por la ejecución de las obras de línea de transmisión.

• En relación al 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 S/.35,500 (equivalente a US$13,173).

• A favor del Ministerio de Energía y Minas (Dirección General de Electricidad -

DGE) por el cumplimiento de la ejecución de las obras en la central “Reserva Fría de Generación – Planta Ilo” por S/.1,800 (equivalente a en miles US$668).

• A favor de Hitachi Ltd. por US$816 por Mantenimiento de Alabes (carta de

crédito).

• A favor del Ministerio de Energía y Minas US$10,500, por el cumplimiento del contrato de concesión “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 acuerdo a lo establecido en las bases de licitación, por un total de US$1,842.


• A favor de Hitachi Ltd. por US$1,470 por Asistencia técnica desmontaje y montaje de Turbina a Vapor Planta Ilo21.

• Cartas fianza a favor de terceros varios por un total de US$117.

32. ARRENDAMIENTO OPERATIVO En diciembre de 2003, la empresa relacionada GSEP firmó un contrato de subarrendamiento con los propietarios 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. Este contrato venció 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 US$22 más impuestos. Al 31 de diciembre de 2011, los pagos mínimos futuros de arrendamiento son como sigue:

La tasa interna de retorno utilizada para el cálculo del valor presente de los pagos mínimos es de 9%. Los gastos procedentes de arrendamientos de las oficinas administrativas ascendieron a US$264 en 2011 y 2010.

U S $ 0 0 0

Hasta un año 264

Más de un año hasta cinco años 1,320

Total 1,584

Valo r p resente de lo s pago s mín imo s 1 ,0 2 7

33. CONCILIACIÓN DE LOS SALDOS DE INICIO Y CIERRE DEL AÑO 2010

NIIF 1 “Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera” exige a los primeros adoptantes una presentación de los principales efectos de tales normas sobre los estados financieros previamente presentados. El año 2011 es el primer ejercicio en el que la Compañía ha presentado sus estados financieros conforme con NIIF. Los últimos estados financieros presentados de acuerdo con PCGA Perú fueron las correspondientes al año terminado el 31 de diciembre de 2010, por lo que la fecha de transición a NIIF es el 1 de enero de 2010. (a) Impacto de la transición en el estado de situación financiera al 1 de enero de

2010:

P C G A P erú

E fecto T ransició n

a N IIF N IIFA C T IVO S U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0A C T IVO S C O R R IE N T E SEfectivo y Equivalentes al Efectivo 24,527 - 24,527 Cuentas por Cobrar Comerciales (neto) 55,117 - 55,117 Otras Cuentas por Cobrar (neto) 8,052 - 8,052 Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas 103 - 103 Inventarios 32,835 (2,464) 30,371 Gastos Pagados por Anticipado 6,201 - 6,201

T o tal A ctivo s C o rrien tes 1 2 6 ,8 3 5 (2 ,4 6 4 ) 1 2 4 ,3 7 1

A C T IVO S N O C O R R IE N T E SInstrumentos financieros derivados 2,459 - 2,459 Gastos contratados por anticipado 14,853 - 14,853 Anticipos otorgados 20,486 - 20,486 Propiedades, Planta y Equipo (neto) 375,793 7,015 382,808 Activos Intangibles (neto) 51,508 - 51,508

T o tal A ctivo s N o C o rrien tes 4 6 5 ,0 9 9 7 ,0 1 5 4 7 2 ,1 1 4

T O T A L A C T IVO S 5 9 1 ,9 3 4 4 ,5 5 1 5 9 6 ,4 8 5

P A S IVO S Y P A T R IM O N IOP A S IVO S C O R R IE N T E SObligaciones financieras 72,604 - 72,604 Cuentas por pagar comerciales 17,945 - 17,945 Cuentas por pagar a entidades relacionadas 36 - 36 Beneficios a los empleados 2,287 - 2,287 Otras cuentas por pagar 11,029 - 11,029

T o tal P asivo s C o rrien tes 1 0 3 ,9 0 1 - 1 0 3 ,9 0 1

P A S IVO S N O C O R R IE N T EProvisiones 3,075 - 3,075 Obligaciones financieras 208,745 (5,177) 203,568 Impuesto a las ganancias diferido 55,434 1,613 57,047

T o tal P asivo s N o C o rrien tes 2 6 7 ,2 5 4 (3 ,5 6 4 ) 2 6 3 ,6 9 0

T o tal P asivo s 3 7 1 ,1 5 5 (3 ,5 6 4 ) 3 6 7 ,5 9 1

P A T R IM O N IOCapital social 69,079 - 69,079 Capital adicional 35,922 - 35,922 Reserva legal 13,816 - 13,816 Resultado no realizado por instrumentos financieros derivados 482 - 482 Resultados acumulados 101,480 8,115 109,595

T o tal P atrimo n io 2 2 0 ,7 7 9 8 ,1 1 5 2 2 8 ,8 9 4

T O T A L P A S IVO Y P A T R IM O N IO 5 9 1 ,9 3 4 4 ,5 5 1 5 9 6 ,4 8 5


(b) Impacto de la transición en el estado de situación financiera al 31 de diciembre de 2010:

PC G A Perú E fecto T ransició n

a N IIF N IIF

U S$000 U S$000 U S$000

AC T IVO SAC T IVO S C O R R IE N T E SEfectivo y Equivalentes al Efectivo 49,621 - 49,621 Cuentas por Cobrar Comerciales (neto) 40,751 - 40,751 Otras Cuentas por Cobrar (neto) 399 - 399 Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas 125 - 125 Inventarios 29,791 (2,888) 26,903 Gastos Pagados por Anticipado 5,082 - 5,082

T o tal Activo s C o rrientes 125,769 (2,888) 122,881

AC T IVO S N O C O R R IE N T E SGastos contratados por anticipado 19,544 - 19,544 Anticipos otorgados 15,417 - 15,417 Propiedades, Planta y Equipo (neto) 444,503 6,565 451,068 Activos Intangibles (neto) 53,772 - 53,772

T o tal Activo s N o C o rrientes 533,236 6,565 539,801

T O T AL D E AC T IVO S 659,005 3,677 662,682

PAS IVO S Y PAT R IM O N IO

PASIVO S C O R R IE N T E S

Obligaciones financieras 42,631 - 42,631

Cuentas por pagar comerciales 21,978 - 21,978 Cuentas por pagar a entidades relacionadas 1,365 - 1,365 Beneficios a los empleados 8,254 - 8,254 Otras cuentas por pagar 8,212 - 8,212

T o tal Pasivo s C o rrientes 82,440 - 82,440

PAS IVO S N O C O R R IE N T EProvisiones 561 - 561 Obligaciones financieras 263,525 (5,426) 258,099 Instrumentos financieros derivados 4,334 - 4,334 Pasivos por Impuestos a las Ganancias Diferidos 57,201 1,432 58,633

T o tal Pasivo s N o C o rrientes 325,621 (3,994) 321,627

T O T AL PAS IVO S 408,061 (3,994) 404,067

PAT R IM O N IOCapital Emitido 69,079 - 69,079 Capital adicional 35,922 - 35,922 Reserva legal 13,816 - 13,816 Resultado no realizado por instrumentos financieros derivados (6,254) - (6,254) Resultados Acumulados 138,381 7,671 146,052

T O T AL PAT R IM O N IO 250,944 7,671 258,615

T O T AL PAS IVO Y PAT R IM O N IO 659,005 3,677 662,682

c) Conciliación del patrimonio neto al 1 de enero y al 31 de diciembre de 2010

d) Impacto de la transición en el estado de resultados integrales por el año terminado el 31 de diciembre de 2010:


a N IIF N IIF

US$000 US$000 US$000

Ventas Netas de Energia eléctrica 398,909 - 398,909 Costo de Ventas (270,797) (699) (271,496)

G anancia B ruta 128,112 (699) 127,413

Gastos de Administración (17,847) (175) (18,022) Ganancia en venta de activos fijos 1,468 - 1,468 Otros Ingresos Operativos 19,663 - 19,663 Otros Gastos Operativos (492) - (492)

G anancia O p erativa 130,904 (874) 130,030

Ingresos Financieros 2,122 249 2,371 Gastos Financieros (16,275) - (16,275)

R esultad o antes d e Im p uesto a las G anancias 116,751 (625) 116,126

Gasto por Impuesto a las Ganancias (35,696) 181 (35,515)

G anancia N eta d el E jercicio 81,055 (444) 80,611

3 1 /1 2 /2 0 1 0 0 1 /0 1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Patrimonio de acuerdo a PCGA anteriores informado previamente 250,944 220,779

Ajustes por la conversión a NIIF: Mayor valor por costo atribuido a los activos fijos, neto 3,341 3,764 Depreciación de los repuestos reclasificados a activos fijos (1,196) (926) Ajuste del costo amortizado 5,526 5,277

P atrimonio de acuerdo a N IIF 258 ,615 228 ,894


(b) Impacto de la transición en el estado de situación financiera al 31 de diciembre de 2010:


a N IIF N IIF

U S$000 U S$000 U S$000

AC T IVO SAC T IVO S C O R R IE N T E SEfectivo y Equivalentes al Efectivo 49,621 - 49,621 Cuentas por Cobrar Comerciales (neto) 40,751 - 40,751 Otras Cuentas por Cobrar (neto) 399 - 399 Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas 125 - 125 Inventarios 29,791 (2,888) 26,903 Gastos Pagados por Anticipado 5,082 - 5,082

T o tal Activo s C o rrientes 125,769 (2,888) 122,881

AC T IVO S N O C O R R IE N T E SGastos contratados por anticipado 19,544 - 19,544 Anticipos otorgados 15,417 - 15,417 Propiedades, Planta y Equipo (neto) 444,503 6,565 451,068 Activos Intangibles (neto) 53,772 - 53,772

T o tal Activo s N o C o rrientes 533,236 6,565 539,801

T O T AL D E AC T IVO S 659,005 3,677 662,682

PAS IVO S Y PAT R IM O N IO

PASIVO S C O R R IE N T E S

Obligaciones financieras 42,631 - 42,631

Cuentas por pagar comerciales 21,978 - 21,978 Cuentas por pagar a entidades relacionadas 1,365 - 1,365 Beneficios a los empleados 8,254 - 8,254 Otras cuentas por pagar 8,212 - 8,212

T o tal Pasivo s C o rrientes 82,440 - 82,440

PAS IVO S N O C O R R IE N T EProvisiones 561 - 561 Obligaciones financieras 263,525 (5,426) 258,099 Instrumentos financieros derivados 4,334 - 4,334 Pasivos por Impuestos a las Ganancias Diferidos 57,201 1,432 58,633

T o tal Pasivo s N o C o rrientes 325,621 (3,994) 321,627

T O T AL PAS IVO S 408,061 (3,994) 404,067

PAT R IM O N IOCapital Emitido 69,079 - 69,079 Capital adicional 35,922 - 35,922 Reserva legal 13,816 - 13,816 Resultado no realizado por instrumentos financieros derivados (6,254) - (6,254) Resultados Acumulados 138,381 7,671 146,052

T O T AL PAT R IM O N IO 250,944 7,671 258,615

T O T AL PAS IVO Y PAT R IM O N IO 659,005 3,677 662,682

c) Conciliación del patrimonio neto al 1 de enero y al 31 de diciembre de 2010

d) Impacto de la transición en el estado de resultados integrales por el año terminado el 31 de diciembre de 2010:


a N IIF N IIF

US$000 US$000 US$000

Ventas Netas de Energia eléctrica 398,909 - 398,909 Costo de Ventas (270,797) (699) (271,496)

G anancia B ruta 128,112 (699) 127,413

Gastos de Administración (17,847) (175) (18,022) Ganancia en venta de activos fijos 1,468 - 1,468 Otros Ingresos Operativos 19,663 - 19,663 Otros Gastos Operativos (492) - (492)

G anancia O p erativa 130,904 (874) 130,030

Ingresos Financieros 2,122 249 2,371 Gastos Financieros (16,275) - (16,275)

R esultad o antes d e Im p uesto a las G anancias 116,751 (625) 116,126

Gasto por Impuesto a las Ganancias (35,696) 181 (35,515)

G anancia N eta d el E jercicio 81,055 (444) 80,611

3 1 /1 2 /2 0 1 0 0 1 /0 1 /2 0 1 0

U S $ 0 0 0 U S $ 0 0 0

Patrimonio de acuerdo a PCGA anteriores informado previamente 250,944 220,779

Ajustes por la conversión a NIIF: Mayor valor por costo atribuido a los activos fijos, neto 3,341 3,764 Depreciación de los repuestos reclasificados a activos fijos (1,196) (926) Ajuste del costo amortizado 5,526 5,277

P atrimonio de acuerdo a N IIF 258 ,615 228 ,894


Notas a la conciliación de saldos: Como parte del proceso de adopción de NIIF por primera vez, la Compañía se acogió a la opción permitida por la NIIF 1 y decidió valorizar ciertos componentes de propiedad, planta y equipos a su valor razonable basado en una tasación efectuada por un perito independiente, tomando dicho valor como costo atribuido. Los activos corresponden a terrenos y maquinaria y equipos. Como consecuencia de esto, la Compañía registró un incremento en el rubro Propiedad, Planta y Equipo al 1 de enero de 2010 de US$5,377 y el impuesto diferido correspondiente por US$1,613. De otro lado, como resultado del análisis efectuado a los repuestos que mantenía en el rubro Inventarios al 1 de enero de 2010, la Compañía efectuó la reclasificación de un importe de US$2,464 como parte del rubro Propiedad, Planta y Equipo, al tratarse de repuestos estratégicos directamente vinculados a dicho rubro. Esta reclasificación originó el cálculo de la depreciación de dichos repuestos como si siempre hubieran formado parte del rubro Propiedad, Planta y Equipo, resultando un efecto de US$826 al 1 de enero de 2010.

Asimismo, producto de la revisión del costo amortizado del préstamo sindicado que mantiene la Compañía desde 2005, se regularizaron los valores acumulados al 1 de enero de 2010 por un monto US$5,177.

34. 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 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). Al 31 de diciembre de 2011, el gasto acumulado relacionado directamente con la protección del medio ambiente ascendió a US$599 (US$439 al 31 de diciembre de 2010).

35. HECHOS POSTERIORES

No se tiene conocimiento de hechos importantes ocurridos entre la fecha de cierre de estos estados financieros y la fecha de este informe, que puedan afectarlos significativamente.

ENERSUR | Memoria 2011ENERSUR | Memoria 2011166 166

Anexo 2Gobierno

CorporativoInformación sobre el cumplimiento de los Principios de Buen Gobierno Corporativo de las sociedades peruanas correspon-diente al ejercicio 2011.

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 autoeva-luación de la Empresa con respecto al cumplimiento de los Principios de Buen Gobierno Corporativo para las Socieda-des Peruanas, en la que 0 significa “no se cumple el principio” y 4 “el principio se cumple totalmente”.

ENERSUR | Memoria 2011 ENERSUR | Memoria 2011 167 167

1.1 Sección Primera: Evaluación de 26 Principios


Los derechosde los accionistas

Cumplimiento

0 1 2 4

Principio

1. 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.

2. 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.

3

X

X

a. Indique el número de juntas de accionistas convocadas por la EMPRESA durante el ejercicio materia del presente informe.

b. De haber convocado a juntas de accionistas, complete la siguiente información para cada una de ellas.

c. ¿Qué medios, además del contemplado en el artículo 43 de la Ley General de Sociedades, utiliza la EMPRESA para convocar a las Juntas?

(X) CORREO ELECTRÓNICO ( ) DIRECTAMENTE EN LA EMPRESA (X) VÍA TELEFÓNICA ( ) PÁGINA DE INTERNET ( ) CORREO POSTAL( ) OTROS( ) NINGUNO

1

JUNTA ESPECIAL DE ACCIONISTAS

JUNTA GENERAL DE ACCIONISTAS

I. TIPO NÚMERO

0

04/03/2011 15/03/2011 Oficinas EnerSur S.A. ( ) (X) 90.20%

8 09:00 am 09:45 am

FECHA DE AVISO DE

CONVOCA-TORIA

Esp

ecia

l

Gen

eral

FECHA DE LA JUNTA

LUGAR DE LA JUNTA

TIPO DE JUNTA DURACIÓN

Quó

rum

%

N°

de

Acc

.A

sist

ente

s

Hora deinicio

Hora detérmino


e. 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?

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).

d. Indique si los medios señalados en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

(X) NO SE ENCUENTRAN REGULADOS

( ) NO CUENTA CON PÁGINA WEB

(X) SÍ ( ) NO

* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la EMPRESA.

( ) ( ) ( ) ( )

Est

atut

o

Reg

lam

ento

inte

rno

Man

ual

Otr

os Denominación del documento*

( ) (X)

( ) (X)

SÍ NO

SOLO PARA ACCIONISTAS

PARA EL PÚBLICO EN GENERAL

Cumplimiento

0 1 2 3 4

Principio

Principio (I.C.2).- Los accionistas deben contar con la oportunidad de introducir puntosa 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.

3.

X


b. En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa detalle los mecanismos alternativos.

d. 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.

c. Indique si los mecanismos descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

En las Juntas Generales Universales, los accionistas pueden proponer temas a tratar o efectuar consultas 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 temas adicionales, según se cuente con la información requerida.



Est

atut

o

Reg

lam

ento

inte

rno

Man

ual

Otr


(X) ( ) ( ) ( )

0 0 0

NÚMERO DE SOLICITUDOS

RECIBIDAS RECHAZADASACEPTADAS

Cumplimiento

0 1 2 3 4

Principio

Principio (I.C.4.i.).- El estatuto no debe imponer limites a la facultad que todoaccionista con derecho a participar en las Juntas Generales pueda hacerserepresentar por la persona que designe.

4 X


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:

b. Indique para cada Junta realizada duran-te el ejercicio materia del presente informe la siguiente información:

c. Indique los requisitos y formalidades exigidas para que un accionista pueda representarse en una junta.

( ) A FAVOR DE OTRO ACCIONISTA( ) A FAVOR DE UN DIRECTOR ( ) A FAVOR DE UN GERENTE (X) NO SE LIMITA EL DERECHO DE REPRESENTACIÓN

(X) ( )

TIPO DE JUNTA

GENERAL ESPECIAL

FECHA DE JUNTA

A TRAVÉS DE PODERES EJERCICIO DIRECTO

PARTICIPACIÓN (%) SOBREEL TOTAL DE ACCIONES CON DERECHO A VOTO

15/03/2011 90.19% 0.00087%

FORMALIDAD (INDIQUE SI LA EMPRESA EXIGE CARTA SIMPLE, CARTA NOTARIAL, ESCRITURA PÚBLICA Y OTROS).

REPRESENTACIÓN POR CUALQUIER

MEDIO DE COMUNICACIÓN DEL CUAL

QUEDE CONSTANCIA ESCRITA

24 HORAS

NO SE REQUIERE UN PAGO

ANTICIPACIÓN (NÚMERO DE DÍAS PREVIOS A LA JUNTA CON QUE DEBE PRESENTARSE EL PODER)

COSTO (INDIQUE SI EXISTE UN PAGO QUE EXIJA LA EMPRESA PARA ESTOS EFECTOS Y A CUÁNTO ASCIENDE)


Tratamiento equitativode los accionistas.

Cumplimiento

0 1 2 3 4

Principio

Principio (II.A.1. tercer párrafo).- Es recomendable que la sociedad emisora deacciones de inversión u otros valores accionarios sin derecho a voto, ofrezca a sustenedores la oportunidad de canjearlos por acciones ordinarias con derecho a votoo que prevean esta posibilidad al momento de su emisión.

5.

a. ¿La EMPRESA ha realizado algún proceso de canje de acciones de inversión en los últimos cinco años?

( ) SÍ( ) NO(X) NO APLICA

Principio 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 consideracion la participacion de los accionistas carentes de control.Los directores independientes son aquellos seleccionados por su prestigioprofesional y que no se encuentran vinculados con la administración de la sociedadni con los accionistas principales de la misma.

6.

( ) NO SE ENCUENTRAN REGULADOS


Est

atut

o

Reg

lam

ento

inte

rno

Man

ual

Otr


(X) ( ) ( ) ( )

d. Indique si los requisitos y formalidades descritas en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.


(X) NO EXISTEN REQUISITOS ESPECIALES



a. Indique el número de directores depen-dientes e independientes de la EMPRESA1.

b. Indique los requisitos especiales (distintos de los necesarios para ser director) para ser director independiente de la EMPRESA.

c. Indique si los requisitos especiales des-critos en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

Directores Número

DEPENDIENTES 5

INDEPENDIENTES 22

Total 7

Est

atut

o

Reg

lam

ento

inte

rno

Man

ual

Otr


(X) ( ) ( ) ( )

(1) Los directores independientes son aquellos que no se encuentran vinculados con la administración de la entidad emisora ni con sus accionistas principales.Para tal efecto, la vinculación se define en el Reglamento de Propiedad Indirecta, Vinculación y Grupos Económicos —Aprobado por Resolución Conasev Nº 090-2005-EF-94.10—. 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.


d. 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:

e. 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 APELLIDOSDEL DIRECTOR

VINCULACIÓN CON

NOMBRES Y APELLIDOS

DEL ACCIONISTA1/./

/DIRECTOR GERENTE

AFINIDADINFORMACIÓN

ADICIONAL 2/.

AC

CIO

NIS

TA

1/.

DIR

EC

TOR

GE

RE

NTE

( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( )

Principio

1/. Accionistas con una participación igual o mayor al 5% de las acciones de la empresa (por clase de acción, incluidas las acciones de inversión).2/. 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.

NOMBRES Y APELLIDOS DEL DIRECTOR CARGO GERENCIAL QUE

DESEMPEÑA O DESEMPEÑO

FECHA EN EL CARGO GERENCIAL

INICIO

TÉRMINO

Alexandre Jean Keisser (Director Alterno del

Director Titular André de Aquino Fontenelle

Canguçú) Gerente General

10/03/10 ---

Philippe Pierre Tordoir (Director Alterno del

Director Titular Eric Kenis) Gerente de Finanzas 01/05/10 ---

Axel Nicolas Louis Charles Leveque

(Director Alterno del Director Titular Manlio

Alessi Remedi)

Gerente de Planificación,

Proyectos e

Implementación 12/04/10

---

Axel Van Hoof (Director Alterno del Director

Titular Patrick C.C. Obyn) Apoderado Legal 15/11/11


f. 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:

DENOMINACIÓN SOCIALDE LA(S) EMPRESA(S)

FECHA

INICIO TÉRMINO

Fernando Zavala Lombardi

(Director Titular)

Banco Internacional del Perú S.A.A.

01/06/2011 -

Carlos H. Ruiz de Somocurcio

(Director Titular) La Positiva Seguros y Reaseguros S.A.

1986 -

Federico Cúneo de la Piedra (Director Alterno) Refinería La Pampilla S.A.A. (RELAPASA)

03/11

Raúl Ortiz de Zevallos Ferrand

(Director Alterno) Ferreyros S.A.A.

NOMBRES Y APELLIDOS DEL DIRECTOR

Comunicación ytransparencia informativa

0 1 2 3 4

X

CumplimientoPrincipio

Principio (IV.C, segundo, tercer y cuarto párrafo).- Si bien, por lo general las auditorías externas están enfocadas a dictaminar información financiera, estas también pueden referirse a dictámenes o informes especializados en los siguientes aspectos: peritajes contables, auditorías operativas, auditorías de sistemas, evaluación de proyectos, evaluación o implantación de sistemas de costos, auditoría 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 auditorías 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.

7.


a. Indique la siguiente información de las sociedades de auditoría que han brindado servicios a la EMPRESA en los últimos 5 años.

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).

c. Indique si los mecanismos descritos en la pregunta anterior se encuentran contenidos en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

RAZÓN SOCIAL DE LA SOCIEDAD DE AUDITORÍA

SERVICIO * PERIODO

RETRIBUCIÓN **

Beltrán, Gris y Asociados S.C.R.L.3Dictámenes deinformacionfinanciera

2000-2011 100%

* Incluir todos los tipos de servicios tales como dictámenes de información financiera, peritajes contables, auditorías 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.

( ) NO EXISTEN MECANISMOS PREESTABLECIDOS


X( ) ( ) ( ) ( )

Est

atut

o

Reg

lam

ento

Inte

rno

Man

ual

Otr


La Junta Obligatoria Anual de Accionistas celebrada con fecha 15 de marzo de 2011 acordó designar a la Sociedad Auditora para el período 2011. Cada año la Junta debe nombrar a los auditores externos, que deben ser contadores públicos colegiados, pudiendo delegar este nombramiento al Directorio.

(3) Antes denominada Gris, Hernández y Asociados S.C.



d. 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.

e. 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.

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.

(X) SÍ ( ) NO

RAZÓN SOCIAL DE LA (S) EMPRESA (S) DEL GRUPO ECONÓMICO

GDF SUEZ Energy Perú S.A.

NÚMERO DE REUNIONES

0 1 2 3 4 5 MÁS DE 5 NO APLICA

( ) ( ) ( X ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )

0 1 2 3 4

8. Principio (IV.D.2).- La atencion de los pedidos particulares de información solicitadospor los accionistas, los inversionistas en general o los grupos de interés relacionadoscon la sociedad, debe hacerse a través de una instancia y/o personal responsabledesignado al efecto.

X

CumplimientoPrincipio

ACCIONISTAS

GRUPOS DE INTERÉS

CORREO ELECTRÓNICO (X) (X)

DIRECTAMENTE EN LA EMPRESA (X) (X)

VÍA TELEFÓNICA (X) (X)

PÁGINA DE INTERNET ( ) ( )

CORREO POSTAL (X) (X)

OTROS. DETALLE ( ) ( )


b. Sin perjuicio de las responsabilidades de información que tienen el Gerente Ge-neral de acuerdo con el artículo 190 de la Ley General de Sociedades, indique cuál es el área y/o persona encargada de recibir

c. 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.

d. 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.

ÁREA ENCARGADA GERENCIA DE FINANZAS

PERSONA ENCARGADA

NOMBRES Y APELLIDOS

CARGO ÁREA

Philippe Pierre Tordoir

GERENTE DE FINANZAS

FINANZAS

( ) LA EMPRESA CUENTA CON UN PROCEDIMIENTO PERO ESTE NO SE ENCUENTRA REGULADO

( ) NO APLICA. NO EXISTE UN PROCEDIMIENTO PREESTABLECIDO.

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.

Sistema Integrado de Mejora de Procesos:

P0105 Punto Único de contacto

X( ) ( ) ( )

Est

atut

o

Reg

lam

ento

Inte

rno

Man

ual

Otr

os DENOMINACION DEL DOCUMENTO*

( )


NÚMERO DE SOLICITUDES

RECIBIDAS ACEPTADAS RECHAZADAS 5 5 0


e. En caso la EMPRESA cuente con una página web corporativa, ¿incluye una sección especial sobre gobierno corporativo o relaciones con accionistas e inversores?

f. Durante el ejercicio materia del presente informe indique si ha recibido algún reclamo por limitar el acceso de información a algún accionista.

a. ¿Quién decide sobre el carácter confidencial de una determinada información?

b. 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

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 2011, debido al carácter confidencial de la información. No obstante, de presentarse ello, las personas referidas en el literal (a) anterior efectuarán la evaluación.

( ) SÍ (X) NO ( ) NO CUENTA CON PÁGINA WEB

( ) SÍ (X) NO

(X) EL DIRECTORIO(X) EL GERENTE GENERAL(X) OTROS. Detalle: Representantes Legales

( ) NO EXISTEN CRITERIOS PREESTABLECIDOS

PrincipioCumplimiento

0 1 2 3 4

X Principio (IV.D,3.).- Los casos de duda sobre el carácter confidencial de la informaciónsolicitada 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 desarrollode las actividades de la misma.

9.

durante el ejercicio materia del presente informe que fueron rechazadas debido al carácter confidencial de la información.


a. Indique si la EMPRESA cuenta con un área independiente encargada de auditoría interna.

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.

c. Indique cuáles son las principales responsabilidades del encargado de auditoría interna y si cumple otras funciones ajenas a la auditoría interna.

c. Indique si los criterios descritos en la pregunta anterior se encuentran contenidos en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.


(X) SÍ ( ) NO

Normas Internas de Conducta X( ) ( ) ( ) ( )

Est

atut

o

Reg

lam

ento

Inte

rno

Man

ual

Otr




Principio (IV.F, primer párrafo).- La sociedad debe contar con auditoría interna. El auditor interno, en el ejercicio de sus funciones, debe guardar relacion de independecia 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.

10.

0 1 2 3 4

X

DEPENDE DE: Marcos Eleuterio Sotomayor Romero – Auditor Interno de EnerSur

REPORTA A: Gerencia General

Desarrolla la función de supervisión a efectos de que el Modelo de Control Interno de EnerSur proporcione seguridad razonable para el cumplimiento de los siguientes objetivos: eficiencia y eficacia de las operaciones, confiabilidad de la información financiera y cumplimiento de las leyes y regulaciones aplicables.


a. 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.

GDF SUEZ Internal Control System X( ) ( ) ( ) ( )

Est

atut

o

Reg

lam

ento

Inte

rno

Man

ual

Otr

os DENOMINACION DEL DOCUMENTO*

( ) NO SE ENCUENTRAN REGULADAS

( ) EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ESTA NO SE ENCUENTRA REGULADA.

( ) NO APLICA. EL DIRECTORIO NO SE ENCARGA DE ESTA FUNCIÓN.



Las resposabilidadesdel directorio


Principio (V.D,1).- El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:Evaluar, aprobar y dirigir la estrategia corporativa; establecer los objetivos y metasasí como los planes de acción principales, la política de seguimiento, control ymanejo de riesgos, los presupuestos anuales y los planes de negocios; controlar laimplementacion de los mismos; y supervisar los principales gastos, inversiones,adquisiciones y enajenaciones.

11.

0 1 2 3 4

X

X ( ) ( ) ( )

Est

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o

Reg

lam

ento

Inte

rno

Man

ual

Otr


( )

d. Indique si las responsabilidades descritas en la pregunta anterior se encuentran reguladas en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.


a. 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.

b. Indique el órgano que se encarga de:

( ) EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ÉSTA NO SE ENCUENTRA REGULADA.



X ( ) ( ) ( )

Est

atut

o

Reg

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Inte

rno

Man

ual

Otr


( )


0 1 2 3 4

X

X

Principio (V.D.2).- Seleccionar, controlar y, cuando se haga necesario, sustituir a losejecutivos principales, así como fijar su retribución.

El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:

12.

Principio (V.D.3).- Evaluar la remuneración de los ejecutios principales y de losmiembros del Directorio, asegurándose que el procedimiento para elegir a losdirectores sea formal y transparente.

13.

FUNCIÓN DIRECTORIO

GERENTE GENERAL

OTROS ( Indique)

(X) ( )

(X) (X)

(X) (X)

( ) (X)

( ) ( ) Junta

General de Accionistas

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. Indique si la EMPRESA cuenta con políticas internas o procedimientos definidos para:

d. 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.

CONTRATAR Y SUSTITUIR A LOS PRINCIPALES EJECUTIVOS

ELEGIR A LOS DIRECTORES

FIJAR LA REMUNERACIÓN DE LOS PRINCIPALES EJECUTIVOS

EVALUAR LA REMUNERACIÓN DE LOS PRINCIPALES EJECUTIVOS

EVALUAR LA REMUNERACIÓN DE LOS DIRECTORES

POLÍTICAS PARA: SÍ NO

(X) ( )

(X) ( )

(X) ( )

( ) (X)

( ) (X)

Est

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( ) ( ) ( ) (X)

(X)

Sistema Integrado de Mejora de Procesos:P0401 - Selección de Personal- V04

La remuneración se fija considerando la Metología HAY y/o loslineamientos del Grupo GDF SUEZ comunicados internamente.




El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:Principio (V.D.4).- Realizar el seguimiento y control de los posibles conflictos deintereses entre la administración, miembros del Directorio y los accionistas,incluidos el uso fraudulento de los activos corporativos y el abuso en transaccionesentre partes interesadas.

14.

0 1 2 3 4

X


a. 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.

b. 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.

c. Indique si la EMPRESA o el Directorio de esta cuenta con un Código de Ética o documento (s) similar (es) en el (los) que se regulen los conflictos de intereses que pueden presentarse.

d. Indique los procedimientos preestablecidos para aprobar transacciones entre partes relacionadas.

En caso su respuesta sea positiva, indique la denominación exacta del documento:

Código de Ética de GDF SUEZ / Carta de Ética International Power GDF SUEZ

(X) SÍ ( ) NO

( ) ( ) ( ) ( )

Est

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o

Reg

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Inte

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Man

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Otr


x Normas Internas de Conducta




NÚMERO DE CASOS 0

Existe un Comité de Revisión de Transacciones Entre Compañías Afiliadas, compuesto por tres Directores (uno de ellos Director Independiente, quien además lo preside) que fue creado mediante Directorio de fecha 5 de mayo de 2006.



El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:Principio (V.D.5).- Velar por la integridad de los sistemas de contabilidad y de losestados financieros de la sociedad, incluida una auditoría independiente, y laexistencia de los debidos sistemas de control en particular, control de riesgosfinancieros y no financieros y cumplimiento de la ley.

15.

0 1 2 3 4

X

a. 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.

b. Indique si la EMPRESA cuenta con sistemas de control de riesgos financieros y no financieros.

c. Indique si los sistemas de control a que se refiere la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

( ) ( ) ( ) ( )

Est

atut

o

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Inte

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Man

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Otr


( X ) EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ESTA NO SE ENCUENTRA REGULADA.



(X) SÍ ( ) NO



(X)( ) ( ) ( )

Est

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o

Reg

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ento

Inte

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Man

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Otr


Riesgos financieros:

Riesgos operativos, ambientales y de seguridad y salud ocupacional:

Implementación del Programa INCOME (antes CODIS, requerido por elGrupo GDF SUEZ) para asegurar que los estados financieros seanfidedignos.

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 aspectos e impactos ambientales.


a. ¿El Directorio de la EMPRESA se encuentra encargado de la función descrita en este principio?

b. 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.

c. Indique si los procedimientos descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

(X) NO SE ENCUENTRAN REGULADOS.

(X) SÍ ( ) NO


El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:Principio (V.D.6).- Supervisar la efectividad de las prácticas de gobierno de acuerdocon las cuales opera, realizando cambios a medida que se hagan necesarios.

16.

0 1 2 3 4

X

( ) ( ) ( ) ( )

Est

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o

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Inte

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Man

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Otr




El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:Principio (V.D.7).- Supervisar la política de información.

17.

0 1 2 3 4

X

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.


a. 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.

b. Indique la política de la EMPRESA sobre revelación y comunicación de información a los inversionistas.

c. Indique si la política descrita en la pregunta anterior se encuentra regulada en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.


Est

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o

Reg

lam

ento

Inte

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Man

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Otr




( ) NO APLICA, LA EMPRESA NO CUENTA CON LA REFERIDA POLÍTICA.


Las Normas Internas de Conducta contienen la política de la empresa sobre comunicación de información


Est

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o

Reg

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ento

Inte

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Man

ual

Otr


( ) NO SE ENCUENTRA REGULADA


a los inversionistas.


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


Principio (V.E.1).- El Directorio podrá conformar órganos especiales de acuerdo a lasnecesidades y dimensión de la sociedad en especial aquella que asuma la función deauditoría. Asimismo, estos órganos especiales podrán referirse, entre otras, a las funciones de nombramiento, retribución, contro y planeamiento.Estos órganos especiales se constituirán al interior del Directorio como mecanismosde apoyo y deberán estar compuestos preferentemente por directoresindependientes, a fin de tomar decisiones imparciales en cuestiones donde puedansurgir conflictos de intereses.

18.

0 1 2 3 4

X

COMITÉ DE AUDITORÍA I. FECHA DE CREACIÓN :5 DE MAYO DE 2006 FECHA DE TÉRMINO: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.

EL COMITÉ DEBE ESTAR CONFORMADO POR TRES DIRECTORES.NECESARIAMENTE DEBERA ESTAR INTEGRADO POR UN DIRECTOR INDEPENDIENTE QUIEN PRESIDIRÁ EL COMITÉ.

|||. PRINCIPALES REGLAS DE ORGANIZACIÓN Y FUNCIONAMIENTO:

IV. MIEMBROS DEL COMITÉ

V. NÚMERO DE SESIONES REALIZADAS DURANTE EL EJERCICIO: 1

VI. CUENTA CON FACULTADOES DELEGADAS DE ACUERDO CON EL ARTÍCULO 174 DE LA LEY GENERAL DE SOCIEDADES:

NOMBRES Y APELLIDOSFECHA

INICIO TÉRMINOCARGO DENTRO DEL COMITÉ

Fernando Martín Zavala Lombardi

Manlio Alessi RemediAndré de Aquino Fontenelle Canguçú

Ricardo Briceño Villena

16/03/2011

05/05/200612/04/2010

05/05/2006 15/03/2011

Presidente

Miembro

Miembro

Ex miembro

( ) Sí (X) No


COMITÉ DE TRANSACCIONES ENTRE COMPAÑÍAS VINCULADAS I. FECHA DE CREACIÓN :5 DE MAYO DE 2006 FECHA DE TÉRMINO:II. FUNCIONES:

• •

---

---

REVISAR LAS TRANSACCIONES A EFECTUARSE ENTRE ENERSUR Y UNA EMPRESA VINCULADA O AFILIADA A ELLA Y/O

A GDF SUEZ, ANALIZANDO LOS TÉRMINOS DE DICHAS TRANSACCIONES Y PRESENTANDO SUS RECOMENDACIONES AL

DIRECTORIO.

EL COMITÉ DEBE ESTAR CONFORMADO POR TRES DIRECTORES.NECESARIAMENTE DEBERA ESTAR INTEGRADO POR UN DIRECTOR INDEPENDIENTE QUIEN PRESIDIRÁ EL COMITÉ.

|||. PRINCIPALES REGLAS DE ORGANIZACIÓN Y FUNCIONAMIENTO:

IV. MIEMBROS DEL COMITÉ

V. NÚMERO DE SESIONES REALIZADAS DURANTE EL EJERCICIO: 4

VI. CUENTA CON FACULTADOES DELEGADAS DE ACUERDO CON EL ARTÍCULO 174 DE LA LEY GENERAL DE SOCIEDADES:

NOMBRES Y APELLIDOSFECHA

INICIO TÉRMINOCARGO DENTRO DEL COMITÉ

Fernando Martín Zavala Lombardi

Alexandre Jean Keisser

Ricardo Briceño Villena

16/03/2011

05/05/2006

09/03/2010

05/05/2006 15/03/2011

Presidente

Miembro

Miembro

Presidente

( ) Sí (X) No

André de Aquino Fontenelle Canguçú

---

( ) NO APLICA, LA EMPRESA NO CUENTA CON COMITÉS DE DIRECTORIO.


Principio (V.E.3).- El número de miembros del Directorio de una sociedad debeasegurar pluralidad de opiniones al interior del mismo, de modo que las decisionesque en él se adopten sean consecuencia de una apropiada deliberación, observandosiempre los mejores intereses de la empresa y de los accionistas.

19.

0 1 2 3 4

X

a. Indique la siguiente información correspondiente a los directores de la EMPRESA durante el ejercicio materia del presente informe.


1 Corresponde al primer nombramiento.2 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.

--- ---

--- ---

--- ---

--- ---

--- ---

NOMBRES Y APELLIDOS

DIRECTORES DEPENDIENTES

DIRECTORES INDEPENDIENTES

FORMACIÓN2

INICIO1

PART. ACCIONARIA3

TÉRMINON° DE

ACCIONESPART.(%)

FECHA

Jan Flachet Ingeniero electromecánico,cuenta con experiencia enotros directorios.

25/06/2003

23/03/2010

25/06/2003

27/02/2004

27/02/2004

19/03/2007

16/03/2011

Administrador de empresas,cuenta con experiencia comoDirector, así como gerentede Finanzas y Administraciónen otras empresas.

Licenciado en CienciasEconómicas Aplicadas,cuenta con experiencia enotros directorios.

Ingeniero electrotécniconuclear y de seguridad,cuenta con experiencia enotros directorios.

Abogado, cuenta conexperiencia en otrosdirectorios.

Economista, cuenta conexperiencia en otrosdirectorios.

Economista, cuenta con experiencia en otros directorios.

André de AquinoFontenelle Canguçú

Manlio Alessi Remedi

Eric Kenis

Patrick Obyn

Fernando ZavalaLombardiDirector Titular

Hernán Ruiz de Somocurcio

27/02/2004 15/03/2011Ingeniero Industrial,actualmente cuenta conexperiencia en otrosdirectorios.

Ricardo Briceño


Principio (V.F.,segundo párrafo).- La información referida a los asuntos a tratar encada sesión debe encontrarse a disposición de los directores con una anticipaciónque les permita su revisión, salvo que se trate de asuntos estratégicos que demandenconfidencialidad, en cuyo caso sera necesario establecer los mecanismos que permitan a los directores evaluar adecuadamente dichos asuntos.

20.

0 1 2 3 4

X


a. ¿Cómo se remite a los directores la información relativa a los asuntos a tratar en una sesión de Directorio?

b. ¿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?

c. 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.

(X ) CORREO ELECTRÓNICO ( ) CORREO POSTAL ( ) OTROS. Detalle ....................................................................................................... (X ) SE RECOGE DIRECTAMENTE EN LA EMPRESA

(X) ( ) ( )

(X) ( ) ( )

MENOR A 3 DÍAS DE 3 A 5 DÍAS MAYOR A 5 DÍAS

INFORMACIÓN NO CONFIDENCIAL

INFORMACIÓN CONFIDENCIAL

( ) LA EMPRESA CUENTA CON UN PROCEDIMIENTO ESTABLECIDO PERO ESTE NO SE ENCUENTRA REGULADO(X) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON UN PROCEDIMIENTO

( ) ( ) ( ) ( )

Est

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Reg

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Otr




Principio (V.F., tercer párrafo).- Siguiendo políticas claramente establecidas ydefinidas, el Directorio decide la contratación de los servicios de asesoríaespecializada que requiera la sociedad para la toma de decisiones.

21.

0 1 2 3 4

X


a. Indique las políticas preestablecidas sobre contratación de servicios de asesoría especializada por parte del Directorio o los directores.

b. Indique si las políticas descritas en la pregunta anterior se encuentran reguladas en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

c. 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

a. 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.

( ) NO SE ENCUENTRAN REGULADAS

(X) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON LAS REFERIDAS POLÍTICAS

( ) ( ) ( ) ( )

Est

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Otr




Principio (V.H.1).- Los nuevos directores deben de ser instruidos sobre sus facultadesy responsabilidades, así como sobre las características y estructura organizativa de lasociedad.

22.

0 1 2 3 4

X


( ) ( ) ( ) ( )

Est

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Inte

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Man

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Otr



(X) LOS PROGRAMAS DE INDUCCIÓN NO SE ENCUENTRAN REGULADOS( ) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON LOS REFERIDOS PROGRAMAS

(X) SÍ ( ) NO

( ) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON PROCEDIMIENTOS


Principio (V.H.3).- Se debe establecer los procedimientos que el Directorio sigue en laelección de uno o más reemplazantes, si no hubiera directores suplentes y seprodujese la vacancia de uno o más directores, a fin de completar su número por elperiodo que aún resta, cuando no exsista disposición de una tratamiento distinto en elestatuto.

23.

0 1 2 3 4

X

a. ¿Durante el ejercicio materia del presente informe se produjo la vacancia de uno o más directores?

b. 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:

c. Indique los procedimientos preestablecidos para elegir al reemplazante de directores vacantes.

(X) ( )

0

SÍ NO

¿EL DIRECTORIO ELIGIÓ AL REEMPLAZANTE?

DE SER EL CASO, TIEMPO PROMEDIO DE DEMORA EN DESIGNAR AL NUEVO DIRECTOR (EN DÍAS CALENDARIO)

Se sigue el procedimiento establecido en la Ley General de Sociedades y en el artículo 33 del Estatuto de la empresa.


a. En caso alguna de las respuestas a la pregunta anterior sea afirmativa, indique si las responsabilidades del Presidente del Directorio; del Presidente Ejecutivo,

d. Indique si los procedimientos descritos en la pregunta anterior se encuentran contenidos en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

X ( ) ( ) ( )

Est

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( )




Principio (V.I., primer párrafo).- Las funciones del Presidente del Directorio,Presidente Ejecutivo de ser el caso, así como del Gerente General deben estarclaramente delimitadas en el estatuto o en el reglamento interno de la sociedad conel fin de evitar duplicidad de funciones y posibles conflictos.

24.

Principio (V.I., segundo párrafo).- La estructura orgánica de la sociedad debe evitarla concentración de funciones, atribuciones y responsabilidades en las personas delPresidente del Directorio, del Presidente Ejecutivo de ser el caso, del GerenteGeneral y de otros funcionarios con cargos gerenciales.

25.

0 1 2 3 4

X

X

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.

(X) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (X)

(X) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )

( ) ( ) ( ) (X) ( ) ( )

PRESIDENTE DE DIRECTORIO

RESPONSABILIDADESDE:

ES

TAT

UTO

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GLA

ME

NTO

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O

MA

NU

AL

OT

RO

S DENOMINACIÓN DELDOCUMENTO*

NO

ES

TÁN

RE

GU

LAD

AS

NO

AP

LIC

A**

PRESIDENTE EJECUTIVO

GERENTE GENERAL

PLANA GERENCIAL 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.



Principio (V.I.5).- Es recomendable que la Gerencia reciba, al menos, parte de suretribución en fincion a los resultados de la empresa, de manera que se asegure elcumplimiento de su objetivo de maximimizar el valor de la empresa a favor de losaccionistas.

26.

0 1 2 3 4

X

a. Respecto de la política de bonificación para la plana gerencial, indique la(s) forma(s) en que se da dicha bonificación.

b. Indique si la retribución (sin considerar bonificaciones) que percibe el gerente general y plana gerencial es:

c. Indique si la EMPRESA tiene establecidos algún tipo de garantías o similar en caso de despidos del gerente general y/o plana gerencial.

( ) ENTREGA DE ACCIONES ( ) ENTREGA DE OPCIONES(X) ENTREGA DE DINERO ( ) OTROS. Detalle .........................................................................................( ) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON PROGRAMAS DE BONIFICACIÓN PARA LA PLANA GERENCIAL

( ) SÍ (X) NO

(X) 0.0479%

0.4882% (X)

REMUNERACIÓN FIJA

GERENTE GENERAL

PLANA GERENCIAL

REMUNERACIÓN VARIABLE RETRIBUCIÓN (%)*

* 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.


1.2 Sección Segunda: Información Adicional


Los derechosde los accionistas

a. Indique los medios utilizados para co-municar a los nuevos accionistas sus derechos y la manera en que pueden ejercerlos.

b. 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.

c. 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.

( ) CORREO ELECTRÓNICO ( ) DIRECTAMENTE EN LA EMPRESA ( ) VÍA TELEFÓNICA ( ) PÁGINA DE INTERNET ( ) CORREO POSTAL ( ) OTROS. DETALLE...............................................................................(X) NO APLICA. NO SE COMUNICAN A LOS NUEVOS ACCIONISTAS SUS DERECHOS NI LA MANERA DE EJERCERLOS

(X) SÍ ( ) NO

ÁREA ENCARGADA GERENCIA LEGAL

PERSONA ENCARGADA

NOMBRES Y APELLIDOS

CARGO ÁREA

AXEL VAN HOOF

CARLOS ALFREDO LEÓN LEÓN

APODERADO LEGAL

GERENTE LEGAL DE ENERSUR S.A. /

SECRETARIO DEL DIRECTORIO DESIGNADO POR EL DIRECTORIO EN LA SESIÓN DE FECHA 17 DE AGOSTO DE 2010 PARA

EJERCER DICHO CARGO EN DICHA SESIÓN Y EN LAS SIGUIENTES

LEGAL


d. Indique si la información referida a las tenencias de los accionistas de la EMPRESA se encuentra en:

e. Indique con qué regularidad la EMPRESA actualiza los datos referidos a los accionistas que figuran en su matrícula de acciones.

f. Indique la política de dividendos de la EMPRESA aplicable al ejercicio materia del presente informe.

( ) LA EMPRESA(X) UNA INSTITUCIÓN DE COMPENSACIÓN Y LIQUIDACIÓN

(X) OTROS, especifique: Las acciones se encuentran representadas mediante anotaciones en cuenta.

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )

INFORMACIÓN SUJETA A ACTUALIZACIÓN

DOMICILIOPERIODICIDAD

MENOR A MENSUAL

MENSUAL

TRIMESTRAL

ANUAL

MAYOR AL ANUAL

CORREOELECTRÓNICO TELÉFONO

FECHA DE APROBACIÓN 21 DE SETIEMBRE DE 2010 JUNTA GENERAL DE ACCIONISTAS

a) La distribución de dividendos se efecturará de acuerdo a la participación en el capital social de cada accionista.

b) Solo 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 estas sean determinadas en caja 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 condicionanda a las utilidades que realmente se obtengan.

f) El Directorio de la Sociedad podrá acordar la distribución de dividendos a cuenta.

ÓRGANO QUE LO APROBÓ

POLÍTICA DE DIVIDENDOS

(CRITERIOS PARA LA DISTRIBUCIÓN DE

UTILIDADES)


g. 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.

h. Respecto de las sesiones del Directorio de la EMPRESA desarrolladas durante el ejercicio materia del presente informe, indique la siguiente información:

i. Indique los tipos de bonificaciones que recibe el Directorio por cumplimiento de metas en la EMPRESA.

US$

EN EFECTIVO EN ACCIONES

DIVIDENDO POR ACCIÓNI. FECHA DE ENTREGA

CLASE DE ACCIÓN: COMUNES

CLASE DE ACCIÓN:

ACCIONES DE INVERSIÓN

EJERCICIO N-1: 27/04/2010 30’877,819.80

13’276,876.10

11’039,562.21

13’364,999.30

10/12/2010

15/03/2011

15/11/2011

EJERCICIO N-1:

EJERCICIO N-1

EJERCICIO N

EJERCICIO N-1

EJERCICIO N

COMUNES

COMUNES

EJERCICIO N:

EJERCICIO N:

Directorio

NÚMERO DE SESIONES REALIZADAS: 12

3

4

NÚMERO DE SESIONES EN LAS CUALES UNO O MÁS DIRECTORES FUERON REPRESENTADOS POR DIRECTORES SUPLENTES O ALTERNOS

NÚMERO DE DIRECTORES TITULARES QUE FUERON REPRESENTADOSEN AL MENOS UNA OPORTUNIDAD

(X) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON PROGRAMAS DE BONIFICACIÓN PARA DIRECTORES


j. Indique si los tipos de bonificaciones descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la empresa.

k. 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.

l. Indique si en la discusión del Directorio, respecto del desempeño de la gerencia, se realizó sin la presencia del gerente general.

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.

( ) ( ) ( ) ( )

Est

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o

Reg

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Otr




( ) SÍ (X) NO

RETRIBUCIONES TOTALES (%)

DIRECTORES INDEPENDIENTES

DIRECTORES DEPENDIENTES

0.0108%

Accionistas ytenencias

CLASE DE ACCIÓN(incluidas las de inversión) (al cierre del ejercicio)

NÚMERO DE TENEDORES

ACCIONES CON DERECHO A VOTO 199’970,023.00

199’970,023.00

ACCIONES SIN DERECHO A VOTO

ACCIONES DE INVERSIÓN

TOTAL


n. 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.

o. Indique si la empresa tiene algún reglamento interno de conducta o similar referida a criterios éticos y de responsabilidad profesional.

En caso su respuesta sea positiva, indique la denominación exacta del documento:

Clase de Acción: Comunes

Clase de Acción:

Acciones de Inversión

NOMBRES Y APELLIDOS

SUEZ TRACTEBEL S.A. 123’443,250 61.731% Belga

Peruana

Peruana

5.715%

5.085%

11’427,914

10’168,348

IN-FONDO 2

Rímac Internacional Cía deSeguros

NÚMERO DE ACCIONES

PARTICIPACIÓN (%) NACIONALIDAD

NOMBRES Y APELLIDOS NÚMERO DE ACCIONES


NOMBRES Y APELLIDOS NÚMERO DE ACCIONES


(X) SÍ ( ) NO

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); Carta de Ética International Power GDF SUEZ.

p. ¿Existe un registro de casos de incumplimiento al reglamento a que se refiere la pregunta a) anterior?

( ) SÍ (X) NO


q. 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.

r. Para todos los documentos (Estatuto, Reglamento Interno, Manual u otros documentos) mencionados en el presente informe, indique la siguiente información:

(4) 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 y la Carta de Ética International Power GDF SUEZ.

ÁREA ENCARGADA

PERSONA ENCARGADA

NOMBRES Y APELLIDOS

CARGO ÁREA

15/08/2007

---

11/11/2008

DENOMINACIÓN DEL DOCUMENTO

EstatutoJunta

General deAccionistas

Directorio

Directorio

GerenteGeneral

06/11/2007 18/10/2011

06/05/1998

16/06/2005

11/11/2008

01/07/2008 08/04/2011

20/02/2009 30/12/2011

18/02/2009 18/12/2011

Gerencia deRecursosHumanos

Gerencia deAsuntosCorporativos

Gerencia deAsuntosCorporativos

10/11/2009 03/11/2011GDF SUEZ4

15/11/2011InternationalPower GDFSUEZ

26/02/2008GerenteGeneral

Actualizaciónperiódica

Actualizaciónperiódica

PlanaGerencial

01/09/2008GerenteGeneral

Normas Internas de Conducta

Régimen de Poderes

Sistema Integrado de Mejora de Procesos:

P0105 - Punto único de contacto

P0401 - Seleccion de Personal- V04

P0108 - Identificación de peligros y evaluacion deriesgos - V03

P0109 - Identificación y evaluacion de aspectos eimpactos ambientales - V03

Reglamento Interno de Trabajo

Código de Ética International Power GDF SUEZ

Código de Ética GDF SUEZ

Cartilla de Identidad Corporativa

Perfiles de Puestos Internos

GDF SUEZ Internal Control System

ÓRGANO DE

APROBACIÓN

FECHA DE

APROBACIÓN

FECHA DE ÚLTIMA

MODIFICACIÓN

s. Incluya cualquiera otra información que considere conveniente.


Creciendo juntos

Memoria Anual 2011

EnerSur S.A.Av. República de Panamá 3490

San IsidroLima - PERÚ

Tel. + 51 1 616-7979Fax + 51 1 616-7878

Memoria Anual 2011 - ENGIE | EnergiaEdelnor, de 66 MW (2013), y Electrosureste, de 99 MW...

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