engie-energia.pe · 2016-03-11 · operación de arrendamiento financiero con un banco local de primer nivel. Motivo de orgullo por la calidad del trabajo realizado por nuestro equipo

EnerSur

MEMORIA ENERSUR 2006

1. INFORMACIÓN GENERAL 6

1.1. Declaración de responsabilidad 7

1.2. Carta del Presidente del Directorio 8

1.3. Datos generales de EnerSur 10

a. Denominación 10

b. Dirección, número de teléfono, fax, página web 10

c. Constitución y objeto social 10

d. Grupo económico 10

e. Capital social 11

f. Estructura y composición accionaria 12

g. Perfil del principal accionista 12

h. Licencias y autorizaciones 13

i. Reseña histórica y aspectos generales 14

j. Fechas importantes en la historia de EnerSur 15

k. Relación con el Estado 15

l. Directores 17

m. Principales ejecutivos 19

2. INFORMACIÓN Y MANEJO DEL NEGOCIO 24

2.1. Sector eléctrico 25

2.2. Gestión comercial 28

a. Nuestros clientes 28

b. Servicio de Atención al Cliente 29

c. Producción de energía 29

d. Monto de las ventas netas de energía 31

e. Identificación de variables exógenas que pueden afectar el negocio 31

2.3. Instalaciones de la Empresa 32

a. Central Termoeléctrica Ilo1 (C.T. Ilo1) 32

b. Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo21) 32

c. Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H. Yuncán) 32

d. Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno) 33

e. Subestación de Moquegua 33

f. Líneas de transmisión 34

2.4. Principales inversiones de la Empresa 34

2.5. Procesos legales, judiciales, administrativos o arbitrales 35

CONT

ENID

O

3. INFORMACIÓN CORPORATIVA 36

3.1. Recursos Humanos 37

3.2. Sistema de Gestión Integrado (SGI) 38

3.3. Proyectos y mejoras 38

3.4. Gestión de calidad 39

3.5. Gestión ambiental 39

a. Prácticas ambientales 39

b. Monitoreo ambiental 39

c. Manejo de residuos 39

d. Utilización del agua tratada 40

e. Programa de forestación 40

f. Reducción de materiales peligrosos 40

3.6. Gestión de seguridad y salud ocupacional 40

a. Política en seguridad y salud ocupacional 40

b. Capacitación 40

c. Inspección y monitoreo 41

d. Resultados en EnerSur 41

3.7. Gestión social: desarrollo en armonía 41

a. Programa de visitas escolares a la C.T. Ilo21 y C.H. Yuncán 41

b. Jornadas de entrega de materiales a Centros Educativos Nacionales 42

c. Este año se ha beneficiado a once colegios nacionales 42 en Ilo, Yuncán y Chilca:

d. Actividades de interacción con la comunidad con motivo 42 de las celebraciones del aniversario de la empresa

e. Auspicio a la institución OES Joven 43

f. Otras actividades 43

4. INFORMACIÓN GENERAL 44

4.1. Gestión financiera 45

4.2. Financiamientos y endeudamiento 46

4.3. Dividendos 47

ANEXO 1 – ESTADOS FINANCIEROS AUDITADOS 2006 49

ANEXO 2 – GOBIERNO CORPORATIVO 91

I. Sección Primera: Evaluación de 26 Principios 92

II. Sección Segunda: Información Adicional 115

EnerSur |76 | Memoria Anual 2006

1. IN

FORM

ACIÓ

N G

ENER

AL


El presente documento contiene información veraz y suficiente respecto al desarrollo del negocio de EnerSur S.A. durante el año 2006. Sin perjuicio de la responsabilidad que compete al emisor, los firmantes se hacen responsables por su contenido conforme a los dispositivos legales aplicables.

1.1.

DEC

LARA

CIÓN

DE

RESP

ONSA

BILI

DAD

Patrick EeckelersGerente General

André CanguçúGerente de Finanzas, Administración y Contraloría

EnerSur |98 | Memoria Anual 2006 EnerSur |98 | Memoria Anual 2006

Señores accionistas:

El año 2006 ha sido un año muy grato para EnerSur, pues se cumplieron importantes metas para el desarrollo de nuestras operaciones. Destacamos el primer año de la central Hidroeléctrica de Yuncán, lo que ha permitido a EnerSur diversificar las fuentes de generación, ampliar la cartera de clientes y consolidar nuestra capacidad de ofrecer un servicio de calidad.

La central consiguió operar 8,329 horas durante el 2006, y generar 838.97 GWh. Esto sumado a los veinte días de operación de la Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno), ha significado un aumento de 45.08% en la energía generada por EnerSur durante este periodo.

Otro hito importante que debo resaltar es el ingreso en operación comercial e inauguración de nuestra nueva C.T. ChilcaUno, el 11 de diciembre. A partir de esa fecha el sistema nacional se vio reforzado con la entrada de la primera unidad de generación de esta nueva planta, que consta de una turbina que funciona con gas natural y un generador. La nueva unidad tiene una potencia de 174 MW.

Hay que mencionar que ChilcaUno es la primera central, desde la llegada del gas de Camisea, construida especialmente para utilizar gas natural.

El 20 de junio de 2006, EnerSur dio el “Full Notice to Proceed” a Siemens PG para la implantación de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno. Esta unidad, con iguales características que la primera, deberá entrar en operación a mitad de 2007, permitiendo una capacidad instalada total de 348 MW. El financiamiento de esta segunda unidad ha sido realizado mediante una operación de arrendamiento financiero con un banco local de primer nivel.

Motivo de orgullo por la calidad del trabajo realizado por nuestro equipo en la central de Ilo1, ha sido el overhaul de nuestro caldero N° 4, al que se le cambiaron completamente los calentadores, con una inversión de USD 400 mil. Esto permitió aumentar la confiabilidad del caldero y reducir las fallas que pudieran producirse por rotura de tubos. Asimismo, entró en servicio una nueva planta de agua (DSP N° 3) para atender los requerimientos de nuestro cliente Southern Copper Corporation (SCC) (antes Southern Perú Copper Corporation) (SPCC) y los propios de la central. La DSP N° 3 remplazará a la DSP N° 1, que venía funcionando desde el año 1965. Esta nueva planta de agua logrará una reducción en los costos de tratamiento del agua necesaria para las operaciones y ofrecerá, en este caso a SCC, un mejor servicio, ya que es moderna, automática y más eficiente. El monto de esta inversión fue de USD 2.9 millones.

Las inversiones realizadas demuestran nuestro compromiso por ofrecer un servicio de calidad y confianza a nuestros clientes, acompañando su crecimiento y modernización de acuerdo a los planes de cada uno. Esta política de interrelación nos permite continuar apostando por el desarrollo del sector energético y del país.

1.2.

CAR

TA D

EL P

RESI

DENT

E DE

L DIR

ECTO

RIO


Un tema que merece atención ha sido el problema de los retiros físicos sin contrato de potencia y energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) por parte de algunas de las empresas distribuidoras de electricidad. Este problema de “descalce”, que se inició con anterioridad a este período, continuó durante el 2006. Esta situación fue aún más grave que la del 2004 y del 2005 , ya que los retiros sin contrato efectuados por algunas de las empresas distribuidoras fueron de mayor magnitud y pusieron en riesgo el equilibrio económico del sistema, lo cual pudo afectar la calidad del servicio a nivel nacional.

Con la finalidad de resolver en el corto plazo este problema y en virtud de reuniones sostenidas con las más altas autoridades del país, las empresas generadoras de electricidad de propiedad privada nos comprometimos a asumir los retiros efectuados por empresas distribuidoras del sector privado que se encontraban sin respaldo contractual de energía y potencia del SEIN, facturando a estas empresas, por concepto de los retiros efectuados en el 2006, la tarifa de barra fijada por el OSINERG.

Este compromiso fue recogido por el Decreto de Urgencia 035-2006, a través del cual el Estado además dispone una solución similar para las empresas de su propiedad.

Asimismo, una norma para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, publicada a mediados del año por iniciativa de la comisión especial de Proinversión con la cooperación de los representantes de las empresas y del Estado, estableció que para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica se realicen licitaciones de energía como mecanismos que permitan recoger los costos reales de producir electricidad y aseguren la promoción a la inversión en el sector eléctrico en el mediano plazo.

Esto permitirá el ingreso de nuevas centrales generadoras, debido a que las distribuidoras tienen ahora la obligación de licitar la potencia y energía requeridas con tres años de antelación. De este modo, se define una demanda potencial que permita la decisión y en algunos casos inclusive la construcción de nuevas centrales, lo cual se reflejará en un incremento en la oferta de energía eléctrica y una mayor competencia en la actividad de generación en beneficio del consumidor. En este escenario, las recientes inversiones realizadas por EnerSur nos permiten estar preparados para enfrentar con seguridad los retos del mercado. Podrán encontrar mayor detalle sobre estos temas en el capítulo de gestión comercial de este informe anual.

Este año que pasó nos ha servido también para consolidarnos e integrarnos aún más a través de diversas actividades de cooperación y apoyo logístico a las poblaciones donde operamos. Es el caso de la zona de Yuncán y Chilca, ahora, y anteriormente en Ilo, donde ya somos parte de la vecindad. A través de nuestro equipo en cada lugar nos esforzamos para contribuir a identificar oportunidades de mejora de las condiciones sociales, siempre de la mano de los habitantes de cada zona de influencia, de tal manera que estos nos reconozcan involucrados con el desarrollo de sus comunidades y nos vean como un vecino más identificado con sus aspiraciones.

Cabe resaltar que todo lo antes mencionado se ve reflejado en el valor creado por EnerSur para sus accionistas, pues las acciones en el último año se han incrementado en 32.5% en la Bolsa de Valores de Lima (BVL).

Finalmente, quiero expresar a ustedes, señores accionistas, mi agradecimiento por la confianza recibida y a la vez reiterar que nada de esto sería posible sin la guía de la plana ejecutiva y el trabajo profesional y dedicado de cada una de las personas a cargo de nuestras operaciones en Moquegua, Ilo, Pasco, Chilca y Lima.

Jan Flachet Presidente del Directorio


EnerSur S.A. (en adelante “EnerSur”) tiene por objeto dedicarse a las actividades de generación y transmisión de energía eléctrica a través de sistemas principales y/o secundarios de transmisión, de acuerdo con la legislación aplicable.

EnerSur opera cuatro centrales de generación eléctrica: Ilo1, Ilo21, Yuncán y la primera unidad de ChilcaUno. Actualmente se encuentra en construcción la segunda unidad de la central ChilcaUno.

a. Denominación

ENERSUR S.A. 1

b. Dirección, número de teléfono, fax, página web

Av. República de Panamá 3490, San Isidro, Lima.Teléfono: (511) 616 7979Fax: (511) 616 7878Página Web: www.enersur.com.pe

c. Constitución y objeto social

EnerSur S.A. fue constituida mediante Escritura Pública de fecha 20 de septiembre de 1996, otorgada ante Notario Público de Lima doctor Jorge Orihuela Iberico, y bajo la denominación social de Powerfin Perú S.A. La sociedad se encuentra inscrita en la Partida Nº 11027095 del Registro de Personas Jurídicas de la Oficina Registral de Lima y Callao.

Por Escritura Pública de fecha 27 de febrero de 1997, otorgada ante el Notario Público de Lima, doctor Manuel Noya de la Piedra, se modificó totalmente el estatuto de la sociedad, cambiando su denominación social a EnerSur S.A.

El estatuto social de EnerSur ha sido materia de modificación en ocasiones posteriores, para adecuarlo a la Nueva Ley General de Sociedades (Ley 26877) y como consecuencia de sucesivos aumentos de capital.

El objeto social de EnerSur es dedicarse a las actividades de generación y transmisión de energía eléctrica a través de sistemas principales y/o secundarios de transmisión, de acuerdo con lo establecido en la legislación que resulte aplicable. Para desarrollar su objeto social, EnerSur puede participar en consorcios, joint ventures y cualquier otra forma de asociación empresarial permitida por la legislación peruana y realizar todos los actos y celebrar todos los contratos que las leyes peruanas permitan a las sociedades anónimas.

El CIIU al que pertenece es el 4010.

El plazo de duración de la sociedad es indefinido.

d. Grupo económico

EnerSur forma parte del Grupo SUEZ, un conglomerado de empresas cuya matriz es SUEZ S.A., sociedad constituida y existente bajo las leyes de Francia cuyas acciones se encuentran listadas en las Bolsas de París (Euronext), Bruselas, Luxemburgo, Zurich y Nueva York. El Grupo SUEZ desarrolla sus actividades a través de cuatro divisiones de negocio, con presencia en un gran número de países a nivel mundial y más de 2,000 empresas afiliadas.

1.3.

DAT

OS G

ENER

ALES

DE

ENER

SUR

1 El estatuto social de la compañía contempla la posibilidad de que ésta pueda identificarse bajo la denominación Energía del Sur S.A.


Las operaciones del Grupo SUEZ en el Perú se relacionan con las divisiones de energía (anteriormente denominada Electricity & Gas International) y medio ambiente (SUEZ Environment). En el caso de energía, esta depende de la empresa SUEZ-Tractebel S.A. (100% propiedad de SUEZ), quien es a su vez es el principal accionista de EnerSur, con el 61.73% de sus acciones.

El 27 de febrero de 2006 el Grupo Suez (“Suez”) y Gaz de France anunciaron su intención de fusionarse, con la finalidad de crear uno de los mayores conglomerados del rubro de energía y medio ambiente en Europa y en el mundo. La fusión ha recibido autorización de los Directorios de Suez y Gaz de France el 25 y el 26 de febrero de 2006, respectivamente.

El 22 de noviembre de 2006, SUEZ fue notificado con la decisión de una corte de apelaciones de Paris que afectó el cronograma original de la fusión, postergándola para el año 2007. Sin embargo, los dos Directorios, tanto el de Suez como el de Gaz de France han reiterado que la fusión es la mejor solución estratégica y de negocios para los dos grupos.

A la fecha de elaboración de la presente memoria, se encuentran pendientes las aprobaciones de las juntas de accionistas de Suez y Gaz de France, así como la aprobación de los órganos respectivos de la Comunidad Europea.

e. Capital social

El capital social de la Empresa asciende a S/. 199’970,023. Dicho monto es producto de un aumento de capital aprobado por la Junta General de Accionistas del 11 de febrero del 2004, que acordó la emisión de 42’098,992 acciones comunes con un valor nominal unitario de S/. 1.00. Esto permitió un incremento del 26.67% del capital social.

Para ello, las AFPs Integra, Profuturo, Horizonte y Unión Vida aportaron USD 48 millones. Se emitió una acción común con derecho a voto por cada USD 1.14017 del capital aportado.

El aporte de las AFPs, además de cubrir el valor nominal de las acciones emitidas, permitió una prima de capital –la diferencia entre el valor nominal y el monto pagado– de USD 35.9 millones 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 se encuentran inscritas en el Registro Público del Mercado de Valores, con lo que se abrió el accionariado al público en general.

Al 31 de diciembre de 2006, la clasificación de las acciones fue de Primera Categoría, el más alto nivel de solvencia y estabilidad. La actualización de la clasificación de las acciones es realizada trimestralmente por dos clasificadoras de riesgo: Equilibrium y Apoyo Internacional.

SUEZ ENERGY EUROPEFormerly

Electricity & Gas Europe

SUEZ ENERGY INTERNATIONALFormerly

Electricity & Gas International

SUEZ ENERGY SERVICESFormerly

Electricity & Energy Services

SUEZ ENERGY ENVIRONMENT

ENERGY ENVIRONMENT


g. Perfil del principal accionista

SUEZ-Tractebel S.A. forma parte de SUEZ Energy International, división comercial a cargo de las actividades energéticas de SUEZ fuera de Europa cuya misión es desarrollar y gestionar proyectos complejos de electricidad y gas y ofrecer soluciones energéticas a la medida a clientes industriales y comerciales a nivel internacional.

El campo de actividad de esta división incluye generación de electricidad, transporte de gas por gasoductos, gestión de sistemas de distribución de gas, producción, transporte por

2 Incluye IN – FONDO 1; IN-FONDO 2; e IN-FONDO 3. 3 Incluye RI – FONDO 1; RI-FONDO 2; y RI-FONDO 3. 4 Incluye HO – FONDO 1; HO-FONDO 2; y HO-FONDO 3.

f. Estructura y composición accionaria

Al 31 de diciembre de 2006, la participación de los accionistas en EnerSur fue la siguiente:

Accionistas

SUEZ-Tractebel S.A.

AFP Integra2

Prima AFP3

AFP Horizonte4

Otros accionistas

Total

No Acciones

123,443,250

18,248,223

17,856,182

13,294,342

27,128,026

199,970,023

%

61.73

9.13

8.93

6.65

13.56

100.00

Origen

Bélgica

Perú

Perú

Perú

Varios

Grupo Económico

SUEZ S.A.

ING Group

Credicorp

BBVA

Cuadro 1. Estructura accionaria 31/12/2006

Cuadro 2. Composición accionaria – Acciones con derecho a voto – 31/12/2006

Tenencia

Menor al 1%

Entre 1% y 5%

Entre 5% y 10%

Mayor al 10%

Total

No Acciones

384

3

3

1

391

%

6.43

9.14

22.70

61.73

100.00


barco, regasificación y almacenamiento de LNG (Liquid Natural Gas), venta de electricidad y gas a clientes industriales, comerciales e institucionales, así como la distribución a través de compañías locales y una amplia gama de servicios energéticos a clientes industriales, comerciales e institucionales.

h. Licencias y autorizaciones

Para el desarrollo de sus actividades económicas y objeto social, EnerSur cuenta con diversos permisos, autorizaciones, concesiones y licencias los cuales son los siguientes:

Concesión de Generación de Electricidad Central Hidroeléctrica de Yuncán (C.H. Yuncán)– Con fecha 9 de agosto de 2005, Egecen y EnerSur suscribieron el contrato de cesión de posición contractual, en virtud del cual Egecen cede a favor de EnerSur su posición contractual en el Contrato de Concesión N° 131-98. Dicha cesión de posición contractual fue aprobada por el Estado Peruano mediante Resolución Suprema N° 059-2005-EM de fecha 7 de octubre de 2005.

Concesiones de transmisión y servidumbres – Mediante Resolución Suprema No. 132-98-EM del 30 de diciembre de 1998 se otorgó a EnerSur la concesión definitiva por plazo indefinido para desarrollar actividades de transmisión de energía eléctrica sobre las siguientes líneas de transmisión: (i) Central Ilo2 – Subestación Moquegua (Montalvo), (ii) Subestación Moquegua (Montalvo) – Subestación Botiflaca, y (iii) Subestación Moquegua (Montalvo) – Subestación Toquepala. El contrato de concesión respectivo fue elevado a escritura pública con fecha 22 de enero de 1999 y la concesión otorgada a EnerSur se encuentra inscrita en la Ficha Nº 9666 del Registro de la Propiedad Inmueble de Moquegua.

Adicionalmente, con fecha 27 de marzo de 2006, Egecen y EnerSur suscribieron el contrato de cesión de posición contractual, en virtud del cual Egecen cede a favor de EnerSur su posición contractual en el Contrato de Concesión N° 203-2002, sobre otorgamiento de concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en la línea de transmisión en 220 kV Central Hidroeléctrica Yuncán (SE Santa Isabel) – SE Carhuamayo Nueva. Dicha cesión de posición

Autorización de Generación

Resolución Ministerial No 115-97-EM/DGE

Resolución Ministerial No 394-97-EM/VE

Resolución Ministerial No 265-98-EM/VME (modificada

posteriormente, según se detalla a continuación)

Resolución Ministerial No 395-2000-EM/VME (modifica la

Resolución Ministerial No 265-98-EM)

Resolución Ministerial No 396-2000-EM/VME (modifica la

Resolución Ministerial No265-98-EM). Esta Resolución ha sido

modificada sucesivamente por la Resolución Ministerial No

318-2001-EM/VME, por la Resolución Ministerial No 340-2005-

MEM/DM, por la Resolución Ministerial No 427-2006-MEM/DM

y por la Resolución Ministerial No 608-2006-MEM/DM.

Fecha

21/04/1997

12/09/1997

03/06/1998

13/10/2000

13/10/2000

17/07/2001

24/08/2005

04/09/2006

19/12/2006

Unidad de Generación

C.T. Ilo1

C.T. Ilo1

C.T. Ilo21

C.T. Ilo21

C.T. ChilcaUno (Primera y

segunda unidad)

Cuadro 3. Autorizaciones de generación de electricidad


contractual fue aprobada por el Estado Peruano mediante Resolución Suprema N° 028-2006-EM publicada en el Diario Oficial El Peruano con fecha 27 de mayo de 2006 –la misma que se encuentra en trámite de inscripción–, por lo que en la actualidad EnerSur cuenta con la concesión definitiva de transmisión por plazo indefinido para desarrollar actividades de transmisión de energía eléctrica sobre la línea de transmisión en 220 kV C.H. Yuncán (SE Santa Isabel) – SE Carhuamayo Nueva, la misma que conecta a la C.H. Yuncán al Sistema Interconectado Nacional.

Con relación a la Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno), mediante Resolución Suprema N° 068-2006-EM de fecha 11 de noviembre de 2006, publicada en el Diario Oficial El Peruano con fecha 12 de noviembre de 2006, se ha otorgado a EnerSur la concesión definitiva por plazo indefinido para desarrollar actividades de transmisión de energía eléctrica sobre las líneas de transmisión de 220 kV SE ChilcaUno a Estructuras T-2, T-3 y T-4. Con fecha 16 de noviembre de 2006, EnerSur ha suscrito con el Estado Peruano el Contrato de Concesión N° 288-2006, el mismo que a la fecha de elaboración de la presente memoria se encuentra en trámite de inscripción.

i. Reseña histórica y aspectos generales

EnerSur se constituyó en setiembre de 1996 bajo la denominación social de Powerfin Perú S.A. –denominación que cambia en febrero de 1997 a Energía del Sur S.A.–, con el objeto de adquirir los activos para generación de electricidad de propiedad de SPCC (en ese entonces Southern Perú Limited) y suscribir el Power Purchase Agreement (PPA) con SPCC. Mediante este acuerdo, EnerSur se convirtió en suministrador exclusivo de electricidad de SPCC. La transferencia de los activos de generación y el inicio del suministro bajo el PPA, así como los demás contratos que regulan las relaciones entre ambas empresas entraron en vigencia en abril de 1997.

Desde el inicio de sus operaciones, EnerSur ha sido una subsidiaria de SUEZ-Tractebel S.A., la que era propietaria de todas las acciones con derecho a voto de la empresa. SUEZ-Tractebel tuvo el control total de la gestión de EnerSur hasta febrero del 2004, cuando las carteras administradas por las cuatro Administradoras Privadas de Fondos de Pensiones existentes en ese entonces, en cumplimiento de los compromisos previamente acordados, suscribieron y pagaron un aumento de capital aprobado por los accionistas de EnerSur y pasaron a ser titulares, de manera conjunta, del 21.05% de su capital social. Este proceso continuó durante el año 2005, y el 24 de noviembre de 2005, SUEZ-Tractebel S.A. efectuó una exitosa oferta pública de venta del 17.2% de sus acciones.

EnerSur forma parte de la división SUEZ Energy International, una de las cuatro divisiones de negocios de SUEZ, grupo mundial líder en energía y medio ambiente. Es la segunda empresa privada de generación eléctrica en el país y su oferta incluye, además del suministro de electricidad, servicios industriales y energéticos. De este modo, cubre las necesidades particulares y requerimientos de sus clientes, entre los que se encuentran las industrias y empresas más importantes del país.

EnerSur busca relaciones a largo plazo con sus clientes, ofreciéndoles siempre las mejores condiciones del mercado. Su objetivo principal es, además de lograr un óptimo manejo de los recursos energéticos, elevar permanentemente la calidad de los servicios que brinda y contribuir a mantener el precio de la electricidad competitivo y predecible. Todo ello con una política de respeto al medio ambiente y contribuyendo a la mejora de la calidad de vida de la población.

Las inversiones realizadas por EnerSur en activos de generación y transmisión de electricidad suman a la fecha alrededor de USD 500 millones. Durante el año 2006 ha sido una de las principales empresas productoras de energía en el Perú.


j. Fechas importantes en la historia de EnerSur

Setiembre 1996: Se constituye EnerSur (inicialmente Powerfin Perú S.A.).

Abril 1997: EnerSur adquiere la Central Termoeléctrica Ilo1 a SPCC por aproximadamente USD 17 millones. Se firma a su vez un PPA por veinte años.

Julio 1997: Entra en funcionamiento la TG1 adquirida a SPCC por aproximadamente USD 23 millones.

Setiembre 1998: Entra en funcionamiento la TG2 adquirida por aproximadamente USD 18 millones.

Agosto 2000: Se concluye la construcción de Ilo21 luego de dos años, con un costo total aproximado de USD 225 millones.

Junio 2001: Se produce un terremoto que deja inactiva a Ilo21 por diez meses.

Junio – julio 2003: Se adjudica la subasta de la concesión de Egasa-Egesur, pero debido a problemas sociales no se llega a completar.

Enero 2004: Se obtienen las certificaciones ISO 9001:2000 (Gestión de la calidad), ISO 14001:2001 (Gestión del medio ambiente) y OHSAS 18000 (Gestión de seguridad y salud ocupacional).

Febrero 2004: Se adjudica en usufructo la concesión de la Central Hidroeléctrica Yuncán por USD 57.6 millones. Las AFPs compran acciones de EnerSur, alcanzando el 21.05% del total del accionariado e incrementando de esta forma el capital de EnerSur en USD 48 millones.

Abril 2005: EnerSur distribuye utilidades disponibles ascendientes a USD 33.6 millones, y realiza un dividendo extraordinario de las utilidades de libre disposición, equivalentes a USD 41 millones.

Setiembre 2005: EnerSur recibe en usufructo por parte de Egecen la C.H. Yuncán por un período de treinta años y emite el “Notice to Proceed” que ordenó el inicio formal de las obras de construcción de la primera unidad de la C.T. ChilcaUno, la que operará utilizando el gas de Camisea.

Octubre de 2005: Se obtiene la aprobación para listar las acciones de EnerSur en la Bolsa de Valores de Lima (BVL) e inscribirlas en el Registro Público de Mercado de Valores de CONASEV.

Noviembre de 2005: SUEZ-Tractebel S.A. efectúa una oferta pública de venta de acciones y logra una exitosa colocación del 17.21% de las acciones comunes de su propiedad en el capital social de EnerSur en el mercado local.

Junio de 2006: El directorio de Enersur aprueba la construcción de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno y autoriza el “Full Notice to Proceed”.

Diciembre de 2006: Entra en operación comercial la primera unidad de la C.T. ChilcaUno, la primera nueva central de generación que opera con gas natural de Camisea.

k. Relación con el Estado

Como empresa del sector eléctrico, EnerSur se encuentra bajo la supervisión de OSINERG –Organismo Supervisor de la Inversión en Energía– respecto al cumplimiento de las leyes vinculadas a sus actividades en dicho sector. OSINERG tiene a su cargo sancionar y resolver en última instancia administrativa los temas vinculados al incumplimiento de las disposiciones legales antes referidas y controla el cumplimiento de las obligaciones ambientales de EnerSur.EnerSur está obligada a contribuir al sostenimiento de las entidades del sector –Dirección General de Electricidad (DGE) y OSINERG– mediante un aporte que, conforme con la Ley de Concesiones


Eléctricas (LCE) y su Reglamento (RLCE), no podrá exceder el 1% de sus ventas anuales.

EnerSur proporciona periódicamente a la DGE y a OSINERG información estadística sobre producción y precios, así como información económica y financiera.

Como empresa receptora de inversión extranjera directa, EnerSur celebró con el Estado Peruano un convenio de estabilidad jurídica mediante el cual se estabilizaron por diez años –de mayo de 1997 a mayo de 2007– los regímenes del Impuesto a la Renta y de contratación de trabajadores. Sobre la base de la protección otorgada por dicho convenio, los cambios en el régimen del Impuesto a la Renta estabilizado a EnerSur, no le serían de aplicación durante la vigencia del mismo.

De otro lado, mediante Resolución de Intendencia Nº 12-4-043363, del primero 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 1998.

l. Directores

Los directores titulares y alternos de EnerSur son los siguientes:

5 Ricardo Briceño es director independiente, los demás directores son funcionarios de la Compañía o de empresas del Grupo SUEZ.

Cuadro 4. Composicion del Directorio

Director Titular

Jan Flachet

Patrick Eeckelers

Manlio Alessi Remedi

Patrick Obyn

Eric Louisa Frans Kenis

André de Aquino Fontenelle Canguçú

José Ricardo Briceño Villena5

Director Alterno

Dante Alejandro Dell´Ellce

Alexandre Jean Keisser

Axel Leveque

Philippe Delmotte

Henri Josef Alfons Meyers

Luis Marcelo De Bernardis Llosa

Vacante


Jan Flachet es el Director Regional en América del Sur para SUEZ Energy International (SEI) desde el año 2003. Forma parte de SEI desde el año 1996 y ha ocupado distintos cargos, entre ellos Administrador General de Gas (Argentina), Vicepresidente Senior a cargo de la distribución, transporte y operaciones de comercio para SEI en todo el mundo, Jefe de Desarrollo de Negocios para América del Sur y Director Regional para el Medio Oriente, Europa del Este y África. El señor Flachet es Ingeniero electro mecánico graduado de la Katholieke Universiteit Leuven (Universidad Católica de Lovaina), en Bélgica y ha obtenido un diploma en Administración en el Institut d’Administration et Gestion de la UCL (Instituto de Administración y Gestión de la UCL). También ha realizado estudios técnicos en gas en el Nederlandse Gasunie de Apeldoorn y ha seguido estudios de Administración en la facultad de Insead en Fontainebleau.

Patrick Eeckelers se desempeña desde abril de 2006 como Gerente General de EnerSur S.A. y Country Manager de Suez Energy Internacional en Perú. Tiene más de quince años de experiencia dentro del Grupo SUEZ. Antes de llegar al Perú, se desempeñó en Turquía como Gerente Financiero de Baymina Enerji (desde julio del 2004 hasta abril del 2006). Previo a este trabajo, laboró como Gerente General Adjunto de PTT- NGD (empresa de energía) en Tailandia y como Coordinador de Transporte y Distribución de Gas para la región del Medio Oriente – Asia para las empresas del Grupo SUEZ. También trabajó en Electrabel – SUEZ en diferentes posiciones dentro de las empresas de gas y electricidad. El señor Eeckelers es ingeniero en la especialidad de electrotécnica y mecánica por la Universidad Católica de Lovaina (Bélgica).

Manlio Alessi ha desempeñado diferentes funciones en el área financiera en Europa, tanto en bancos (EBC, BBL, ING), como en grupos industriales (grupo estatal italiano EFIM, ETERNIT) y en la Comisión Europea. En 1997 fue designado Gerente de Administración y Finanzas de Tractebel Perú. Desde agosto del 2001 es Gerente General de Tractebel Andino, Delegado General de SUEZ para Chile y Perú, y Chief Business Developer (Jefe de Desarrollo de Negocios) para países andinos (2003). El señor Alessi es Licenciado en Ciencias Económicas Aplicadas por la Universidad Católica de Lovaina (Bélgica).

André de Aquino Fontenelle Canguçú, desempeña el cargo de Apoderado de Finanzas, Administración y Contraloría desde julio del 2004, es Gerente de Finanzas, Administración y Contraloría de Suez Energy Perú S.A. desde julio del 2004 y tiene amplia experiencia como Gerente de Finanzas y Administración en varias empresas multinacionales. Es licenciado en Administración de Empresas en la EAESP-FGV (Escola de Administração de Empresas de São Paulo da Fundação Getúlio Vargas) y también posee una Maestría en Administración de Empresas en la EAESP-FGV (Escola de Administração de Empresas de São Paulo da Fundação Getúlio Vargas). El señor Canguçú ha ocupado puestos de gerencia en el grupo Riverwood/Suzano (Brasil) y en Enron (Brasil y EEUU). Anteriormente se desempeñó en SUEZ (EEUU y Chile) como Vicepresidente de Finanzas Corporativas y de Proyectos.

l. DI

RECT

ORES


Eric Kenis ha sido Gerente General de Operaciones de SUEZ Energy International desde al año 2002. En 1978 se unió a Electrabel Belgium como ingeniero de arranque en la estación de energía Rodenhize y subsecuentemente se desempeñó en diferentes funciones, como Gerente de Operaciones, Ingeniero Reactor y Gerente de Calidad Asegurada en la estación de energía nuclear Doel. En 1993 fue designado Vicepresidente de Operaciones Eléctricas en EGI (actualmente SUEZ Energy International), donde asumió diferentes posiciones de manera sucesiva, tales como Director Gerente asistente en Nigen (Irlanda del Norte), Presidente de CRSS (EUA), Director gerente de Rosen (Italia) y JTPC (India). El señor Kenis tiene una Maestría en Ingeniería Electrotécnica nuclear y de seguridad por la Universidad de Lovaina y realizó estudios de administración en CEPED en INSEAD Fontainebleau.

Patrick Obyn se desempeña como General Counsel de SUEZ Energy International para América del Sur desde el año 2002. Se unió al grupo SUEZ-Tractebel en 1995 como Asesor Senior para su división Electricity and Gas International. También ha sido abogado para Union Carbide (industria química) y para el grupo Alcatel (telecomunicaciones). El señor Obyn es graduado de la facultad de Derecho de la Universidad de Antwerpen en Bélgica.

Ricardo Briceño es director de EnerSur desde el 2004, en representación de los Fondos de Pensiones (AFPs) que participan en el capital de EnerSur. Ha sido Presidente de la Sociedad Nacional de Minería y Petróleo (SNMPE) y actualmente se desempeña como Director Ejecutivo de Textil del Valle S.A., Director-Gerente de INFRISAR S.A.C. y Vicepresidente de la Sociedad de Comercio Exterior del Perú (Comexperú). El señor Briceño es ingeniero industrial y cuenta con una maestría en Economía y Finanzas de la Universidad Católica de Lovaina.

m. Principales ejecutivos6


A continuación la relación de los principales ejecutivos al 31 de diciembre de 2006:

Patrick Eeckelers se desempeña desde abril de 2006 como Gerente General de EnerSur S.A. y tiene más de quince años de experiencia dentro del Grupo SUEZ.

André de Aquino Fontenelle Canguçú, Apoderado de Finanzas, Administración y Contraloría desde julio del 2004, a cargo de la Gerencia de Finanzas, Administración y Contraloría, tiene amplia experiencia como Gerente Financiero y Administrativo en varias empresas multinacionales.

Juan Carlos Camogliano, Apoderado de Planificación, Proyectos y Desarrollo, se encuentra a cargo de la Gerencia de Planificación, Proyectos y Desarrollo desde julio de 2006. El señor Camogliano, de nacionalidad peruana, había desempeñado anteriormente dicho cargo y se reincorporó en tales funciones en julio de 2006. El señor Camogliano tiene amplia experiencia en finanzas, comercialización y desarrollo de negocios en empresas del sector electricidad. Es Ingeniero Mecánico Eléctrico egresado de la Escuela Naval del Perú y cuenta con una Maestría en Administración de Negocios por ESAN. Ha ocupado puestos de gerencia en el Grupo Endesa, Morgan Stanley (Londres) y en Perú, en Edegel, del grupo Endesa. Anteriormente fue Gerente de Finanzas y Comercialización de SUEZ Energy Perú S.A.

6La plana gerencial que acompaña al gerente general, de conformidad con los contratos celebrados con SUEZ Energy Perú, han sido designados por esta última.

M. P

RINC

IPAL

ES E

JECU

TIVO

S


Julio Villafuerte7 a cargo de la Gerencia Comercial desde marzo de 1998. El señor Villafuerte es de nacionalidad peruana, es Ingeniero Electricista y posee, adicionalmente, el grado de Master en Ingeniería de Control del ITESM de México. El señor Villafuerte cuenta con amplia experiencia en las áreas de Operaciones, Producción y Comercial. Se ha desempeñado como Jefe de la División COES (Comité de Operación Económica del Sistema) y como Gerente de Producción y Gerente Comercial de una empresa de generación hidroeléctrica.

Axel Leveque, Apoderado de Operaciones y Servicios Industriales, se encuentra a cargo de la Gerencia de Operaciones y Servicios Industriales desde junio del 2004. El señor Leveque es de nacionalidad belga. Es Ingeniero Mecánico egresado de la Universidad Católica de Lovaina. Cuenta con una amplia trayectoria en producción, ingeniería, mantenimiento, relaciones industriales, proyectos y recursos humanos en SUEZ Energy Perú S.A.

Camilo Medina, Apoderado de Servicios Industriales, se encuentra a cargo de la Gerencia de Servicios Industriales desde mayo del 2004. El señor Medina es de nacionalidad peruana y es Ingeniero Electricista. Trabajó en SPCC durante varios años hasta que EnerSur adquirió la planta ILO1. Ha ocupado diversos puestos, como Jefe de Proyectos, Jefe de Electricidad Mina, Concentradora y Jefe de Electricidad y Control de Generación de la planta ILO1. En EnerSur ocupó el cargo de Gerente de Transmisión, siendo responsable del Sistema de Potencia y Control y Comunicaciones de EnerSur.

Víctor Tejada, Apoderado de Operaciones, se encuentra a cargo de la Gerencia de Operaciones desde diciembre del 2003. El señor Tejada es de nacionalidad peruana. Es Ingeniero Mecánico egresado de la Universidad Nacional de Ingeniería. Trabajó en SPCC durante varios años hasta el momento en que EnerSur adquirió la planta ILO1. Ha ocupado diversos puestos, como Jefe de Turno, Asistente del Gerente de Planta, Subgerente de producción y mantenimiento de las plantas Ilo1 e Ilo21.

7A la fecha de elaboración de la presente Memoria el Sr. Villafuerte ya no se encuentra a cargo de la Gerencia Comercial, por haber asumido nuevas funciones en Suez Energy Perú S.A.. Actualmente quien se encuentra a cargo de dicha Gerencia es el Sr. Rafael Flores.


Carlos León León, desempeña el cargo de Gerente Legal desde octubre de 2006, habiéndose desempeñado como Asesor Legal de la empresa desde agosto del 2004. El doctor León es abogado egresado de la Universidad de Lima, de nacionalidad peruana. Ha sido abogado de IBM del Perú con una importante trayectoria en el sector de la tecnología de la información. Cuenta con estudios de especialización en derecho de la electricidad y la energía y ha participado en un programa de especialización de ejecutivos en ESAN. Actualmente cursa una maestría en regulación en la Universidad Peruana de Ciencias Aplicadas (UPC).

María Elena Córdova, Apoderado de Recursos Humanos, se encuentra a cargo de la Gerencia de Recursos Humanos desde abril del 2004. La señora Córdova es de nacionalidad peruana. Es licenciada en Psicología, con especialización en Recursos Humanos (RRHH) en ESAN (Escuela de Administración de Negocios para Graduados) y diplomada en Gestión de RRHH de la Universidad del Pacífico. Actualmente es miembro del directorio de la APERHU, Asociación Peruana de RRHH. Cuenta con diez años de experiencia en recursos humanos en empresas multinacionales.

Carlos Lozada Mendívil, Apoderado de Comunicación y Relaciones Institucionales, se encuentra a cargo de la Gerencia de Comunicación y Relaciones Institucionales desde 2003. El señor Lozada se incorporó al grupo SUEZ ocupando el cargo de Gerente de Negocios para Gas Natural de Lima y Callao S.A. en mayo del 2002. Estudió Arquitectura y Urbanismo en la Universidad Ricardo Palma. Tiene más de veinte años de experiencia en relaciones públicas, publicidad y comunicación corporativa. Anteriormente ha sido Gerente de Comunicación y Marketing Corporativo de Edelnor, Gerente de Administración y Relaciones Públicas de Fleming Latin Pacific, Director de Comunicación de COPRI y Director Creativo y Productor General de MPC & Asociados. Actualmente es además director de ADEPSEP y CONFIEP.

No existe vinculación por afinidad o por consanguinidad entre los directores y los funcionarios ejecutivos de EnerSur.

Adicionalmente, en mayo de 2006 el Directorio aprobó la creación de dos órganos especiales de apoyo: (i) Comité de Auditoría; y (ii) Comité de Revisión de Transacciones entre Compañías Afiliadas. Cada uno de ellos está integrado por tres miembros del Directorio y sus funciones e integrantes se detallan a continuación:


Gerencia GeneralPatrick Eeckelers

Gerencia de Servicios

Industriales

Camilo Medina

Gerencia de

Operaciones

Víctor Tejada

Gerencia Legal

Carlos León León

Gerencia Comercial

Julio Villafuerte

Gerencia de Comunicación y Relaciones

Institucionales

Carlos Lozada Mendívil

Gerencia de Recursos Humanos

María Elena Córdova

Gerencia de Planificación, Proyectos y Desarrollo

Juan Carlos Camogliano

Gerencia de Finanzas

Administración y Contraloría

André Canguçú

Gerencia de Operaciones y Servicios

Indutriales

Axel Leveque

Comité de Auditoría:

Asiste al Directorio en la supervisión y verificación de la transparencia e integridad de la información financiera, control interno y manejo y evaluación de riesgos.

Miembros:José Ricardo Briceño VillenaManlio Alessi RemediPatrick Obyn

Comité de Revisión de Transacciones entre Compañías Afiliadas: Tiene como finalidad revisar y evaluar las transacciones a efectuarse entre Enersur S.A. y cualquier empresa vinculada o afiliada a ella y/o a Suez S.A.

Miembros:José Ricardo Briceño VillenaAndré de Aquino Fontenelle CanguçúPatrick Eeckelers

El monto total de las remuneraciones de los miembros del directorio y de la plana gerencial representa aproximadamente 0.74 % de los ingresos brutos del ejercicio.



2. I

NFO

RMAC

IÓN

Y M

ANEJ

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L N

EGOC

IO


2.1.

SEC

TOR

ELÉC

TRIC

O El desarrollo de las actividades dentro del sector eléctrico peruano está regulado por la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley Nº 25844), reglamentada por el Decreto Supremo Nº 009-93-EM y sus modificatorias. Esta norma fue modificada por la Ley 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, que introdujo importantes cambios en la regulación del sector.

La Ley de Concesiones Eléctricas definió la estructura del sector Electricidad, determinando la separación de las actividades de generación, transmisión y distribución. El objetivo de esta separación fue promover la competencia y alcanzar la máxima eficiencia en el servicio público de electricidad mediante un modelo de despacho económico a mínimo costo que garantice la seguridad del abastecimiento. Además, la ley fija las reglas para cada uno de los negocios del sector Electricidad y señala las responsabilidades de las empresas concesionarias.

Entre otros cambios, la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, estableció las licitaciones para el suministro de electricidad como un mecanismo preventivo para el abastecimiento oportuno de energía, en virtud del cual las empresas concesionarias de distribución podrán convocar a licitaciones para asegurar la contratación de su demanda futura. A dichas licitaciones pueden incorporarse clientes libres que así lo soliciten. Adicionalmente, se ha introducido un cambio en la estructura del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) que permite la incorporación de las empresas distribuidoras y los usuarios libres en el COES y la participación de estos en el mercado de corto plazo.

El órgano normativo del sector Electricidad e Hidrocarburos es el Ministerio de Energía y Minas, encargado de garantizar el cumplimiento de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), su Reglamento (RLCE) y sus normas modificatorias. Además de la LCE y el RLCE existen otras leyes, reglamentos y normas, tales como la Ley Anti Monopolio y Oligopolio, complementaria para el funcionamiento eficiente del sector, la Ley de Creación del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), el Reglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios, la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos y la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. Todas estas leyes, reglamentos y normas conforman el marco regulatorio para el desarrollo de la actividad eléctrica en el Perú.

El OSINERG se creó mediante Ley N° 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 de electricidad e hidrocarburos, así como el cumplimiento de las normas legales y técnicas referidas a la conservación y protección del medio ambiente. La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaría es el órgano ejecutivo del OSINERG responsable de proponer al Consejo Directivo del OSINERG las tarifas máximas de energía eléctrica, de acuerdo a los criterios establecidos en la LCE para el mercado regulado8 . El mercado libre9 , por el contrario, está sujeto a las reglas de libre competencia y negociación.

Conforme a lo establecido por la LCE, la operación en tiempo real de todas las instalaciones de generación que forman parte del sistema interconectado debe ser coordinada por el COES y los titulares de generación y transmisión son los responsables finales de la operación de sus respectivas unidades. El COES tiene como finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del

8El mercado regulado está conformado por los clientes regulados cuya demanda de potencia es menor o igual a 1000 kW, cuyas tarifas de electricidad son reguladas periódicamente.

9El mercado libre está conformado por los clientes libres cuya demanda de potencia es superior a 1000 kW. La transacción comercial y fijación de los precios de la electricidad son efectuadas entre las partes.


Sistema Eléctrico Interconectado Nacional al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión y administrar el mercado de corto plazo.

El COES es una entidad privada, sin fines de lucro. Hasta antes de la entrada en vigencia de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica el COES estaba conformado por los titulares de las centrales de generación que cumplían con ciertas condiciones establecidas en el RLCE y por los titulares del Sistema Principal de Transmisión. Las empresas distribuidoras no eran miembros del COES, sin embargo, contaban con la presencia de un veedor en su directorio, al igual que los clientes libres.

No obstante lo expuesto, la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica ha establecido una nueva estructura de composición del COES, conformada por los titulares de concesiones o autorizaciones de generación, titulares de concesiones de transmisión, titulares de concesiones de distribución y usuarios libres. A la fecha de elaboración del presente documento se encuentra pendiente la reglamentación necesaria para la implantación de estas modificaciones.

Actualmente, el órgano máximo de decisión del COES es un directorio conformado por nueve miembros, ocho elegidos por las empresas de generación y uno por las empresas de transmisión que integran el COES. Sin embargo, la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica prevé que el órgano máximo de decisión del mismo será un directorio que estará integrado por cinco miembros elegidos, uno por las empresas de generación, uno por las empresas de transmisión, uno por las empresas de distribución, uno por los usuarios libres y uno elegido por la Asamblea.

Actualmente el órgano supremo es la Asamblea del COES, conformada por cada una de las empresas de generación y transmisión integrantes del COES. Con la nueva estructura, la Asamblea estará integrada por todos los miembros del COES agrupados en cuatro subcomités (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres).

La oferta de generación en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), además de EnerSur, está concentrada principalmente en los siguientes grupos: el Estado, ENDESA, Duke Energy, PSEG y Aguaytía. La producción en el SEIN se caracteriza por ser predominantemente hidráulica (75.6% generación hidráulica y 24.4% generación térmica, durante el 2006).

La demanda de energía del SEIN estuvo constituida, en el 2006, por un 45.4% de clientes libres y un 54.6% de clientes regulados10. Los grandes clientes libres en su mayoría están conformados por clientes mineros e industriales.

Durante el 2006, pese al aumento de la utilización del gas de Camisea para la generación de energía eléctrica debido al ingreso de nuevas centrales, los costos de energía continuaron elevados como consecuencia de diversos factores, entre los cuales se puede mencionar:

• La disminución de disponibilidad de agua en las cuencas y reservorios, debido al inferior volumen de precipitaciones durante los primeros meses del año respecto a las precipitaciones esperadas. Esta escasez de precipitaciones provocó que las centrales hidroeléctricas redujeran su nivel de generación de energía.

• El mayor crecimiento de la demanda de energía frente al incremento de la oferta, lo que obligó al uso de unidades de generación de alto costo.

10 Valores históricos hasta noviembre 2006 y estimados para diciembre 2006, tomados de Tarifas y Mercado Eléctrico, OSINERG, Año 4 N° 11, noviembre 2006.


• El incremento del precio internacional del petróleo.

• En cuanto al problema de los retiros de electricidad sin respaldo contractual, que desde el año 2004 han venido efectuando diversas empresas distribuidoras, en el año 2006 este problema se agravó por la no renovación de los contratos de suministro de ElectroPerú con las empresas del Grupo Distriluz y Luz del Sur a la fecha de vencimiento de los mismos. Por otro lado, en mayo de 2006, Egesur resolvió un contrato de suministro con Electrosur, aduciendo que la central hidroeléctrica de Aricota se encontraba fuera de servicio debido a una inundación. Adicionalmente, el crecimiento no previsto de la demanda de otras empresas distribuidoras tales como Edelnor, Electro Surmedio, Electro Sureste y Electro Puno, agravaron aún más la situación de los retiros sin contrato.

A fines del año 2006 esta situación se encontraba sin solución, los retiros sin respaldo contractual del sistema que venían efectuando las empresas distribuidoras ascendían a 800 MW, equivalentes aproximadamente al 40% de la cantidad total demandada por el mercado regulado. Esta situación estaba poniendo en riesgo la cadena de pagos del sector, ya que los generadores no cobraban la energía producida y retirada por los distribuidores. Por esta razón, luego de diversas conversaciones promovidas por el Ministerio de Energía y Minas en las que participaron todos los agentes del sector, las empresas de generación de propiedad privada se comprometieron a asumir los retiros de electricidad que durante el año 2006 efectuaron las empresas privadas de distribución así como la empresa estatal Electrosur.

El 16 de diciembre de 2006 se promulgó el Decreto de Urgencia Nº 035-2006, en virtud del cual, como medida excepcional, se recoge el compromiso asumido voluntariamente por las empresas de generación privadas y se ordena al COES asignar a las empresas de generación del Estado todos los retiros sin respaldo contractual destinados al Servicio Público de Electricidad efectuados por las empresas distribuidoras estatales durante el año 2006.

En el mes de diciembre del año 2006, se efectuaron las primeras licitaciones al amparo de lo establecido en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. Estas fueron convocadas por las empresas Luz del Sur, Electro Surmedio, Electro Norte, Electro Noroeste, Electro Nortemedio y Electro Sur para el período 2007-2010, y permitieron cubrir la mayor parte de la demanda de estas empresas para el periodo señalado. EnerSur participó en estas licitaciones y obtuvo contratos por un aproximado de 103 MW para el suministro de electricidad a estas empresas distribuidoras, desde enero de 2007 hasta el año 2010.

Otro cambio relevante en la estructura del mercado eléctrico es la nueva regulación del mercado de corto plazo (o mercado spot), en el que, a diferencia de lo que sucede actualmente, donde solo participan empresas generadoras, podrán participar además los grandes clientes libres (aquellos que consumen más de 10 MW) y las empresas distribuidoras, para asegurar la demanda de sus clientes no regulados.


Según cifras oficiales del COES, en el 2006 la producción total de energía eléctrica en el SEIN fue de 24,762.80 GWh, cifra que supera en 7.66 % a la obtenida en el 2005. La máxima demanda del SEIN se dio el 19 de diciembre de 2006 a las 19:45 horas y alcanzó los 3,580.30 MW, lo que representa un incremento de 8.33 % con relación a la máxima demanda en el SEIN registrada durante el 2005.

a. Nuestros clientes

EnerSur cuenta con una cartera de clientes con operaciones en diferentes lugares del país. A la fecha, la cartera de clientes libres y regulados de EnerSur, en conjunto, suma una potencia contratada de 356.29 MW, de los cuales 281.70 MW corresponden a los clientes libres y 74.59 MW a los clientes regulados. Adicionalmente, como parte del compromiso asumido por las empresas de generación de propiedad privada, recogido en el Decreto de Urgencia 035-2006, EnerSur asumió voluntariamente retiros de electricidad sin respaldo contractual efectuados durante el año 2006 por empresas concesionarias de distribución por 123.61 MW. En los cuadros 5, 6 y 7 se muestran la máxima demanda y el consumo de energía para cada cliente durante el 2006.2.

2. G

ESTI

ÓN CO

MER

CIAL

11Refleja la mayor demanda entre horas punta y horas fuera de punta, no necesariamente refleja la máxima demanda contratada.12Se resolvió el contrato de suministro a partir del primero de marzo de 2006.13Se resolvió el contrato de suministro a partir del 20 de mayo de 2006. 14La demanda contratada con las empresas distribuidoras está referida a un contrato sindicado firmado en conjunto con las demás

empresas de generación del COES. La demanda contratada es repartida en función de los ingresos por potencia.

Southern Copper CorporationQuimpac S.A.Los Quenuales S.A.Textil Santa Anita12

Universidad de LimaManufactura de Metales y Aluminio RecordCorporación MiyasatoCompañia Minera Casapalca13

BHP Biliton – TintayaJunta de Propietarios de Edificio Wiese

Total

Vencimiento

18/04/201730/06/202031/12/201201/03/200630/04/200830/06/200830/09/200820/05/200631/10/200831/10/2008

Demanda Máxima MW11

192.1841.8319.19

0.431.681.262.626.594.981.26

278.02

Consumo GWh

1,466.63282.55138.21

0.475.622.76

10.0714.3335.51

4.30

1,960.45

Cuadro 5. Clientes Libres

Edelnor S.A.A.Electronoroeste S.A.Electrocentro S.A.Hidrandina S.A.Luz del Sur S.A.A.Electro Sur Medio S.A.

Total

Vencimiento

31/12/200731/12/200731/12/200731/12/200731/12/200731/12/2007


11.233.15

10.4910.36

14.79.05

58.35

Consumo GWh

62.2717.6943.4457.7584.8858.68

324.71

Cuadro 6. Clientes Regulados


Cabe mencionar que en el mes de diciembre de 2006 Enersur suscribió un contrato de suministro de energía eléctrica con el BBVA Banco Continental para su sede principal ubicada en San Isidro, el cual entró en vigencia el primero de enero de 2007.

b. Servicio de Atención al Cliente

El Servicio de Atención al Cliente que brinda EnerSur funciona las 24 horas del día y los 365 días del año. A través de este sistema se coordinan en tiempo real las operaciones con el COES y con los clientes y agentes del mercado eléctrico a fin de entregar un producto que cumple los estándares de calidad de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (D.S. Nº 020-97-EM) y otras normas aplicables.

Asimismo, el Centro de Control de Lima (CCL) fue puesto en servicio por EnerSur el 23 de agosto del 2005. Este sistema permite monitorear y coordinar las actividades de producción de EnerSur con otras empresas en el COES.

EnerSur brinda a sus clientes un servicio de información y asesoría permanente, pues pone a su disposición equipos de última generación para la medición y diagnóstico de la calidad de energía en el suministro eléctrico. Igualmente, contribuye al desarrollo de soluciones energéticas y nuevos proyectos en beneficio de un uso eficiente de la energía.

c. Producción de energía

15 La demanda contratada con las empresas distribuidoras está referida a un contrato sindicado firmado en conjunto con las demás empresas de generación del COES. La demanda contratada es repartida en función de los ingresos por potencia.

Electrosur S.A.Edelnor S.A.A.Luz del Sur S.A.AElectro Sur Medio S.A.

Total


8.241.60

112.561.21

123.61

Consumo GWh

26.772.08

155.293.06

187.20

Cuadro 7. Clientes Regulados – Retiros sin contrato asumidos voluntariamente en el 2006

Plantas

C.T. Ilo1C.T. Ilo21C.H. YuncánC.T. ChilcaUno – Unidad 1

Total

2006

439.90880.98838.97

89.49

2,249.34

%

19.5639.1737.30

3.98

100.00

Cuadro 8. Generación bruta de energía eléctrica por planta (GWh)

Plantas


Total

2006

439.90880.98838.97

89.49

2,249.34

Variación %

-6.216.03

234.94—

45.08

Cuadro 9. Comparación de producción de energía (GWh)

2005

469.02830.88250.48

—

1,550.38


La C.T. Ilo1 disminuyó su producción en el año 2006 con relación al año 2005, a pesar de haber tenido un funcionamiento intensivo durante la época de estiaje hasta el ingreso de las nuevas centrales a gas.

El incremento de la generación de energía eléctrica de la Central Hidroeléctrica Yuncán entre el año 2005 y el 2006 se debió a que el ingreso de esta central al sistema fue en el mes de setiembre de 2005.

En el caso de la C.T. ChilcaUno su ingreso al SEIN fue en el mes de diciembre de 2006, lo que explica su reducido aporte al total de la energía generada por EnerSur.

Plantas


Total

2006

439.90880.98838.97

89.49

2,249.34

2004

658.35993.56

——

1,651.91

Cuadro 10. Evolución de producción de energía (GWh)

2005

469.02830.88250.48

—

1,550.38

Cuadro 11. Detalle de la producción de energía por mes – 2006

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre

250

225

200

175

150

125

100

75

50

25

-

Produccion de energia Enersur – 2006

Ilo1 (GWh) Ilo2 (GWh) Yuncan (GWh) ChilcaUno (GWh)


d. Monto de las ventas netas de energía

El incremento de las ventas netas de energía durante el año 2006 con relación al año 2005, se debió a una mayor generación de las unidades de EnerSur, destacando la participación de la C.H. Yuncán.

e. Identificación de variables exógenas que pueden afectar el negocio

Factores externos, ajenos a la gestión, pueden afectar significativamente la producción de energía eléctrica. Estos pueden ser hechos climáticos, los precios internacionales de los combustibles o desbalances contractuales, tal como veremos a continuación.

En relación a los factores climáticos, la baja hidrología presentada en el período de avenida 2005-2006 no permitió almacenar agua en los reservorios de regulación anual, lo que limitó la oferta hidráulica durante el período de estiaje, ocasionando una mayor producción de energía termoeléctrica con altos costos marginales durante los meses de mayo a noviembre de 2006.

En cuanto a la disponibilidad de insumos, la alta demanda de carbón por los mercados asiáticos y el incremento de las reservas de petróleo de los Estados Unidos han mantenido los precios internacionales de los combustibles a un nivel elevado. Esto incide de manera directa en los precios de los combustibles utilizados en las centrales térmicas de EnerSur y en general de todas las empresas generadoras de electricidad del país.

De otro lado, la problemática de las empresas distribuidoras de electricidad para el servicio público que no renovaron ni suscribieron contrato de suministro de energía originaron un desbalance en las transferencias de energía y potencia en el COES. Este debió ser asumido por los generadores –privados y estatales– en un escenario hidrológico poco favorable y con un crecimiento de la demanda mayor al esperado, lo cual derivó en grandes pérdidas y alteró la cadena de pagos.

Cuadro 12. Detalle de las ventas a clientes por mes – 2006

Miles (USD)

Clientes Libres Clientes Regulados COES

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

-

Total

Cuadro 13. Ventas Netas de Energía y capacidad (USD Miles)

2006

201,919

2005

192,551

Variación %

4.87


Desde 1997 EnerSur opera instalaciones de generación y transmisión de energía eléctrica en la provincia de Ilo, ubicada en la región Moquegua. En setiembre del 2005 se incorporó la C.H. Yuncán, ubicada en el departamento de Pasco, y desde diciembre del 2006 se incorporó la C.T. ChilcaUno, ubicada en el departamento de Lima. EnerSur cuenta con tres centrales térmicas, una central hidráulica y una subestación eléctrica que le permiten atender, a través del Sistema Interconectado Nacional, a sus clientes en cualquier lugar del Perú.

Actualmente, se encuentra en proceso de construcción la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno. Se tiene previsto que la segunda unidad ingrese en operación comercial a mediados del 2007.

a. Central Termoeléctrica Ilo1 (C.T. Ilo1)

• Adquirida en 1997 a SPCC.

• Cuenta con cuatro calderos de fuego directo, que operan con petróleo residual y suministran vapor para mover cuatro turbinas; asimismo, posee dos unidades turbogas y un generador Catkato que operan con diesel 2.

• La potencia nominal de la central es de 261 MW.

• La C.T. Ilo1 cuenta con dos plantas desalinizadoras que proveen de agua industrial y potable a la operación de la central y a SPCC.

b. Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo21)

• La C.T. Ilo21 es la única central de generación eléctrica a carbón que existe en el Perú. Su construcción se inició en 1998, y entró en operación comercial el 24 de agosto del 2000.

• Actualmente opera con carbón y diesel pero podría modificarse para operar con gas natural.

• Cuenta con una turbina a vapor con una potencia nominal de 135 MW.

• Dispone de dos plantas desalinizadoras que proveen de agua industrial y potable a la operación de la central y una planta de tratamiento de aguas destinada a la forestación de las áreas circundantes a la central.

• Cuenta con un muelle propio de más de 1,250 m. donde pueden descargar naves de hasta 85 mil toneladas.

• Posee una cancha de almacenamiento de carbón con capacidad de hasta 200 mil toneladas.

c. Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H. Yuncán)

• El 6 de febrero del 2004 EnerSur se adjudicó, a través de un concurso público internacional, la concesión de la Central Hidroeléctrica de Yuncán bajo la modalidad de “Contrato de Usufructo” por un plazo de treinta años. El costo total de la concesión asciende a USD 205 millones que se dividen en (i) USD 57.6 millones por derecho de contrato (ii) USD 125 millones por derecho de usufructo y (iii) USD 22 millones en aportes sociales a la región. Estos dos últimos serán pagados a lo largo de un periodo de diecisiete años.

• La central cuenta con una potencia nominal de 130 MW y fue entregada en usufructo a EnerSur

2.3.

INST

ALAC

IONE

S DE

LA

EMPR

ESA


el 7 de septiembre del 2005. Se encuentra ubicada en la zona central del Perú, a 340 kilómetros al noreste de Lima, en el departamento de Pasco, y utiliza las aguas de los ríos Huachón y Paucartambo.

• Entre las principales estructuras que la conforman, están la bocatoma de Uchuhuerta ubicada en el río Huachón; la presa Huallamayo, ubicada en el río Paucartambo, que cuenta con una capacidad de almacenamiento nominal de 1’600,000 m3 de agua, túneles de conducción de agua con una longitud aproximada de veinte kilómetros, chimenea de equilibrio de dos cámaras, casa de máquinas en caverna donde se ubican los tres grupos generadores, patio de llaves y una línea de transmisión eléctrica con cincuenta kilómetros de longitud en 220 kV, a través de la cual la central se conecta al SEIN.

d. Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno)

• La C.T. ChilcaUno se encuentra ubicada en Chilca, 63.2 kilómetros al sur del departamento de Lima.

• Es la primera central construida desde la llegada del gas de Camisea para utilizar gas natural como combustible.

• La central consiste en dos turbinas con una potencia nominal de 174 MW cada una, que funcionarán en ciclo abierto.

• La construcción empezó en septiembre del 2005 y en diciembre del 2006 la primera unidad ingresó en operación comercial.

• La central cuenta con una estación de filtración, regulación y medición que acondiciona y prepara el gas natural de acuerdo a los requerimientos de combustión de las turbinas.

• Para conectarse al SEIN y poder entregar la energía generada, se dispone de una subestación eléctrica de doble barra en 220 kV y torres de transmisión donde se conectan las líneas provenientes de las subestaciones San Juan y Cantera.

• La central cuenta con una sala de control que centraliza el monitoreo y control de la Unidad 1 y de la futura Unidad 2, así como de su estación de regulación y medición de gas natural y de su subestación eléctrica.

e. Subestación de Moquegua

• Como parte de la política de expansión de EnerSur y con el objetivo de brindar mayor seguridad y calidad en el servicio a sus clientes y por ende al SEIN, se construyó la subestación Montalvo en Moquegua, centro de recepción, transformación y distribución de electricidad.

• La subestación se encuentra ubicada en la provincia de Mariscal Nieto, seis kilómetros al sur de la ciudad de Moquegua.

• Cuenta con una sala de control, dos transformadores de 300 MVA 138/220 kV y doble barra en 220 y 138 kV, donde se conectan las líneas Socabaya – Moquegua, Ilo1 – Moquegua e Ilo2 – Moquegua.


f. Líneas de transmisión

• EnerSur cuenta con un total de 192 kilómetros de líneas de transmisión en 138 y 220 kV, repartidos en:

• Línea Ilo2 – Moquegua (doble terna) con una longitud de 72 kilómetros y una capacidad de 800 MVA en 220 kV.

• Línea Moquegua – Botiflaca1 con una longitud de 31 kilómetros y una capacidad de 196 MVA en 138 kV.

• Línea Moquegua – Mill Site con una longitud de 39 kilómetros y una capacidad de 100 MVA en 138 kV.

• Línea Santa Isabel – Carhuamayo Nueva (L-2266) simple terna con una longitud de cincuenta kilómetros y una capacidad de 260 MVA en 220 kV.

2.4.

PRI

NCIP

ALES

IN

VERS

IONE

S DE

LA

EMPR

ESA Desde su fecha de creación, EnerSur ha venido desarrollando diferentes proyectos de inversión en el

país. Actualmente el principal proyecto en ejecución es la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno:

Central Termoeléctrica ChilcaUno – Unidad 2

La segunda unidad de la C.T. ChilcaUno es una turbina a gas en ciclo abierto que se instalará al costado de la primera unidad y tiene las mismas características de la primera unidad, con lo cual la central duplicará su potencia instalada.

Los trabajos de construcción y montaje se iniciaron en septiembre de 2006 y se espera su operación comercial en julio del 2007.

Tanto la estación de regulación y medición de gas como la subestación, ubicadas en la central, actualmente existentes y en operación, se adecuarán para cumplir las necesidades de capacidad adicional.

Plantas

C.T. Ilo1

C.T. Ilo21C.H. YuncánC.T. ChilcaUno

Total

Unidad

TV1TV2TV3TV4TG1TG2

CatkatoSubtotal C.T. Ilo1

TV21G1, G2, G3

TG11

Combustible

Vapor/R500Vapor/R500Vapor/R500Vapor/R500

Diesel 2 Diesel 2Diesel 2

Carbón/ Diesel 2N.A

Gas Natural

Cuadro 14. Evolución de producción de energía (GWh)

Potencia Nominal (MW)

22.022.066.066.039.342.4

3.3261.0135.0130.0174.0

700.0


EnerSur no es parte de ningún proceso judicial, administrativo o arbitral que de ser resuelto en contra de sus intereses pudieran implicar una contingencia económica que en opinión de la gerencia pueda afectar de manera significativa y adversa los resultados de EnerSur.

2.5.

PRO

CESO

S LE

GALE

S, JU

DICI

ALES

, AD

MIN

ISTR

ATIV

OS O

ARB

ITRA

LES


3. IN

FORM

ACIÓ

N CO

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ATIV

A


En marzo de 2003 se firmaron dos contratos de Outsourcing, también llamados contratos de descentralización productiva, en virtud de los cuales SUEZ Energy Perú viene prestando a EnerSur los servicios de operación y mantenimiento de las centrales eléctricas Ilo1, Ilo21, Yuncán y ChilcaUno y sus sistemas de transmisión, así como servicios de administración y asistencia técnica.

De este modo, EnerSur se ha convertido en una empresa titular de activos cuya operación y mantenimiento, así como la prestación de los servicios administrativos necesarios para el desarrollo de sus actividades, son prestados por SUEZ Energy Perú.

En ese contexto, SUEZ Energy Perú ha sido designada para ocupar los puestos gerenciales de EnerSur, con la excepción de la Gerencia General y la Gerencia Legal. A su vez y conforme con lo estipulado por la Ley General de Sociedades, SUEZ Energy Perú ha designado a las personas naturales que ejercerán los respectivos cargos.

El área de Recursos Humanos tiene como misión proveer, integrar, motivar y desarrollar el talento humano creando un clima de satisfacción de acuerdo a las políticas y valores de la empresa.

El personal con el que SUEZ Energy Perú presta los servicios materia de los contratos antes mencionados al fin del periodo ascendió a 232 personas, incluyendo personal por intermediación laboral.

La política de Recursos Humanos está enfocada principalmente en los siguientes aspectos:

• Política salarial basada en cuatro pilares: desempeño, experiencia, mercado (equidad externa) y banda (equidad interna).

• Sistema de evaluación de desempeño y retroalimentación.

• Medición del clima organizacional.

• Desarrollo de talentos a través de evaluaciones de potencial.

• Constante mejora en la comunicación interna.

• Buenas prácticas para reforzar la motivación, confraternidad y trabajo en equipo.

3.1.

REC

URSO

S HU

MAN

OS

Plana GerencialEmpleadosPersonal Temporal

Total

2006

200

2

Cuadro 15. Número de trabajadores de Enersur

2005

200

2


En el año 2006 se ha continuado con el perfeccionamiento y desarrollo de los sistemas y procesos internos de gestión de la empresa. Las actividades, proyectos e hitos más significativos en este ámbito han sido los siguientes:

• La revisión de los mapas de los procesos ha sido un paso importante hacia una gestión más eficiente de las actividades al interior y exterior de EnerSur y más integrada con las estrategias del cuadro de mando integral (Balance Score Card) de EnerSur.

• La segunda auditoría de seguimiento del sistema de gestión integrado, en febrero 2006, en las normas ISO 9001:2000, ISO 14001:1996, OHSAS 18001:1999, ha permitido incrementar la funcionalidad y el alcance de la certificación a otros campos técnicos que aún no estaban completamente desarrollados, como la validación de los Procesos de la Producción y de la Prestación del Servicio.

• La auditoría para migrar el ISO 14001:1996 al ISO 14001:2004 que se realizó durante el mes de mayo en el ámbito de la gestión ambiental permitió detectar áreas de mejora y definir las acciones correspondientes para lograrlo.

• La exitosa ampliación y migración al ISO 14001:2004 ha permitido que actualmente EnerSur cuente con una certificación aplicable a la mayor parte de sus actividades.

3.2.

SIS

TEM

A DE

GES

TIÓN

IN

TEGR

ADO

(SGI

)

A través del proceso de mejora continua se identifican y adoptan las medidas preventivas y correctivas para las actividades de la empresa. Los principales proyectos de mejora del 2006 fueron:

• Nueva planta desalinizadora de 1,500 m3/día en C.T. Ilo1

• Nuevo sistema de protección catódica en el muelle C.T. Ilo21

• Nuevas compresoras de aire de instrumentos en C.T. Ilo1

• Actualización del software del sistema de control C.T. Ilo21

El Sistema Centralizado de Mejora (SCM), es una herramienta que permite la gestión integral de oportunidades y proyectos de mejora. De igual forma, permite comprobar la eficacia de las acciones tomadas para evitar la repetición de errores en el futuro.

En el año 2006 se adoptaron mejoras en el SCM para hacerlo más amigable y de fácil uso y se concluyó su implementación en todas las centrales de EnerSur, haciéndolo de uso extensivo.

El Sistema de Gestión Operacional Comercial (GOC,) implementado en el año 2005, fue configurado exitosamente en la central de ChilcaUno, con lo cual el Centro de Control de Lima pudo monitorear sus señales desde el inicio de su operación comercial. Las señales de dicha central requeridas por el COES también se envían a través de este sistema. Asimismo, con la finalidad de masificar el uso del GOC y corregir algunas deficiencias del proyecto inicial, se ha mejorado la interfaz gráfica y se ha dotado de estaciones de supervisión a todas las salas de control.

3.3.

PRO

YECT

OS Y

MEJ

ORAS


La política de calidad está dirigida a que cada persona de la empresa oriente su trabajo al logro de la máxima satisfacción del cliente, tanto interno como externo, incrementando permanente-mente el valor de la empresa para el accionista a través de nuestra productividad.

EnerSur desarrolla una gestión comprometida con sus accionistas, trabajadores, clientes y pro-veedores. Por ello, a lo largo del año se han desarrollado cursos de capacitación y talleres que han tenido como resultado un mejor conocimiento y entendimiento tanto de las normas como de las herramientas que brinda el SGI.

3.4.

GES

TIÓN

DE

CALI

DAD

Basamos nuestro accionar en el desarrollo sostenible, es decir, utilizamos adecuadamente los recursos naturales con el fin de preservarlos para futuras generaciones y respaldamos este compromiso a través del respeto al medio ambiente expresado en nuestra política. Prueba de ello es que desde el 2004 mantenemos vigente nuestra certificación ISO 14001.

Nuestro plan de manejo ambiental está orientado hacia la mejora continua, cumpliendo los compromisos indicados en el Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA) para la C.T. Ilo1 y los Estudios de Impacto Ambiental (EIAs) para la C.T. Ilo21, C.H. Yuncán y C.T. ChilcaUno, respetando siempre la normativa ambiental aplicable a nuestras actividades.

a. Prácticas ambientales

EnerSur participa activamente en el desarrollo e impulso de proyectos y/o actividades en beneficio del medio ambiente en las comunidades y zonas donde sus actividades tienen influencia.

b. Monitoreo ambiental

EnerSur cumple con el monitoreo periódico de sus efluentes líquidos, emisiones gaseosas y monitoreo de la calidad del aire. Los resultados de dichos monitoreos son presentados dentro del plazo estipulado por la ley a la autoridad competente y verificados por el ente supervisor.

c. Manejo de residuos

EnerSur sigue las prácticas internacionales de SUEZ y en cumplimiento de la Ley General de Residuos Sólidos y su Reglamento realiza la gestión de residuos en tres etapas:

3.5.

GES

TIÓN

AM

BIEN

TAL


• Recolección y segregación en origen de los residuos.

• Almacenamiento temporal de residuos.

• Transporte y disposición final de los residuos realizado por empresas autorizadas por la Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA).

Durante el 2006 se generaron 489 toneladas de residuos que fueron adecuadamente tratados para su disposición final y se vendieron un total de 105 toneladas de chatarra metálica para su aprovechamiento por empresas recicladoras.

Parte de las cenizas producidas por la generación a carbón de la C.T. Ilo21, son vendidas a empresas concreteras (1,655 toneladas durante el 2006) y otra parte es dispuesta en la cancha de ceniza, donde es compactada con agua de mar para evitar emisiones de polvo hacia el medio ambiente.

d. Utilización del agua tratada

La C.T. Ilo21 reutiliza el agua proveniente de su planta de tratamiento de aguas residuales, reduciendo el consumo de agua y minimizando el impacto de sus vertidos al mar. Para ello cuenta con una planta de tratamiento de aguas servidas, autorizada por DIGESA, capaz de tratar 550 m3/día. Esta agua es empleada para el riego de las áreas verdes desarrolladas en la central.

e. Programa de forestación

La C.T. Ilo21 cuenta con más de once hectáreas forestadas, regadas con agua de riego, calidad que se le da a las aguas tratadas en la planta de tratamiento de aguas residuales de la central.

f. Reducción de materiales peligrosos

En el 2006 se ha dispuesto en un relleno de seguridad (autorizado por DIGESA) 30 toneladas de asbesto como parte del Plan de Cero Asbestos en la C.T. Ilo1.

EnerSur desarrolla y pone en práctica planes de acción y programas de seguridad y salud ocupacional orientados a velar por la integridad física de sus colaboradores y visitantes. Para ello, mantenemos desde el año 2004 la certificación OHSAS 18001.

a. Política en seguridad y salud ocupacional

Como complemento del SGI, se ha establecido una Política de Seguridad y Salud Ocupacional (SSO) que detalla el compromiso asumido por EnerSur para el inmediato cumplimiento de la nueva legislación aplicable, así como la reducción de riesgos y prevención de accidentes. Esta política ha sido difundida a todos los colaboradores.

b. Capacitación

Mediante reuniones semanales con el personal, entrenamiento en primeros auxilios, rescate industrial y capacitación en cursos específicos de seguridad, entre otros, se mantiene latente el concepto de seguridad, probando nuestros planes de contingencia e incrementando nuestros conocimientos en materia de prevención de accidentes.3.

6. G

ESTI

ÓN D

E SE

GURI

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Y SA

LUD

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ACIO

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La participación de todo el personal de supervisión, jefaturas, superintendencias y gerencias de la organización en el curso Gestión de la Salud y Seguridad ofrecido por SUEZ University tanto en Lima como en Ilo, ha permitido difundir la cultura de la salud y seguridad en el grupo para lograr el objetivo de reducir los accidentes y riesgos en la organización.

c. Inspección y monitoreo

Bajo el plan de inspecciones y monitoreos se ha logrado cubrir las exigencias legales, reducir los riesgos presentes en nuestras actividades y conocer en qué grado estos pueden afectar a nuestro equipo humano.

Los resultados de las mediciones realizadas nos muestran que nos encontramos por debajo de los límites permitidos por la normatividad vigente.

d. Resultados en EnerSur

Los resultados de los indicadores actualmente se encuentran por encima del criterio de aceptación adoptado por EnerSur desde mayo del 2006. Los planes de acción se han centrado en el incremento de la supervisión de campo y la aplicación de un bonus-malus a nuestros principales contratistas, entre otras medidas adoptadas. Todo ello se ve reflejado en la disminución gradual del Índice de Frecuencia (IF)16 y en cerca de 400 mil horas-hombre sin accidentes incapacitantes y/o fatales desde abril del 2006.

16 Número de accidentes fatales e incapacitantes por cada millón de horas hombre trabajadas de los últimos doce meses.

Desde sus inicios, EnerSur asumió la responsabilidad social como parte de su cultura empresarial. Esto implica no solamente realizar acciones orientadas hacia nuestro entorno sino también interiorizar el concepto de calidad en nuestro trabajo. Gracias a ello logramos mayor eficacia y cumplimos con entregar al mercado electricidad más económica y eficiente, logrando así beneficiar a la sociedad, lo que constituye nuestra principal acción de responsabilidad social.

Consciente de su rol social, EnerSur realiza acciones encaminadas al desarrollo sostenible de su entorno y busca decididamente lograr mecanismos sustentables que permitan a las poblaciones vinculadas a nuestra empresa mejoras socioeconómicas, crecimiento y reafirmación cultural y en general una mejora de su calidad de vida.

Desde 1997, año en que inició sus operaciones, EnerSur ejecuta y fortalece proyectos concretos comprometidos con la mejora de las condiciones de vida de las zonas más necesitadas en sus áreas de influencia, enfocándose primordialmente en el sector Educación. Durante este período un factor importante ha sido el proceso de análisis social y el plan de incorporación en las comunidades a las cuales hemos llegado, para establecernos como buenos vecinos.

Esto ha significado ubicar y establecer contacto con las autoridades y representantes de las comunidades vecinas a las zonas de operación de las centrales. El resultado de estas gestiones nos ha permitido insertarnos en la comunidad y ser percibidos como parte de ella.

En el año 2006, entre las principales actividades de proyección social destacaron las siguientes:

a. Programa de visitas escolares a la C.T. Ilo21 y C.H. Yuncán

Este programa de visitas guiadas a las instalaciones de las centrales se realiza anualmente como parte de la tarea de educar y ayudar a la población a tomar conciencia sobre la importancia de la generación eléctrica para el desarrollo del país.3.

7. G

ESTI

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El objetivo de estas visitas es ofrecer a los escolares de una manera didáctica y práctica la información necesaria para comprender los procesos de generación y distribución de la energía eléctrica. Así, se enseña a los participantes el funcionamiento del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y se les explica cómo participa EnerSur en él haciendo posible que la energía que se produce en las centrales llegue a diferentes partes del país.

Durante el 2006 recibimos la visita de aproximadamente 2,327 alumnos procedentes de dieciocho unidades educativas. Está previsto para el 2007 el inicio de esta actividad en la comunidad de Chilca.

b. Jornadas de entrega de materiales a Centros Educativos Nacionales

Este programa contribuye a brindar a alumnos de las zonas de influencia de EnerSur condiciones favorables que los motiven a aprender cada día más y les permitan un mejor desarrollo personal y profesional.

Los centros educativos a los que se entregan materiales son seleccionados luego de una evaluación de sus necesidades y la posibilidad de solución que estas tienen. Los requerimientos son dados a conocer a EnerSur por los propios establecimientos. Las donaciones son diversas: se entregan materiales de construcción para la refacción o edificación de módulos de estudio, juegos recreativos, equipos de cómputo, libros y material educativo en general.

c. Este año se ha beneficiado a once colegios nacionales en Ilo, Yuncán y Chilca:

• Institución Educativa Carlos A. Velásquez

• Programa de Intervención Temprana PRITE ILO

• La Institución Educativa N° 337 Paul Harris

• Institución Educativa N° 331 San Nicolás

• Colegio Rural Secundario de Puagmaray

• Colegio Primario de Santa Isabel

• Colegio Secundario Cesar Vallejo de Santa Isabel

• PRONOI Gotitas de Amor de Santa Isabel

• Colegio de Primaria de Huallamayo

• Institución Educativa Integrada Agroindustrial 34024 de Paucartambo

• Institución Educativa Inicial N° 469 del distrito de Chilca

d. Actividades de interacción con la comunidad con motivo de las celebraciones del aniversario de la empresa

Todos los años, como ya es una tradición en el sur del Perú, se lleva a cabo en Ilo la Maratón de la Energía, en la que participa el público en general y todos los colegios de la ciudad, nacionales y privados.

En el caso de los colegios, estos compiten por premios que involucran sumas de dinero destinadas a mejorar la calidad de la enseñanza. Esta actividad se realiza todos los años en el mes de abril, convocando a toda la población para disfrutar de un espacio de esparcimiento sano donde prima la solidaridad y se estimula el orgullo y el trabajo en conjunto, fines principales de este evento.En la maratón 2006 participaron más de 900 deportistas de todas las edades.


e. Auspicio a la institución OES Joven

OES Joven es un programa dirigido a los escolares de Ilo y es una muestra del compromiso de EnerSur con los jóvenes. Este es uno de los fundamentos de su política de apoyo social, que está orientada a apoyar y fortalecer la formación y educación de la juventud.

Este programa orienta y brinda elementos de juicio a los jóvenes de Ilo para afrontar con éxito su vida de adolescentes y los cambios que la acompañan. Mediante un plan de trabajo que combina visitas a los colegios, conferencias y trabajo en equipo en sus horas libres, los alumnos y jóvenes aprenden a valorarse, a cuidar su salud sexual y a pensar en un futuro promisorio.

f. Otras actividades

En cada localidad, además, se han efectuado una serie de donaciones que han beneficiado a las ciudades y a sus pobladores, como la refacción de complejos deportivos, el alumbrado, instalación de líneas telefónicas (Santa Isabel y Pampamarca) y remodelación de espacios públicos y otros. Asimismo, se trabaja estrechamente con los comedores populares de las ciudades, beneficiando a cerca de 600 personas de los sectores más necesitados.

EnerSur comparte con las comunidades donde tiene sus operaciones diversas festividades, entre ellas, por ejemplo, la Navidad, fiesta donde participa activamente en las celebraciones, acompañando a las autoridades locales en los eventos programados y contribuyendo a la realización de las tradicionales chocolatadas, entregas de regalos y ceremonias.

Como parte de nuestro plan de desarrollo y perfeccionamiento de oficios en nuestras zonas de influencia, se han desarrollado actividades de cooperación con las comunidades. Estas consisten en programas de reparación de caminos, contratación de pobladores locales para tareas de mutuo beneficio, preparación de carpetas y mesas para las escuelas, capacitación en servicios de alimentación y atención de visitantes, entre otros.

Dentro del tema de protección y cuidado del medio ambiente se ha realizado un convenio con la Municipalidad de Paucartambo para la recolección de desperdicios y la reducción del impacto de estos en la vida de la comunidad.

Esta actividad consiste en brindar a las comunidades de Huallamayo, Pucará, Santa Isabel y Pampamarca los servicios de recolección, transporte y tratamiento de la basura, todas ubicadas dentro de la zona de influencia de la C.H. Yuncán. Es importante resaltar el trabajo comunitario en la zona, donde las madres, a través de los Comedores Populares y programas del Vaso de Leche, se organizan para realizar faenas de limpieza que les permiten vivir en una comunidad más saludable, compartiendo esta responsabilidad con nuestro equipo técnico.

En el 2006 nos involucramos de forma más decidida con la comunidad de Chilca. En este distrito venimos cumpliendo con un programa de obras acordadas como parte de un convenio firmado con la Municipalidad. Este convenio incluye la organización de actividades para los niños, el Festival del Higo, las vacaciones útiles y obras de infraestructura, como es el caso de la remodelación de la Plaza de Armas de Chilca y de Las Salinas, así como el asfaltado de pistas principales.

El compromiso de EnerSur se refleja en la buena relación entre la empresa, sus trabajadores y las comunidades que rodean nuestras operaciones. Estamos convencidos de que el valor que nosotros damos a este aspecto es primordial para el verdadero desarrollo sostenible, basado en una relación de armonía con nuestro entorno que nos permita continuar creciendo juntos.


4. IN

FORM

ACIÓ

N GE

NERA

L


4.1.

GES

TIÓN

FIN

ANCI

ERA Los ingresos totales registrados por EnerSur al cierre del año 2006 fueron de USD 201.9 millones,

lo que representó un incremento de 5% con respecto a similar periodo del ejercicio anterior (USD 192.5 millones). Este aumento se debió a:

i. Mayor venta de energía y potencia a clientes con contrato. Esto ha sido producto, principalmente, de la firma de nuevos contratos con:

(a) empresas distribuidoras a partir de abril 2005, con un consumo promedio mensual de 32.4 GWh;

(b) los compromisos asumidos en forma voluntaria con ElectroSur, EdelNor, Luz del Sur y ElectroSurMedio, que se reflejan en venta de energía y en venta de potencia; y

(c) Los Quenuales a partir de junio 2005, con un consumo promedio mensual de 11.5 GWh.

ii. Mayor venta de energía y potencia al COES, por mayor generación de nuestras unidades con respecto al año anterior.

Cabe resaltar que a diciembre 2005 las ventas a SCC representaban el 77% de los ingresos totales de la empresa, mientras en el 2006 han representado el 71%.

En el 2006 el costo de ventas (USD 105.9 millones) fue prácticamente el mismo comparado con el del año 2005 (USD 105.8 millones). Las principales razones de no tener un mayor incremento fueron:

i. Durante el 2006 la C.T. Ilo21 generó más energía al sistema (881 GWh en 2006 versus 831 GWh en 2005), incrementando el consumo de carbón. Este incremento se vio parcialmente compensado por una reducción de 13% en el precio internacional del carbón.

ii. El alza en el precio del petróleo residual 500 en un 22% se vio compensada con una reducción en la generación de la C.T. Ilo1 (440 GWh en 2006 versus 469 GWh en 2005).

iii. El incremento del 21% en el precio del diesel, junto con un mayor consumo del mismo.

iv. El inicio de consumo de gas natural con la puesta en marcha de la primera unidad de la C.T. ChilcaUno.

v. Todo lo mencionado en los puntos arriba fue contrarrestado por la mayor generación total de EnerSur, lo que resultó en un mayor volumen de energía vendida al COES.

Del mismo modo, los gastos de administración, que ascendieron a USD 12.1 millones, se mantuvieron prácticamente en el mismo nivel que en el periodo anterior (USD 11.9 millones).

Los gastos financieros (USD 11.5 millones) se incrementaron en un 43% con respecto al 2005 (USD 8.1 millones) debido a:

i. Mayor saldo de deuda mantenido hasta diciembre 2006 (USD 154.4 millones) respecto del mismo periodo de 2005 (USD 139.18 millones).

ii. Mayores tasas de intereses en el 2006 para el préstamo de largo plazo contraído por la empresa, producto de la subida de la tasa LIBOR.

La utilidad neta fue de USD 41.7 millones, luego del impuesto a la renta, lo que ha resultado en una utilidad básica por acción común de USD 0.209.


Con el objetivo de financiar su capital de trabajo, en febrero de 2006 Enersur obtuvo préstamos de corto plazo por USD 20 millones con el Banco Wiese Sudameris (ahora Scotiabank) y con el Citibank (USD 15 millones y USD 5 millones, respectivamente). Dichos préstamos vencieron en agosto de 2006 y fueron renovados por 180 días adicionales, es decir hasta febrero de 2007.

El 31 de julio de 2006, EnerSur suscribió acuerdos de entendimiento con el Banco de Crédito del Perú para la compra de obras civiles y equipos hasta por USD 15 millones. El 24 de noviembre, EnerSur y el Banco de Crédito llegaron a un acuerdo y suscribieron los siguientes contratos: (i) Contrato de Arrendamiento Financiero de Equipos (por USD 30 millones) y contrato de Arrendamiento Financiero de Obras (por USD 10 millones), para la compra de equipos y para la construcción de obras, respectivamente, relacionados a la construcción de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno.

Al 31 de diciembre de 2006, el total de la deuda financiera fue de USD 154.4 millones, compuesta por:

• USD 36.6 millones de deuda por pagar a Hitachi, correspondiente al préstamo relacionado a la construcción de la C.T. Ilo21. Esta deuda devenga un interés anual de 3.5%, con amortizaciones anuales por USD 9.1 millones hasta octubre de 2010 y tiene como garantía una carta fianza bancaria hasta por USD 38 millones (principal e intereses del año).

• USD 20 millones del financiamiento de corto plazo otorgado por el Banco Wiese Sudameris (ahora Scotiabank) y Citibank. Los USD 15 millones del Scotiabank devengan un interés anual de 5.95%, y los USD 5 millones del Citibank devengan un interés anual de Libor + 0.4%.

• USD 12.8 millones que derivan de los contratos de arrendamiento financiero de equipos y obras firmados con el Banco de Crédito. El contrato de arrendamiento financiero de equipos devenga un interés anual de Libor + 1.175% y el de obras devenga un interés anual de Libor + 1.55%. Los contratos tienen plazo de amortización de dos y cinco años respectivamente, a partir de la fecha de entrada en operación de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno.

• USD 85 millones del financiamiento de largo plazo otorgado por el Banco de Crédito, Citibank y BBVA Banco Continental. Esta deuda devenga un interés anual de Libor + 2.9%, con amortizaciones trimestrales por USD 2.5 millones hasta junio de 2015 y tiene como garantía una hipoteca sobre los activos que componen la C.T. Ilo21 y sobre la concesión de las línea de transmisión Ilo21 – Moquegua.

4.2.

FIN

ANCI

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IENT

O


Mediante Junta General de Accionistas del 11 de febrero del 2004, se aprobó la política de dividendos de EnerSur, la misma que fue ratificada mediante Junta General de Accionistas del 12 de mayo del 2005 y posteriormente modificada mediante Junta General de Accionistas del 13 de setiembre del 2005.

La política actual de dividendos establece la distribución obligatoria del 90% de la utilidad disponible del ejercicio.

En la Junta Obligatoria Anual de Accionistas del 16 de marzo de 2006, se aprobó la aplicación de la utilidad del periodo y se confirmó la distribución de dividendos ordinarios por un monto de USD 35’793,014.42. Dicho pago se realizó el 20 de abril de 2006.

4.3.

DIV

IDEN

DOS

Código ISIN

PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002

Nemónico

ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1

Cuadro 16. Información relativa a las acciones comunes de Enersur

Año – Mes

2006 - 012006 - 02 2006 - 032006 - 042006 - 052006 - 062006 - 072006 - 082006 - 092006 - 102006 - 112006 - 12

Apertura S/.

8.108.108.208.108.007.907.957.958.058.519.40

10.05

Cierre S/.

8.108.208.508.097.997.957.958.008.609.40

10.0510.60

Máxima S/.

8.158.208.508.358.127.958.058.058.609.40

10.5010.60

Mínima S/.

7.858.008.208.007.807.657.957.957.808.159.40

10.00

Promedio S/.

7.938.068.368.048.047.927.957.958.238.72

10.2810.34

Cotizaciones 2006

Cuadro 17. Evolución del precio de la acción de Enersur y volumen negociado en 2006

11.00

10.50

10.00

9.50

9.00

8.50

8.00

7.50

7.00

Prec

io (S

l.) p

or ac

ción

2,400

2,000

1,600

1,200

800

400

0Enero 06 Febrero 06 Marzo 06 Abril 06 Mayo 06 Junio 06 Julio 06 Agosto 06 Setiembre 06 Octubre 06 Noviembre 06 Diciembre 06Julio 06

Volumen (miles de acciones) Enersur1PE

Volu

men

(mile

s de a

ccio

nes)



ANEX

O 1

– ES

TADO

S FI

NANC

IERO

S AU

DITA

DOS

2006

CONT

ENID

O 50 Dictamen de los Auditores Externos

Estados Financieros

52 Balances Generales54 Estado de Ganancias y Pérdidas55 Estado de Cambios en el Patrimonio Neto56 Estado de Flujos de Efectivo58 Notas a los Estados Financieros


DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A los señores Accionistas y Directores deEnergía del Sur S.A.

Hemos auditado los estados financieros adjuntos de Energía del Sur S.A., que comprenden el balance general al 31 de diciembre de 2006 y 2005, y los estados de ganancias y pérdidas, de cambios en el patrimonio neto y de flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, así como el resumen de políticas contables significativas y otras notas explicativas.

Responsabilidad de la Gerencia sobre los Estados Financieros

La Gerencia es responsable de la preparación y presentación razonable de estos estados financieros de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú. Esta responsabilidad incluye: diseñar, implementar y mantener el control interno que sea relevante en la preparación y presentación razonable de los estados financieros para que estén libres de errores materiales, ya sea como resultado de fraude o error; seleccionar y aplicar las políticas contables apropiadas; y realizar las estimaciones contables razonables de acuerdo con las circunstancias.

Responsabilidad del Auditor

Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados financieros basada en nuestras auditorías. Nuestras auditorías fueron realizadas de acuerdo con normas de auditoría generalmente aceptadas en Perú. Tales normas requieren que cumplamos con requerimientos éticos y que planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener una seguridad razonable que los estados financieros no contienen errores materiales.

Una auditoría comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los saldos y las revelaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, que incluye la evaluación del riesgo de que los estados financieros contengan errores materiales, ya sea como resultado de fraude o error. Al efectuar esta evaluación de riesgo, el auditor toma en consideración el control interno de la compañía que es relevante en la preparación y presentación razonable de los estados financieros a fin de diseñar procedimientos de auditoría de acuerdo con las circunstancias, pero no con el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno de la compañía. Una auditoría también comprende la evaluación de si los principios de contabilidad aplicados son apropiados y si las estimaciones contables realizadas por la Gerencia son razonables, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros.

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


Opinión

En nuestra opinión, los estados financieros antes indicados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de Energía del Sur S.A. al 31 de diciembre de 2006 y 2005, los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú.

Como se describe en la Nota 2 a los estados financieros, a partir del 1 de enero de 2006, la Compañía ha adoptado las Normas Internacionales de Información Financiera para la preparación y presentación de sus estados financieros.

Refrendado por:

________________(Socio)Eduardo Gris PercovichCPC Matrícula No. 12159

26 de enero de 2007


ACTIVO

ACTIVO CORRIENTE:

Efectivo

Cuentas por cobrar comerciales

Cuentas por cobrar a vinculadas

Otras cuentas por cobrar

Existencias

Gastos pagados por anticipado

Total activo corriente

CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES - LARGO PLAZO

GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO - LARGO PLAZO

INVERSIÓN PERMANENTE - VINCULADA

INMUEBLES, MAQUINARIA Y EQUIPO, neto

OTROS ACTIVOS, neto

TOTAL ACTIVO

BALA

NCES

GEN

ERAL

ESAL

31

DE D

ICIE

MBR

E DE

200

6 Y

2005 Notas

4

5

6

7

8

9

5

9

10

11

12

2006

US$000

42,502

25,303

66

5,108

19,180

4,743

96,902

357

2,339

5,000

286,733

52,373

443,704

2005

US$000

53,159

23,526

188

12,400

16,828

2,977

109,078

851

-

5,000

242,808

54,179

411,916


PASIVO Y PATRIMONIO NETO

PASIVO CORRIENTE:

Préstamos bancarios

Cuentas por pagar comerciales

Cuentas por pagar a vinculadas

Otras cuentas por pagar

Parte corriente de deuda a largo plazo

Total pasivo corriente

DEUDA A LARGO PLAZO

PASIVO POR IMPUESTO A LA RENTA DIFERIDO

TOTAL PASIVO

CONTINGENCIAS

PATRIMONIO NETO

Capital social

Capital adicional

Reserva legal

Efecto adopción NIIF

Resultados acumulados

TOTAL PATRIMONIO NETO

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO

Notas

13

14

6

15

16

16

27

31

17

18

19

2

20

2006

US$000

20,000

16,573

-

4,142

19,145

59,860

113,954

52,371

226,185

-

69,079

35,922

13,816

(214)

98,916

217,519

443,704

2005

US$000

-

6,861

22

4,828

19,145

30,856

120,040

49,473

200,369

-

69,079

35,921

13,816

(214)

92,945

211,547

411,916


ESTA

DOS

DE G

ANAN

CIAS

Y P

ÉRDI

DAS

POR

LOS

AÑOS

TERM

INAD

OS E

L 31

DE D

ICIE

MBR

E DE

200

6 Y

2005

VENTAS NETAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

COSTO DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

UTILIDAD BRUTA

GASTOS OPERACIONALES:

Gastos de administración

UTILIDAD OPERATIVA

OTROS INGRESOS (GASTOS):

Ingresos financieros

Gastos financieros

Diversos, neto

Total

UTILIDAD ANTES DE IMPUESTO A LA RENTA

Impuesto a la renta

UTILIDAD NETA

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

Notas

21

22

23

24

25

26

28

2006

US$000

201,919

(120,883)

81,036

(12,250)

68,786

3,349

(11,518)

(37)

(8,206)

60,580

(18,817)

41,763

0.209

2005

US$000

192,551

(119,740)

72,811

(11,955)

60,856

4,748

(8,070)

(44)

(3,366)

57,490

(17,720)

39,770

0.199


Saldo al 1 de enero de 2005


Dividendos en efectivo

Utilidad neta

Saldo al 31 de diciembre de 2005


Utilidad neta

Otros

Saldo al 31 de diciembre de 2006

CapitalSocial

(Nota 17)

US$000

69,079

-

-

-

69,079

-

-

-

69,079

CapitalAdicional

(Nota 18)

US$000

35,921

-

-

-

35,921

-

-

1

35,922

ReservaLegal

(Nota 19)

US$000

13,816

-

-

-

13,816

-

-

-

13,816

ESTA

DOS

DE C

AMBI

OS E

N EL

PAT

RIM

ONIO

NET

OPO

R LO

S AÑ

OS TE

RMIN

ADOS

EL 3

1 DE

DIC

IEM

BRE

DE 2

006

Y 20

05 Total

US$000

246,597

(214)

(74,606)

39,770

211,547

(35,793)

41,763

2

217,519

ResultadosAcumulados

(Nota 20)

US$000

127,781

-

(74,606)

39,770

92,945

(35,793)

41,763

1

98,916

Efecto Adopción NIIF

(Nota 2)

US$000

-

(214)

-

-

(214)

-

-

-

(214)


ESTA

DOS

DE F

LUJO

S DE

EFE

CTIV

OPO

R LO

S AÑ

OS TE

RMIN

ADOS

EL 3

1 DE

DIC

IEM

BRE

DE 2

006

Y 20

05

ACTIVIDADES DE OPERACIÓN:

Cobranza a cliente

Cobro de intereses

Otros cobros de operación

Pago a proveedores

Pago de remuneraciones y beneficios sociales

Pago de tributos

Pago de intereses

Otros pagos de operación

Efectivo neto proveniente de actividades de operación

ACTIVIDADES DE INVERSIÓN:

Cobro de préstamo a vinculadas

Compra de inmuebles, maquinaria y equipo

Aumento en otros activos

Venta de edificios y unidades de transporte

Efectivo neto usado en actividades de inversión

ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO:

Préstamos bancarios

Aumento de deuda a largo plazo

Pago de deuda a largo plazo


Efectivo neto usado en actividades de financiamiento

DISMINUCIÓN NETA DE EFECTIVO

EFECTIVO AL COMIENZO DEL AÑO

EFECTIVO AL FIN DEL AÑO

2006

US$000

238,591

3,349

652

(128,945)

(646)

(21,918)

(10,663)

(12,032)

68,388

-

(44,898)

(179)

700

(44,377)

20,000

-

(18,875)

(35,793)

(34,668)

(10,657)

53,159

42,502

2005

US$000

225,788

4,749

7,123

(135,103)

(302)

(31,272)

(9,266)

(6,485)

55,232

21,000

(21,398)

(22,593)

-

(22,991)

(60,000)

100,000

(14,145)

(74,606)

(48,751)

(16,510)

69,669

53,159


CONCILIACIÓN DE LA UTILIDAD NETA CON ELEFECTIVO NETO PROVENIENTE DE ACTIVIDADESDE OPERACIÓN:

Utilidad neta

Ajustes a la utilidad neta:

Depreciación y amortización

Impuesto a la renta diferido

Provisión para cuentas de cobranza dudosa

Provisión para obsolescencia

Ganancia en la venta de activos fijos

Otros

(Aumento) disminución en activos:

Cuentas por cobrar comerciales

Cuentas por cobrar a vinculadas

Otras cuentas por cobrar

Existencias

Gastos pagados por anticipado

Aumento (disminución) en pasivos:

Cuentas por pagar comerciales

Cuentas por pagar a vinculadas

Otras cuentas por pagar

Efectivo neto proveniente de actividades de operación

Transacciones de inversión y financiamiento que no representan

flujos de efectivo:

Compra de maquinaria y equipo

Inversión permanente - vinculadas

2006

US$000

41,763

15,100

2,898

16

140

(55)

4

(1,299)

122

7,292

(2,492)

(4,105)

9,712

(22)

(686)

68,388

12,789

-

2005

US$000

39,770

13,902

17,720

-

-

-

45

(3,348)

2,330

(10,346)

3,084

(2,983)

(589)

(403)

(3,950)

55,232

316

5,000


NOTA

S A

LOS

ESTA

DOS

FINA

NCIE

ROS

POR

LOS

AÑOS

TERM

INAD

OS E

L 31

DE D

ICIE

MBR

E DE

200

6 Y

2005 1. IDENTIFICACIÓN DE LA COMPAÑÍA Y ACTIVIDAD ECONÓMICA

Energía del Sur S.A. (en adelante la Compañía), una subsidiaria de SUEZ Tractebel S.A. de Bélgica, que posee el 61.73% de las acciones de capital, fue constituida en Lima, Perú el 20 de setiembre de 1996 con el nombre de Powerfin Perú S.A. Con fecha 21 de febrero de 1997, la Junta General de Accionistas acordó el cambio de denominación social a Energía del Sur S.A., pudiendo utilizar la denominación abreviada de EnerSur S.A.

Actividad económica y aprobación de estados financieros

La actividad económica principal de la Compañía es la generación y transmisión de energía eléctrica en sistemas secundarios, directamente o mediante consorcios o cualquier otra forma de asociación empresarial, 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 a la venta de energía eléctrica a clientes regulados y libres dentro del territorio peruano que forman parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del cual la Compañía es integrante.

El domicilio legal de la Compañía, donde se encuentran sus oficinas administrativas, es Av. República de Panamá N° 3490, San Isidro, Lima, Perú.

En 2003, la Compañía transfirió a su vinculada SUEZ Energy Perú S.A. (antes Tractebel Perú S.A.), 203 de los 205 empleados que figuraban en planillas a esa fecha. A partir de ese momento, SUEZ Energy Perú S.A. brinda a la Compañía los servicios de operación y mantenimiento de las unidades de generación eléctrica y de los sistemas de transmisión asociados; así como los servicios administrativos, financieros y de asistencia técnica. Los costos de dichos servicios son registrados en las cuentas de costo de ventas de energía eléctrica y gastos operacionales, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el número de trabajadores de la Compañía fue de 2.

Los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2006 han sido emitidos con la autorización de la Gerencia de la Compañía, serán presentados al Directorio en la sesión que se realizará el 8 de febrero de 2007 para la aprobación de su emisión, y luego puestos a consideración de la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas que se realizará el 19 de marzo de 2007. La Gerencia de la Compañía considera que los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2006, que se incluyen en el presente informe, serán aprobados por los Accionistas sin modificaciones. Los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2005, fueron aprobados por la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas realizada el 16 de marzo de 2006.

Principales Contratos de Operación y Convenios

a) Contratos con Southern Perú Copper Corporation

La Compañía suscribió dos contratos con Southern Perú Limited (ahora Southern Perú Copper Corporation, o SPCC) denominados “Power Purchase Agreement” y “Services Agreement” en 1996 y 1997, respectivamente. En virtud de dichos contratos la Compañía adquirió de SPCC una planta de generación de energía eléctrica y se comprometió a proveerle servicios de energía eléctrica hasta el año 2017. Asimismo, se establecieron las cantidades y las bases para la determinación de los precios de potencia y energía a ser facturados mensualmente. El total de ingresos facturados a SPCC en 2006 asciende a US$145.2 millones (US$150.7 millones en 2005) y representa el 71.9% (78.2% en 2005) del total de ventas de la Compañía (Nota 30).

b) Contrato de Usufructo

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


En cumplimiento de dicho contrato, la Compañía realizó los siguientes pagos:

• “Derecho por contrato”, por un monto de US$48.4 millones (sin IGV), que fue pagado con una cuota inicial de US$14.9 millones y el saldo de US$33.5 millones, se canceló de acuerdo al calendario de pagos establecido hasta junio de 2005 (Nota 12).

• “Aporte social”, por un monto de US$5.9 millones (sin IGV), que fue depositado en un Fondo Fideicomiso, para destinarse exclusivamente a la ejecución de proyectos de inversión en la zona de influencia del proyecto (Nota 12).

Adicionalmente, la Compañía está obligada a realizar los siguientes pagos:

• “Derecho de usufructo”, por un monto de US$105.5 millones (sin IGV), que serán pagados en 34 cuotas semestrales a partir de la fecha de entrega efectiva de la Central y de acuerdo al calendario de pagos establecido hasta el año 2022. En 2006, un monto de (en miles) US$7,251 fue pagado y registrado en gastos pagados por anticipado. Estos pagos están siendo amortizados en 30 años, y el saldo al 31 de diciembre de 2006 asciende a (en miles) US$5,602 (Nota 9).

• “Aporte social”, por un monto de US$15.4 millones (sin IGV), que será depositado en un Fondo Fideicomiso, para destinarse exclusivamente a la ejecución de proyectos de inversión en la zona de influencia del proyecto. En 2006, un monto de (en miles) US$888 fue pagado y registrado en gastos pagados por anticipado. Estos pagos están siendo amortizados en 30 años, y el saldo al 31 de diciembre de 2006 asciende a (en miles) US$686 (Nota 9).

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 EGECEN ha asumido en virtud del presente Contrato de Usufructo.

c) Contratos de Construcción - Central Termoeléctrica Chilca Uno.

En diciembre de 2006 entró en operaciones la Central Termoeléctrica Chilca Uno - Unidad 1, ubicada en el distrito de Chilca, departamento de Lima. Esta Central consta de una turbina a gas natural con una potencia instalada de 174 MW que funciona en ciclo abierto. Para la ejecución de este proyecto, la Compañía celebró los siguientes contratos:

• El 15 de junio de 2005, un contrato de construcción llave en mano denominado “Engineering Procurement and Construction” (EPC) con Siemens Westinghouse Power Corporation (SWPC) para la compra e instalación de turbinas y construcción de la planta, por un precio de US$36.5 millones. La Compañía ha recibido una carta garantía por el 10% de dicho monto por el cumplimiento de las obligaciones de SWPC, con vencimiento en diciembre 2007.

• El 23 de junio de 2005, un contrato EPC con la empresa argentina Tormene Americana S.A. para algunos aspectos relacionados a la construcción de la subestación de gas por un precio de US$2.5 millones.

• El 4 de julio de 2005, un contrato EPC con Siemens S.A.C. (Siemens), para la construcción de la sub-estación eléctrica por un precio de US$4.3 millones. La Compañía ha recibido una carta garantía por el 10% de dicho monto por el cumplimiento de las obligaciones de Siemens con vencimiento en diciembre 2008.

• El 7 de abril de 2006, un contrato de suministro de gas natural con el consorcio de productores del gas de Camisea (el Consorcio). Este contrato obliga a la Compañía a adquirir gas del Consorcio en forma exclusiva hasta la cantidad diaria máxima establecida en 1,350 mil m3/día. Asimismo, obliga a la Compañía a pagar como mínimo el 100% de la cantidad diaria contractual (285 mil m3/día) por los días de suministro efectivo en el mes de contrato. El precio será fijado en US$/MMBTU (dólares por millón de BTU) y determinado sobre un precio base multiplicado por ciertos factores, y reajustado de acuerdo a los precios internacionales. La vigencia de este contrato es de 15 años.

• El 9 de diciembre de 2004, un contrato de servicio de transporte interrumpible de gas natural con Transportadora de Gas del Perú S.A. (concesionaria encargada del transporte del gas de Camisea). La contraprestación de este servicio se basa en tarifas reguladas por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aplicadas sobre los volúmenes de gas efectivamente transportados. La cantidad interrumpible máxima diaria será 1.1 millones de m3/día en el primer año y 2.2 millones de m3/día después del inicio de la segunda unidad de Chilca Uno. El contrato tiene una vigencia de 15 años.


• El proyecto Central Termoeléctrica Chilca Uno, contempla la construcción de dos unidades o turbinas de generación eléctrica, y según consta en el contrato EPC con SWPC antes descrito, la construcción de la segunda turbina tendría un descuento importante si la Compañía decidiera construirla con el mismo proveedor. En ese sentido, el 20 de junio de 2006, el Directorio aprobó la construcción de la segunda unidad de generación eléctrica (Central Termoeléctrica Chilca Uno – Unidad 2) mediante el cual se construirá e instalará una segunda turbina a gas natural con una potencia instalada de aproximadamente 174 MW duplicando la capacidad de generación de la referida Central y tendrá un costo de inversión aproximado de (en miles) US$40,000.

La Gerencia decidió financiar la construcción de la segunda unidad mediante contratos de arrendamientos financieros con el Banco de Crédito del Perú (BCP) hasta por un monto de US$40,000 (Notas 11 y 16).

Para la construcción de esta unidad, la Compañía ha recibido una carta de garantía denominada “Performance bond Complete Plant” de SWPC por un monto de US$7.3 millones con vencimiento en agosto 2007.

d) Convenio de Estabilidad Jurídica

Con fecha 5 de mayo de 1997, Energía del Sur S.A. suscribió con el Estado Peruano un Convenio de Estabilidad Jurídica (Convenio), por un plazo de diez años, al amparo de lo establecido en los Decretos Legislativos Nos. 662 y 757. Este Convenio está relacionado con la inversión que SUEZ Tractebel S.A. efectuó en la Compañía, mediante aportes de capital por un importe de (en miles) US$57,000, el cual fue completado en 1998. El mencionado Convenio otorga tanto al inversionista como al receptor de la inversión, principalmente, estabilidad en el régimen tributario referido al impuesto a la renta y en el régimen de libre disponibilidad de divisas que consiste en garantizar la disponibilidad de moneda extranjera y su libre remisión cuando se trate de beneficios y repatriación de la inversión.

Regulación operativa y normas legales que afectan las actividades del Sector Eléctrico

a) Ley de Concesiones Eléctricas

En Perú el sector eléctrico se rige por la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley No. 25844, promulgado el 19 de noviembre de 1992; su reglamento, Decreto Supremo No. 009-93EM, promulgado el 19 de febrero de 1993; y sus diferentes modificatorias y ampliatorias. En el año 2006 la Ley de Concesiones Eléctricas fue modificada al promulgarse la Ley 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, que introdujo importantes cambios en la regulación del sector. De acuerdo con dicha Ley, el sector eléctrico peruano está dividido en tres grandes segmentos: generación, transmisión y distribución. A partir de octubre de 2000 el sistema eléctrico peruano está conformado por un solo Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), además de algunos sistemas aislados. La Compañía desarrolla sus operaciones dentro del segmento de generación de energía eléctrica perteneciendo al SINAC.

De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, la operación de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión se sujetarán a las disposiciones del Comité de Operación Económica del Sistema - COES, con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. El COES regula los precios de transferencia de potencia y energía entre los generadores, distribuidores y los grandes clientes, así como las compensaciones a los titulares de los sistemas de transmisión.

Los principales cambios introducidos por la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente están referidos a la participación en el mercado de corto plazo, además de las empresas de generación de los distribuidores y grandes clientes, incluyéndose por tanto a distribuidores y clientes libres como integrantes del COES, modificándose la estructura de este organismo. Adicionalmente se regula el procedimiento para que las empresas distribuidoras convoquen a licitaciones para asegurar el abastecimiento de energía para el mercado regulado. Esta norma ha modificado también el marco legal relativo a la actividad de transmisión.


b) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

Mediante Ley Nº 26734, promulgada el 27 de diciembre de 1996, se creó el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía – OSINERG, cuya finalidad es supervisar las actividades que desarrollan las empresas en los sub-sectores de electricidad e hidrocarburos, velar por la calidad y eficiencia del servicio brindado al usuario y fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios en los contratos de concesión, así como de los dispositivos legales y normas técnicas vigentes, incluyendo aquellos relacionados con la protección y conservación del medio ambiente. Asimismo, debe fiscalizar el cumplimiento de los compromisos de inversión de acuerdo a lo establecido en los respectivos contratos.

c) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

Mediante Decreto Supremo No. 020-97-EM, se aprobó la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos NTCSE que establece los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos, incluyendo el alumbrado público, y las obligaciones de las empresas del sector eléctrico y los clientes que operan en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas.

La NTCSE contempla procedimientos de medición, tolerancias y una ampliación por etapas, asignando la responsabilidad de su implementación y aplicación a OSINERG, así como la aplicación, tanto a empresas eléctricas como a clientes, de penalidades y compensaciones en casos de incumplimiento de los parámetros establecidos por la norma.

Actualmente se encuentra en aplicación la Tercera Etapa de la NTCSE. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, la Gerencia de la Compañía estima que en caso de surgir alguna contingencia relacionada al incumplimiento de los parámetros establecidos por la NTCSE, éstos no serían importantes en relación con los estados financieros tomados en su conjunto.

d) Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico

El 18 de noviembre de 1997 se promulgó la Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico, Ley Nº 26876, la cual establece que las concentraciones verticales iguales o mayores al 5% u horizontales iguales o mayores al 15% que se produzcan en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica se sujetarán a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar concentraciones que afecten la competencia.

2. ADOPCIÓN DE LAS NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACION FINANCIERA

El Consejo Normativo de Contabilidad (CNC) mediante Resolución No. 034-2005-EF/93.01 del 17 de febrero de 2005, publicada el 2 de marzo de 2005, aprobó oficializar las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) 1 a la 5, y las nuevas versiones de las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) que habían sido modificadas por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés) en diciembre de 2003 y en marzo de 2004, y dejar sin efecto a partir del 1 de enero de 2005 la NIC 15, y a partir del 1 de enero de 2006 las NIC 22 y 35, y la mayoría de las Interpretaciones emitidas por el SIC.

Posteriormente, según Resolución No. 036-2005-EF/93.01 del 18 de noviembre de 2005, publicada el 15 de diciembre de 2005, el CNC aprobó oficializar la NIIF 6, Exploración y Evaluación de Recursos Minerales, que no aplica a la Compañía.

De acuerdo a lo establecido por las referidas Resoluciones, las NIIF y las nuevas versiones de las NIC antes mencionadas, serán aplicables en la preparación y presentación de estados financieros que correspondan a períodos que se inicien el 1 de enero de 2006, y optativamente para los que se inicien el 1 de enero de 2005.

Asimismo, el CNC mediante Resolución No. 038-2005-EF/93.01, del 28 de diciembre de 2005, publicada el 3 de febrero de 2006, acordó: (a) suspender hasta el 31 de diciembre de 2006 la aplicación obligatoria en el país de la NIC 21- Efectos de las Variaciones en los Tipos de Cambio de Monedas Extranjeras, modificada en diciembre de 2003, y restituir por el mismo período la aplicación de la NIC 21 revisada en 1993 y sus correspondientes Interpretaciones 19 y 30, excepto el tratamiento alternativo señalado en los párrafos 20, 21 y 22 de la citada NIC, que permitían incluir los ajustes por diferencia de cambio en el valor contable de un activo, y (b) mantener la aplicación en Perú del Método de Participación Patrimonial para la valuación de las inversiones en: subsidiarias, entidades conjuntamente controladas, y asociadas; que se presenten en estados financieros individuales, como un método adicional


a los establecidos por las NIC 27 y 28 modificadas en diciembre de 2003. La NIC 21, 27 y 28, modificadas en 2003, habían sido oficializadas por el CNC para su aplicación obligatoria en Perú a partir del 1 de enero de 2006, y optativamente a partir del 1 de enero de 2005, mediante Resolución No. 034-2005-EF/93.01 del 17 de febrero de 2005, publicada el 2 de marzo de 2005.

La indicada Resolución no impide la aplicación optativa de la NIC 21 – modificada en diciembre de 2003, en los términos señalados en la Resolución No. 034-2005-EF/93.01. En opinión de la Gerencia y de acuerdo a su evaluación la moneda funcional aplicable a la Compañía es el dólar estadounidense, y por lo tanto, la aplicación de esta NIC no tiene ningún efecto (Nota 3 (a)).

La Gerencia de la Compañía ha optado por aplicar las nuevas versiones de las NIC y las NIIF mencionadas en la Resolución No. 034-2005-EF/93.01, y no considerar lo referido por la Resolución No. 038-2005-EF/93.01. La aplicación de estas nuevas normas contables no ha tenido un efecto importante en la situación financiera y en los resultados de la Compañía a la fecha de transición a las NIIF y al 31 de diciembre de 2006. La diferencia entre las normas contables actualmente aplicadas y las utilizadas hasta el 31 de diciembre de 2005, se origina principalmente por la variación anual del valor razonable de los instrumentos financieros valuados al costo amortizado y tasa de interés efectiva que resulta de la aplicación de la NIC 39 Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición. Este cambio ha originado presentar en la cuenta patrimonial “Efecto Adopción NIIF”, un monto de (en miles) US$214, neto de impuesto diferido, correspondiente a la variación anual del valor razonable de los instrumentos financieros, lo cual debería de reconocerse en el estado de resultados de 2005 en los rubros “Otros ingresos y gastos” e “impuesto a la renta”.

No obstante, de acuerdo a lo establecido por la NIIF 1, cuando el efecto del cambio en principios contables resulta de la aplicación de la NIC 39, la Compañía no precisa reestructurar sus estados financieros de 2005, que es el año de transición de las NIIF y que presenta para fines comparativos, y consecuentemente, reflejar en ellos los efectos que a esa fecha resultarían de la aplicación de la NIC 39. No obstante, la NIIF 1 requiere presentar, y se presenta en esta nota, los ajustes que harían que la información financiera al 1 de enero y al 31 de diciembre de 2005, cumplan con lo establecido por la NIC 39.

Explicación de los Efectos de la Transición a las NIIF

(a) Según lo establecido por la NIC 39, cualquier activo y pasivo financiero, debe ser valuado a su costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva, reconociendo en resultados los intereses devengados en función de su tipo de interés efectivo (TIR).

Se entiende por costo amortizado, 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 el 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.

(b) La conciliación del patrimonio neto al 1 de enero y al 31 de diciembre de 2005; y la conciliación del estado de ganancias y pérdidas por el año terminado el 31 de diciembre de 2005, que se presenta de acuerdo a lo requerido por la NIIF 1, son como sigue:


ACTIVO CORRIENTE


OTROS ACTIVOS, neto

TOTAL ACTIVO

PASIVO CORRIENTE

DEUDA A LARGO PLAZO

IMPUESTO A LA RENTA DIFERIDO

TOTAL PASIVO

TOTAL ACTIVO MENOS TOTAL PASIVO

Capital social

Capital adicional

Reserva legal




PCGAAnteriores

US$000

142,707

234,139

32,488

409,334

85,168

45,724

31,845

162,737

246,597

69,079

35,921

13,816

—

127,781

246,597

Efectos de la Transición a las NIIF

US$000

—

—

—

—

NIIF

US$000

142,707

234,139

32,488

409,334

85,168

45,724

31,845

162,737

246,597

69,079

35,921

13,816

—

127,781

246,597

CONC

ILIA

CIÓN

DEL

PAT

RIM

ONIO

NET

OAL

1 D

E EN

ERO

DE 2

005

(FEC

HA D

E TRA

NSIC

IÓN

A LA

S NI

F)

El patrimonio neto al 1 de enero de 2005 no presenta ajustes debido a que dentro de estos saldos no se encontraban partidas que generen diferencias con la adopción de las NIIF.


VENTAS NETAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

COSTOS Y GASTOS OPERACIONALES

UTILIDAD OPERATIVA

OTROS INGRESOS Y GASTOS

UTILIDAD ANTES DE IMPUESTO A LA RENTA

Impuesto a la renta

UTILIDAD NETA

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

PCGAAnteriores

US$000

192,551

(131,695)

60,856

(3,366)

57,490

(17,720)

39,770

0.199

Efectos de la Transición a las NIIF

US$000

—

(306) (a)

(306)

92 (a)

(214)

(0.001)

NIIF

US$000

192,551

131,695)

60,856

(3,672)

57,184

17,628)

39,556

0.198

CONC

ILIA

CIÓN

DEL

EST

ADO

DE G

ANAN

CIAS

Y P

ÉRDI

DAS

POR

EL

AÑO

TERM

INAD

O EL

31

DE D

ICIE

MBR

E DE

200

5:

(a) Efectos no presentados en los resultados de 2005, sino presentados en el patrimonio neto directamente en el rubro “Efecto adopción NIIF”.


ACTIVO CORRIENTE

CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES - LARGO PLAZO

INVERSIÓN EN VINCULADA


OTROS ACTIVOS, neto

TOTAL ACTIVO

PASIVO CORRIENTE

DEUDA A LARGO PLAZO

IMPUESTO A LA RENTA DIFERIDO

TOTAL PASIVO

TOTAL ACTIVO MENOS TOTAL PASIVO

Capital social

Capital adicional

Reserva legal




PCGAAnteriores

US$000

109,078

843

5,000

242,808

54,179

411,908

30,542

120,040

49,565

200,147

211,761

69,079

35,921

13,816

—

92,945

211,761

Efectos de la Transición alas NIIF

US$000

8

8

314

(92)

222

(214)

(214)

(214)

NIIF

US$000

109,078

851

5,000

242,808

54,179

411,916

30,856

120,040

49,473

200,369

211,547

69,079

35,921

13,816

(214)

92,945

211,547

CONC

ILIA

CIÓN

DEL

PAT

RIM

ONIO

NET

O AL

31

DE D

ICIE

MBR

E DE

200

5:


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) Base de preparación y presentación

Los estados financieros se preparan y presentan de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú (PCGA en Perú), los cuales a partir de 2006, y de acuerdo a la opción elegida a que se refiere la Nota 2, comprenden las Normas e Interpretaciones emitidas o adoptadas por el IASB, 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 Interpretaciones (SIC) adoptadas por el IASB, oficializadas por el Consejo Normativo de Contabilidad para su aplicación en Perú.

En la preparación y presentación de los estados financieros de 2006 y 2005, la Compañía ha observado el cumplimiento de las NIC y NIIF que le son aplicables, de acuerdo con las Resoluciones emitidas por el Consejo Normativo de Contabilidad.

Contabilidad en moneda extranjera

Con fecha 1 de julio de 1998, mediante la Resolución de Intendencia 12-4-043363 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 inciso 4) del artículo 87 del 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 26 de setiembre de 2002, norma 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 el Decreto Supremo 151-2002-EF, según 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 declare la nulidad de oficio de tal resolución administrativa al amparo de lo dispuesto en el artículo 202.3 de la Ley No. 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, que es de un año contado desde la fecha en el que el acto administrativo quedó consentido. Adicionalmente, debe tenerse en cuenta que 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, inclusive después de setiembre de 2002.

Al 31 de diciembre de 2006, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.313 (US$0.291 en 2005) por S/.1.00.

Los porcentajes de devaluación (revaluación) del nuevo sol en relación con el dólar estadounidense, calculada en base al tipo de cambio de oferta y demanda - venta publicado por la SBS, y los porcentajes de inflación, según el Indice de Precios al por Mayor a Nivel Nacional (IPM), en los últimos cinco años, fue como sigue:

Año

20062005200420032002

Devaluación (Revaluación) %

(6.82)4.51

(5.23)(1.45)

2.00

Inflación %

1.343.604.892.001.67


(b) Uso de estimaciones

La preparación de los estados financieros requiere que la Gerencia realice estimaciones y supuestos para la determinación de saldos de activos, pasivos y montos de ingresos y gastos, y para revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de los estados financieros. Si más adelante ocurriera algún cambio en las estimaciones o supuestos debido a variaciones en las circunstancias en las que estuvieron basadas, el efecto del cambio sería incluido en la determinación de la utilidad o pérdida neta del ejercicio en que ocurra el cambio, y de ejercicios futuros, de ser el caso. Las estimaciones significativas relacionadas con los estados financieros son las provisiones para la compra y venta de energía y potencia, la depreciación de inmuebles, maquinaria y equipo, la amortización de otros activos, la determinación del valor razonable de los activos y pasivos financieros valuados al costo amortizado y tasa de interés efectiva, y la determinación del impuesto a la renta corriente y diferido.

(c) Cuentas por cobrar comerciales

Las cuentas por cobrar comerciales se registran a su valor nominal y están presentadas netas de provisión para cuentas de cobranza dudosa, la cual es estimada de acuerdo a las políticas establecidas por la Gerencia, considerando, entre otros factores, la antigüedad de las deudas y la historia de pagos, de modo que la provisión para cuenta de cobranza dudosa, tenga un nivel que la Gerencia estima adecuado para cubrir eventuales pérdidas en las cuentas por cobrar a la fecha del balance general. (d) Existencias

Las existencias que están conformados básicamente por suministros y repuestos, y combustibles y carbón en almacén, los cuales se destinan al mantenimiento de maquinarias y generación de energía eléctrica, respectivamente, se valúan al costo o al valor neto realizable, el que sea menor. El costo se determina usando el método de promedio ponderado y el costo de las existencias por recibir, usando el método de costo específico. Por las reducciones del valor en libros de las existencias a su valor neto realizable, se constituye una provisión para desvalorización de existencias con cargo a los resultados del ejercicio en que ocurren tales reducciones.

(e) Instrumentos financieros

Los instrumentos financieros se definen como cualquier contrato que origina simultáneamente, un activo financiero en una empresa y un pasivo financiero o un instrumento de patrimonio en otra empresa. Los principales activos y pasivos financieros presentados en el balance general son: caja y bancos, cuentas por cobrar (corriente y largo plazo) y por pagar comerciales, cuentas por cobrar y por pagar a vinculadas, otras cuentas por cobrar (excepto el impuesto a la renta) y por pagar, cuentas por cobrar en garantía, y deuda a largo plazo. Las políticas contables para su reconocimiento y medición se describen en las correspondientes notas de políticas contables.

La clasificación de un instrumento financiero como pasivo financiero o como instrumento de patrimonio se hace de conformidad con la esencia del acuerdo contractual que lo origina. Los intereses, las pérdidas y ganancias relacionadas con un instrumento financiero clasificado como pasivo financiero se reconocen como gasto o ingreso. Las distribuciones a los tenedores de un instrumento financiero clasificado como instrumento de patrimonio se cargan directamente a resultados acumulados.

Los activos financieros originados por la propia empresa tales como préstamos y cuentas por cobrar a cambio de suministrar efectivo, bienes o servicios directamente a un deudor y los pasivos financieros por deuda a largo plazo son valuados a su costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva, reconociendo en resultados los intereses devengados en función de su tipo de interés efectivo (TIR). Por costo amortizado se entiende el costo inicial menos los reembolsos del principal más o menos la amortización acumulada (calculada con el método de la tasa de interés efectiva) de cualquier diferencia entre el importe inicial y valor de reembolso en el vencimiento, teniendo en cuenta potenciales reducciones por deterioro o impago (en el caso de activos financieros).

El método de la tasa de interés efectiva busca igualar exactamente el valor en libros de un instrumento financiero con los flujos de efectivo por cobrar o por pagar estimados a lo largo de la vida esperada del instrumento financiero.


(f) Instrumentos financieros derivados

La Compañía utilizó instrumentos financieros derivados para reducir el riesgo de las variaciones en las tasas de interés de su deuda a tasa variable. Para que un instrumento financiero pueda registrarse como cobertura de flujo de efectivo, es necesario que se les designe como tales por escrito al momento de su adquisición o al momento que entre en vigencia el contrato correspondiente.

Los contratos de instrumentos derivados para los cuales la Compañía estableciera una relación de cobertura de flujo de efectivo serán registrados como activos o pasivos en el balance general y serán presentados a su valor razonable. En la medida que estas coberturas sean efectivas para compensar las variaciones en las tasas de interés relacionadas, los cambios en el valor razonable son registrados en una cuenta patrimonial. Estos montos son transferidos a los resultados del ejercicio trascurrido el plazo de pago de los intereses correspondientes y se presentan en el rubro Ingresos financieros, en el estado de ganancias y pérdidas. Los instrumentos deben evaluarse periódicamente y considerarse como altamente efectivos 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.

(g) Inversión permanente - vinculada

La inversión permanente que corresponde a la capitalización de cuentas por cobrar a vinculada se ha registrado al valor que se mantenía con dicha vinculada a esa fecha, y es mantenida después de su reconocimiento al costo.

(h) Inmuebles, maquinaria y equipo

Inmuebles, maquinaria y equipo se registran al costo y están presentados netos de depreciación acumulada. La depreciación se determina siguiendo el método de línea recta en base a la vida útil estimada de los activos, representadas por tasas de depreciación equivalentes. La depreciación anual se reconoce como gasto.

Los desembolsos incurridos después que un activo fijo ha sido puesto en uso se capitalizan como costo adicional del activo únicamente cuando pueden ser medidos confiablemente y es probable que tales desembolsos resultarán en beneficios económicos futuros superiores al rendimiento normal evaluado originalmente para dicho activo. Los desembolsos para mantenimiento y reparaciones se reconocen como gasto del ejercicio en el que son incurridos. Cuando un activo fijo se vende o es retirado del uso, su costo y depreciación acumulada se eliminan y la ganancia o pérdida resultante se reconoce como ingreso o gasto.

Los trabajos en curso representan activos en construcción y se registran al costo. Esto incluye el costo de construcción, planta y equipo y otros costos directos. Las construcciones en proceso no se deprecian hasta que los activos relevantes se terminen y estén operativos.

(i) Arrendamiento financiero

Los bienes recibidos en arrendamiento financiero se registran al valor razonable como activos y pasivos al inicio del arrendamiento. Estos activos se deprecian siguiendo el método de línea recta en base a la vida útil estimada para bienes similares propios. La depreciación anual se reconoce como gasto. El cargo financiero se distribuye entre los ejercicios comprendidos en el plazo del arrendamiento.

(j) Costos de financiamiento

Los costos de financiamiento se reconocen como gasto en el ejercicio 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) Arrendamiento operativo

Los pagos que corresponden a los “Derechos de Usufructo” y “Aportes Sociales” (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”. El gasto por los pagos de arrendamiento reconocido en el estado de ganancias y pérdidas de 2006 fue de (en miles) US$3,921 (US$1,343 en 2005).

(l) Otros activos

Otros activos, principalmente Derechos - Contrato Yuncán, costo de proyecto planta Ilo 2 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 un período entre 1 y 30 años. La amortización anual se reconoce como gasto.

(m) Pérdidas por deterioro

Cuando existen acontecimientos o cambios económicos que indiquen que el valor de un activo de larga vida pueda no ser recuperable, la Gerencia revisa el valor en libros de estos activos. Si luego de este análisis resulta que su valor en libros excede su valor recuperable, se reconoce una pérdida por deterioro en el estado de ganancias y pérdidas, o se disminuye el excedente de revaluación en el caso de activos que han sido revaluados, por un monto equivalente al exceso del valor en libros. Los importes recuperables se estiman para cada activo o, si no es posible, para cada unidad generadora de efectivo.

El valor recuperable de un activo de larga vida o de una unidad generadora de efectivo, es el mayor valor entre su valor razonable menos los costos de venta y su valor de uso. El valor razonable menos los costos de venta de un activo de larga vida o de una unidad generadora de efectivo, es el importe que se puede obtener al venderlo, en una transacción efectuada en condiciones de independencia mutua entre partes bien informadas, menos los correspondientes costos de venta. El valor de uso es el valor presente de los flujos futuros de efectivo estimados que se espera obtener de un activo o de una unidad generadora de efectivo.

(n) Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

Los ingresos se reconocen como sigue: a) ingresos por generación de energía, se facturan mensualmente en base a lecturas cíclicas, y son reconocidos íntegramente en el período en que se presta el servicio y es probable que los beneficios económicos relacionados con la transacción, fluirán a la Compañía, b) ingreso por energía entregada y no facturada entre la última lectura cíclica 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 es probable que los beneficios económicos relacionados con la transacción, fluirán a la Compañía, 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 generación de energía y los demás ingresos y gastos se reconocen cuando se devengan.

(o) Provisiones

Las provisiones se reconocen sólo cuando la Compañía tiene una obligación presente (legal o implícita) como resultado de un evento pasado, es probable que se requieran recursos para liquidar la obligación, y se puede emitir confiablemente el monto de la obligación. Las provisiones se revisan en cada ejercicio y se ajustan para reflejar la mejor estimación que se tenga a la fecha del balance general. Cuando el efecto del valor del dinero en el tiempo es importante, el monto de la provisión es el valor presente de los gastos que se espera incurrir para cancelarla.

(p) Pasivos y activos contingentes

Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sólo se revelan en nota a los estados financieros, a menos que la posibilidad de una salida de recursos sea remota. Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sólo se revelan cuando es seguro que se producirá un ingreso de recursos.


(q) Compensación por tiempo de servicios

La compensación por tiempo de servicios se determina de acuerdo con los dispositivos legales vigentes y se deposita en la institución bancaria elegida por el trabajador.

(r) Impuesto a la renta diferido

El pasivo por impuesto a la renta diferido se reconoce por todas las diferencias temporales gravables entre el valor en libros de los activos y pasivos y su base tributaria, sin tener en cuenta el momento en que se estime que las diferencias temporales que le dieron origen, serán reversadas. El activo por impuesto a la renta diferido se reconoce por las pérdidas tributarias arrastrables, y por las diferencias temporales deducibles entre el valor en libros de los activos y pasivos y su base tributaria, en la medida en que sea probable que en el futuro, la Compañía dispondrá de renta gravable contra la cual pueda aplicar las diferencias temporales que reviertan y las pérdidas tributarias por compensar, dentro del plazo elegido según las normas tributarias vigentes. El pasivo y activo se miden a la tasa de impuesto a la renta, que se espera aplicar a la renta gravable en el año en que este pasivo sea liquidado o el activo sea realizado, usando la tasa de impuesto a la renta vigente o sustancialmente vigente en la fecha del balance general.

El impuesto a la renta diferido se reconoce como gasto o ingreso del ejercicio o se carga o abona directamente al patrimonio cuando se relacione con partidas que han sido cargadas o abonadas directamente al patrimonio.

(s) Reclasificaciones

Ciertas cifras de los estados financieros de 2005 han sido reclasificadas para hacerlas comparables con las del ejercicio 2006. La naturaleza de las reclasificaciones, los importes reclasificados, y las cuentas afectadas se resumen como sigue:

Balance General US$000

4. EFECTIVO

Este rubro comprende:

Caja y cuentas corrientes (a)

Depósitos a plazo (b)

Total

2006

US$000

4,502

38,000

42,502

2005

US$000

4,482

48,677

53,159

(a) Las cuentas corrientes corresponden a saldos mantenidos en entidades financieras locales, en nuevos soles y dólares estadoun-idenses.

(b) Los depósitos a plazo vencen entre 30 y 60 días (2 y 18 días en 2005) y generan intereses a una tasa anual promedio de 4.99% en 2006 (entre 3.6% y 4.45% en 2005).

Costos indirectos de obtención de financiamiento - comisiones, transferida de gastos pagados por anticipado a deuda a largo plazo 1,539


5. CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES


Facturas

Provisión de potencia y energía (a)

Fideicomiso SPCC (b)

Empresas vinculadas (Nota 6)

Provisión para cuentas de cobranza dudosa (c)

Total

Corriente

US$000

886

11,670

12,758

5

(16)

25,303

Largo Plazo

US$000

357

-

-

-

-

357

Corriente

US$000

4,276

5,417

10,854

2,979

-

23,526

Largo Plazo

US$000

851

-

-

-

-

851

2006 2005

(a) La provisión de potencia corresponde a la remuneración por potencia que el COES-SINAC asigna mensualmente a cada genera-dor y que comunica para que sean facturados a los demás generadores o distribuidoras miembros del SINAC. La provisión de energía corresponde básicamente a las ventas del mes de diciembre. La provisión de potencia y energía al 31 de diciembre de 2005 fue facturada y cobrada en enero de 2006.

(b) Fideicomiso SPCC corresponde a facturas por cobrar a SPCC por los servicios y ventas de energía y potencia (Nota 1), que serán transferidos al patrimonio fideicometido, en virtud al Contrato de Fideicomiso de Flujos que se explica a continuación.

Con fecha 15 de agosto de 2005, la Compañía en calidad de Fideicomitente y el Banco Sudamericano en calidad de Fiduciario, con la intervención del Banco de Crédito del Perú, en calidad de Agente de Garantías y Representante de los Fideicomisarios (Banco de Crédito del Perú, Banco Continental y Citibank) suscribieron el Contrato de Fideicomiso de Flujos, por el cual se constituye un patrimonio fideicometido donde la Compañía transfiere en dominio fiduciario a favor del Banco Sudamericano ciertos derechos de crédito o cobro a favor de la Compañía en virtud del “Purchase Power Agreement” con SPCC (Nota 1) y los derechos de crédito o cobro que le pudieran corresponder a la Compañía en virtud de indemnizaciones de más de (en miles) US$35,000 que corresponden pagar a la Compañía por las pólizas de seguro contratadas por la Compañía para asegurar los activos de la Central Ilo 21. El referido Contrato de Fideicomiso de Flujos fue suscrito a fin de garantizar los pagos que la Compañía debe efectuar a los bancos, en virtud del préstamo Senior (Nota 16(b)).

Posteriormente, en octubre de 2006, el Contrato de Fideicomiso de Flujos fue cedido a La Fiduciaria S.A. debido a la cesión de parte de la deuda del Banco Continental al Scotiabank Perú (Nota 16(b)).

En el Contrato de Fideicomiso de Flujos se establece que los derechos de crédito transferidos en dominio fiduciario deben ser depos-itados en una cuenta recolectora para su administración por parte del Fiduciario, quien deberá instruir al banco en donde se encuen-tra abierta dicha cuenta recolectora, para que el íntegro de los montos que hayan sido depositados en las mismas sean transferidos el mismo día hábil en que se hayan acreditado a una cuenta de la Compañía, salvo en el caso que el Banco de Crédito haya notificado al Fiduciario la ejecución del patrimonio fideicometido, de conformidad con el contrato de préstamo senior, por incumplimiento del mismo por parte de la Compañía. En dicho caso, de la totalidad de los montos que sean depositados en las cuentas recolectoras, el Fiduciario deberá instruir al banco para que en el mismo día hábil en que sean acreditadas se transfiera, como gastos operativos, el 45% de los montos que ingresen a la cuenta recolectora por concepto de pagos que efectúe SPCC y que han sido cedidos mediante el Contrato de Fideicomiso de Flujos. El monto restante que se encuentre en la cuenta recolectora será destinado al pago de las obligaciones garantizadas (préstamo Senior).


(c) En opinión de la Gerencia, el saldo de la provisión para cuentas de cobranza dudosa, cubre adecuadamente el riesgo de pérdida por cuentas por cobrar de dudosa recuperabilidad al 31 de diciembre de 2006.

La antigüedad de las cuentas por cobrar comerciales es como sigue:

Dentro de los plazos de vencimiento

Vencidas más de 30 días

Total

2006

US$000

12,842

76

12,918

2005

US$000

12,958

565

13,523

6. SALDOS Y TRANSACCIONES CON EMPRESAS VINCULADAS

El movimiento en cuentas por cobrar y por pagar a empresas vinculadas durante el 2006, fue como sigue:

Por cobrar comerciales (Nota 5): Suez Energy Perú S.A.

Total

Por cobrar no comerciales:

Gas Natural de Lima y Callao S.A.

Suez Energy Perú S.A.

Egasur S.A.

Tractebel Industrial Services Perú S.R.

Total

Por pagar comerciales (Nota 14):



Suez Tractebel -Bélgica

Total

Por pagar no comerciales:



Total

Saldos Iniciales

US$000

2,979

2,979

130

1

-

57

188

2,694

10

187

2,891

-

22

22

Adiciones

US$000

6

6

1

9

9

-

19

16,269

652

-

16,921

22

-

22

Deducciones

US$000

(2,980)

(2,980)

(131)

(10)

-

-

(141)

(15,972)

(216)

-

(16,188)

(22)

(22)

(44)

Saldos Finales

US$000

5

5

-

-

9

57

66

2,991

446

187

3,624

-

-

-


Los saldos por cobrar y por pagar a empresas vinculadas son de vencimiento corriente, no generan intereses y no tienen garantías específicas.

Las principales transacciones con empresas vinculadas comprenden:

Servicios de operación y mantenimiento de las plantas degeneración eléctrica, así como asistencia administrativa,financiera y técnica, recibida de Suez Energy Perú S.A.

Bono de productividad de Suez Energy Perú S.A.

Intereses por préstamo a Gas Natural de Lima y Callao S.A.

2006

US$000

(12,855)

(972)

-

2005

US$000

(10,484)

(1,043)

463

7. OTRAS CUENTAS POR COBRAR


Pagos a cuenta del impuesto a la renta (a)

Reclamos a terceros (b)

Intereses por cobrar

Diversas

Total

2006

US$000

613

4,302

143

450

5,108

2005

US$000

12,019

30

244

107

12,400

(a) Pagos a cuenta del impuesto a la renta, corresponde al saldo a favor de este impuesto, que puede ser recuperado solicitando su devolución o aplicándolo como crédito contra futuros pagos a cuenta y de regularización del referido impuesto.

(b) Reclamos a terceros comprende reclamo al Banco de Crédito del Perú por un total de US$4,137 por el pago indebido de derechos únicos de aduanas en relación a la importación de equipos y maquinaria para la segunda unidad generadora del proyecto Chilca Uno (Notas 11 y 16).


Suministros y repuestos

Combustibles y carbón

Existencias por recibir

Provisión para obsolescencia (a)

Total

2006

US$000

12,850

3,706

2,764

(140)

19,180

2005

US$000

11,483

5,345

-

-

16,828

(a) La provisión para obsolescencia ha sido determinada sobre la base de informes técnicos preparados por los responsables de los almacenes, y en opinión de la Gerencia, esta provisión cubre adecuadamente el riesgo de desvalorización al 31 de diciembre de 2006.

8. EXISTENCIAS

Este rubro comprende existencias valuadas al costo, como sigue:

9. GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO


Derecho de usufructo y Aportes Sociales (Nota 1)

Seguros

Diversas

Total

Corriente

US$000

3,949

583

211

4,743

Largo Plazo

US$000

2,339

-

-

2,339

2006

Corriente

US$000

2,069

753

155

2,977

Largo Plazo

US$000

-

-

-

-

2005

10. INVERSIÓN PERMANENTE

Este rubro comprende inversión en participaciones de capital de empresa vinculada como sigue:


Cantidad de Acciones

5,000,000

Participación en el Capital %

14.29

2006

US$000

5,000

2005

US$000

5,000

Valor en Libros ValorPatrimonial 2006

US$000

3,917


La Junta Extraordinaria de Accionistas de la Compañía del 28 de marzo de 2005, acordó capitalizar en Gas Natural de Lima y Callao S.A. (GNLC) parte del préstamo que se mantenía con dicha vinculada por un monto de US$5 millones, convirtiéndose la Compañía en accionista de GNLC y titular de 5,000,000 acciones de valor nominal de US$1.00 cada una. Dicho acuerdo fue aprobado en Junta General de Accionistas de GNLC de fecha 29 de marzo de 2005.

11. INMUEBLES, MAQUINARIA Y EQUIPO, NETO

El movimiento en el costo y en depreciación acumulada de inmuebles, maquinaria y equipo durante 2006, fue como sigue:

Costo

Terrenos

Edificios

Otras instalaciones

Maquinaria y equipo

Unidades de transporte

Muebles y enseres

Equipos diversos

Trabajos en curso (b)

Total

Depreciación acumulada

Edificios

Otras instalaciones

Maquinaria y equipo

Unidades de transporte

Muebles y enseres

Equipos diversos

Total

Neto

SaldosIniciales

US$000

2,378

96,699

52,026

135,686

1,618

430

12,734

16,295

317,866

14,359

7,756

42,890

1,102

238

8,713

75,058

242,808

Adiciones

US$000

-

195

-

600

246

132

274

56,240

57,687

3,223

1,576

6,835

176

50

1,255

13,115

Retiros

US$000

(61)

(681)

-

-

(172)

-

(1)

-

(915)

(106)

-

-

(164)

-

-

(270)

Transferencias y OtrosCambios

US$000

(1)

12,259

-

38,119

-

-

4,474

(54,853)

(2)

-

-

13

-

-

(13)

-

SaldosFinales

US$000

2,316

108,472

52,026

174,405

1,692

562

17,481

17,682

374,636

17,476

9,332

49,738

1,114

288

9,955

87,903

286,733

Tasas de Depreciación %

3

3

3,10 y 20

20

10

10, 20 y 25

(a) La depreciación de inmuebles, maquinaria y equipo por el ejercicio 2006 de (en miles) US$13,115 (US$12,998 en 2005) está incluida en la cuenta costo de ventas de energía eléctrica US$12,945 (US$12,786 en 2005) y gastos de administración US$170 (US$212 en 2005).

(b) La Compañía suscribió en noviembre de 2006 dos contratos de arrendamiento financiero para financiar el proyecto denominado Chilca Uno, Unidad 2 (Notas 1 y 16). Al 31 de diciembre de 2006 el valor en libros de los activos adquiridos para la construcción de este activo asciende a (en miles) US$12,915, los cuales se muestran en el rubro trabajos en curso.


(c) Al 31 de diciembre de 2006 este rubro incluye maquinaria y equipo y unidades de transporte por (en miles) US$16,135 (US$9,527 en 2005), totalmente depreciados que todavía se encuentran en uso.

(d) Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, la Gerencia ha realizado proyecciones de los resultados esperados por la Compañía para los próximos años. De acuerdo a estas proyecciones la Gerencia ha estimado que, los valores recuperables de sus inmuebles, maquinar-ias y equipos, son mayores a sus valores en libros; por lo que considera que no es necesario constituir provisión para desvalorización de activos a la fecha del balance general.(e) Al 31 de diciembre de 2006, edificios y maquinaria y equipo por US$183 millones correspondientes al costo neto en libros de la Unidad de Producción Ilo 21, se encuentran hipotecados en garantía del préstamo senior por un monto de hasta US$200 millones (Nota 16 (b)).

12. OTROS ACTIVOS, NETO

El movimiento en el costo y en amortización acumulada de otros activos durante el 2006, fue como sigue:

Costo

Derechos - Contrato Yuncán (a)

Costo de Proyecto Planta Ilo 2

Software

Otros

Total

Amortización acumulada

Derechos - Contrato Yuncán (a)

Costo de Proyecto Planta Ilo 2

Software

Otros

Total

Neto

SaldosIniciales

US$000

54,388

500

1,096

95

56,079

604

131

1,070

95

1,900

54,179

Adiciones

US$000

-

-

75

104

179

1,813

22

47

103

1,985

Deducciones

US$000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Saldos Finales

US$000

54,388

500

1,171

199

56,258

2,417

153

1,117

198

3,885

52,373

Tasas de Amortización %

3

4.35

33.33

100

(a) Derechos – Contrato Yuncán 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 setiembre de 2005 (fecha de recepción de la Central Hidroeléctrica de Yuncán). (b) La amortización de otros activos por el ejercicio 2006 de (en miles) US$1,985 (US$904 en 2005) está incluida en la cuenta de costo de ventas de energía eléctrica US$1,984 (US$903 en 2005) y gastos de administración US$1 (US$1 en 2005).

(c) La Gerencia ha revisado las proyecciones de los resultados esperados por los años remanentes de vida útil de otros activos sin encon-trar variaciones significativas, y en opinión de la Gerencia, los valores recuperables al 31 de diciembre de 2006 y 2005, son mayores a sus valores en libros, por lo que no es necesario constituir ninguna provisión por desvalorización para esos activos a la fecha de los estados financieros.


13. PRESTAMOS BANCARIOS


Entidad Bancaria

Scotiabank

Citibank

Total

Vencimiento

Febrero 2007

Febrero 2007

Tasa de Interés Anual

%

5.95

LIBOR a seis

meses + 0.40

2006

US$000

15,000

5,000

20,000

2005

US$000

-

-

-

Los préstamos bancarios corresponden a pagarés bancarios en moneda extranjera otorgados por entidades bancarias locales para financiar capital de trabajo; son de vencimiento corriente y no se ha otorgado garantía específica.

14. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES

Cuentas por pagar comerciales se encuentran dentro de los plazos de vencimiento y comprende lo siguiente:

Facturas

Empresas vinculadas (Nota 6)

Total

El vencimiento de las cuentas por pagar comerciales es como sigue:

Dentro de los plazos de vencimiento

Vencidas

Total

2006

US$000

12,949

3,624

16,573

2006

US$000

15,053

1,520

16,573

2005

US$000

3,970

2,891

6,861

2005

US$000

6,586

275

6,861


15. OTRAS CUENTAS POR PAGAR


Tributos

AFP

ESSALUD

Remuneraciones y participaciones

Intereses COES (a)

Intereses por pagar

Diversas

Total

2006

US$000

1,733

13

11

8

1,507

855

15

4,142

2005

US$000

2,007

1

1

8

1,506

267

1,038

4,828

(a) Intereses COES comprende la estimación efectuada por la Compañía a la tasa de interés legal, de los intereses no liquidados en el Laudo Arbitral seguido con el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Sur (COES SUR), integrado por Empresa de Generación de Arequipa S.A. (EGASA), Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) y Empresa de Generación Eléctrica de San Gabán S.A. (SAN GABAN). Existe discrepancia con las empresas del COES SUR sobre la tasa de interés que se debe aplicar, por lo que la determinación de la misma tendrá que ser resuelta por el juez en el proceso de ejecución de sentencia iniciado por EGASA, EGESUR y SAN GABAN (Nota 31 (a)).

16. DEUDA A LARGO PLAZO


Hitachi Ltd. (a)

Préstamo Senior (b)

Leasing Chilca Uno, Unidad 2 (c)

Gastos asociados a financiamiento

Total

Corriente

US$000

9,145

10,000

-

-

19,145

Largo Plazo

US$000

27,434

75,000

12,789

(1,269)

113,954

2006

Corriente

US$000

9,145

10,000

-

-

19,145

Largo Plazo

US$000

36,579

85,000

-

(1,539)

120,040

2005

(a) La deuda por pagar a Hitachi Ltd., fue originada por el contrato “Global Settlement Agreement” que establece el financiamiento de obligaciones relacionadas con la construcción de la planta de energía eléctrica Ilo 2 y por la adquisición de maquinarias y repuestos. Esta deuda devenga un interés anual de 3.5%, con vencimientos anuales hasta octubre de 2010, y tiene como garantía una carta fianza bancaria hasta por (en miles) US$38,027 (US$47,534 en 2005) que genera un costo de comisión de 2.00 % anual (1.50% en 2005).


(b) El préstamo Senior fue otorgado el 30 de junio de 2005 por un grupo de bancos nacionales por un monto de US$100 millones, de los cuales corresponden US$27.5 millones al Banco de Crédito del Perú, US$45 millones al Banco Continental BBVA y US$27.5 mil-lones al Citibank. Los fondos obtenidos de este préstamo fueron utilizados para cancelar la deuda contraída con el Banco de Crédito del Perú, completar los pagos del Contrato de Usufructo de la Central Hidroeléctrica de Yuncán y para la adquisición de otros activos fijos. Este préstamo devenga interés LIBOR a tres meses más 2.90%, y está garantizado con hipoteca sobre edificios, maquinaria y equipo por US$200 millones correspondientes a la Unidad de Producción Ilo 2 (Nota 11 (e)) y sobre la concesión de transmisión por US$60 millones; así mismo, se ha constituido fideicomiso sobre los flujos de ingreso de la Compañía relacionados a las cuentas por cobrar a SPCC (Nota 5).

Con fecha de 17 de octubre de 2006 el BBVA - Banco Continental cedió al Scotiabank Perú, una parte de su monto adeudado (US$15 millones), equivalente a 17.143% del saldo total del préstamo Senior a esa fecha.

(c) Corresponde a dos contratos de arrendamiento financiero suscritos con el Banco de Crédito del Perú (BCP) para la construc-ción e instalación de la segunda unidad de generación eléctrica del proyecto Chilca Uno. Un contrato de arrendamiento financiero comprende la construcción de edificios y obras civiles hasta por (en miles) US$10,000, con pagos trimestrales a LIBOR más 1.155% y vencimiento a 5 años y el otro contrato de arrendamiento financiero para la adquisición de maquinaria y equipo hasta por (en miles) US$30,000, con pagos trimestrales a LIBOR más 1.175% con vencimiento a 2 años. Ambos contratos se firmaron el 24 de noviembre de 2006 y entraron en vigencia el 27 de noviembre de 2006.

El BCP se compromete a adquirir separadamente bienes y equipos perfectamente determinados, encargar su construcción, insta-lación, implementación y puesta en funcionamiento de la segunda unidad generadora de la Compañía a ciclo combinado, en los términos y condiciones establecidos en el Contrato EPC (Nota 1), firmado entre la Compañía y Siemens Power Generation Inc (el Constructor). Mientras dure la construcción del Proyecto, el BCP pagará al Constructor todo lo relacionado al avance de obra, previa aprobación y verificación de la documentación soporte por parte de la Compañía.

Otros asuntos aplicables a ambos contratos de arrendamiento financiero:

• La fecha de activación será la misma que la fecha de puesta en marcha que no debe exceder el 31 de octubre de 2007.

• El primer pago se efectuará tres (03) meses después de la puesta en marcha o fecha de activación.

• La opción de compra será igual al 0.10% del monto financiado más IGV.

Cabe mencionar que, en relación con los contratos de arrendamiento financiero, la Compañía suscribió el 18 de diciembre de 2006 con el BCP, un contrato en el que se constituye derecho real de superficie a favor del BCP, sobre una extensión superficial de terreno de 6,798 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 por un plazo de 5 años contados a partir de su suscripción.

Las partes dejan establecido que la Compañía constituye el presente contrato 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, y en especial permitir la transferencia de propiedad a favor de la Compañía de las obras civiles comprometidas en el contrato de arrenda-miento financiero, en caso la Compañía decida ejercer la opción de compra regulada por dicho contrato.

Las principales obligaciones que la Compañía debe cumplir, y que se detallan en el contrato del préstamo Senior y los contratos de arrendamiento financiero, son las siguientes:

• Mantener un ratio de cobertura de servicio de deuda no menor a 1.20,

• Mantener un ratio de endeudamiento menor a 1.25 (préstamo Senior) y 1.75 (arrendamiento financiero),


• Mantener un ratio de cobertura de deuda menor a 3.50,

• Mantener un ratio de cobertura de intereses y deuda financiera no menor a 3.50,

• Mantener un ratio de cobertura de valores no menor a 1.

El cumplimiento de las obligaciones descritas en el párrafo anterior, es supervisado por la Gerencia y, en su opinión, la Compañía ha cumplido con las obligaciones asumidas al 31 de diciembre de 2006.

La deuda a largo plazo es pagadera como sigue:

Año

2006

2007

2008

2009

2010 al 2015

Total

2006

US$000

-

19,145

24,601

22,186

68,466

134,398

2005

US$000

19,145

19,145

19,145

19,145

64,144

140,724

17. CAPITAL SOCIAL

Al 31 de diciembre de 2006 y 2005 el capital social está representado por 199,970,023 acciones comunes, de S/.1.00 de valor nomi-nal cada una, autorizadas, emitidas y pagadas.

Al 31 de diciembre de 2006, la estructura de participación accionaria de la Compañía fue como sigue:

Accionistas

SUEZ Tractebel S.A.

AFP Integra

AFP Prima

AFP Horizonte

Otros (387 accionistas)

Total

No. de Acciones

123,443,250

18,248,223

17,856,182

13,294,342

27,128,026

199,970,023

Total de Participación %

61.73

9.13

8.93

6.65

13.56

100.00


18. CAPITAL ADICIONAL

Corresponde a la prima de capital, de libre disponibilidad, resultante del aumento de capital por aporte de las AFPs en 2004. Dicha prima resultó de comparar el monto de los aportes efectuados por las AFPs de (en miles) US$48,000 con el monto de (en miles) US$12,079, correspondiente al valor en US$ 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.

19. 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 aplicada a compensar pérdidas, pero debe ser repuesta. La reserva legal puede ser capitalizada, pero igualmente debe ser repuesta. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005 la reserva legal ha alcanzado el monto equivalente a la quinta parte del capital.

20. DISTRIBUCIÓN DE UTILIDADES

De acuerdo con lo señalado por el D. Legislativo 945 del 23 de diciembre de 2003, que modificó la Ley del Impuesto a la Renta, a partir del 1 de enero de 2004, 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.

Como se describe en la Nota 1, la Compañía tiene vigente hasta el 2007 un Convenio de Estabilidad Jurídica. En opinión de la Geren-cia, mientras el referido convenio se encuentre en vigencia, no es aplicable la retención del 4.1% en la distribución de los dividendos a los accionistas del exterior, ni ningún cambio relacionado con el impuesto a la renta ocurrido después de la fecha de suscripción del mencionado Convenio.

Distribución de dividendos

Durante el ejercicio 2006 y 2005 se entregaron dividendos por (en miles) US$35,793 y US$74,606, equivalentes a US$0.179 y US$0.373 por acción, respectivamente.

Los dividendos aprobados en 2006 según Junta General de Accionistas del 16 de marzo de 2006, fueron pagados en abril de 2006.

Los dividendos aprobados en 2005 según Junta General de Accionistas del 31 de marzo de 2005, fueron pagados en abril de 2005.


21. COSTO DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Costo de ventas de energía eléctrica comprende:

Consumo de combustibles

Compra de energía, potencia, peaje

Consumo de suministros y repuestos

Servicio de operación y mantenimiento de las plantas de generación eléctrica

Usufructo y aporte social Yuncán

Otros gastos de generación

Provisiones del ejercicio:


Otras

Total

2006

US$000

52,932

33,380

2,605

6,300

3,921

6,816

14,929

-

120,883

2005

US$000

49,719

41,736

2,746

5,273

1,343

4,507

13,689

727

119,740

22. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN

Gastos de administración comprende:

Cargas de personal

Servicios prestados por terceros

Servicios de asistencia administrativa, financiera y técnica

Tributos

Cargas diversas de gestión

Provisiones del ejercicio:


Otros

Total

2006

US$000

646

1,001

7,527

513

2,173

171

219

12,250

2005

US$000

302

2,127

6,254

877

2,151

213

31

11,955


23. INGRESOS FINANCIEROS

Ingresos financieros comprende:

Intereses de préstamos

Intereses de depósitos bancarios

Intereses de depósitos a plazo

Ingresos por SWAP (a)

Intereses por pagos efectuados a Yuncán

Recupero de intereses provisionados

Otros ingresos financieros

Total

2006

US$000

-

34

2,080

666

-

-

569

3,349

2005

US$000

492

61

1,194

-

1,895

761

345

4,748

24. GASTOS FINANCIEROS

Gastos financieros comprende:

Intereses de préstamos

Impuesto a las transacciones financieras

Otros gastos financieros

Total

2006

US$000

10,886

483

149

11,518

2005

US$000

6,976

532

562

8,070

25. DIVERSOS, NETO

Diversos, neto comprende:

Revisiones y sanciones tributarias

Costo neto de enajenación de activos fijos

Enajenación de activos fijos

Otros

Total

2006

US$000

-

(645)

700

(92)

(37)

2005

US$000

(828)

(45)

94

735

(44)


26. IMPUESTO A LA RENTA

(a) El gasto por impuesto a la renta comprende:

Impuesto a la renta corriente

Impuesto diferido (Nota 27)

Total

2006

US$000

15,919

2,898

18,817

2005

US$000

-

17,720

17,720

(b) El impuesto a la renta del ejercicio 2006 y la pérdida tributaria del ejercicio 2005 fueron determinados como sigue:

Utilidad antes de impuesto a la renta

Adiciones (deducciones) tributarias:

Gastos no deducibles

Ingresos exonerados

Diferencias temporales

Pérdida tributaria año anterior

Ajuste a la pérdida tributaria arrastrable

Renta gravable (pérdida tributaria) del ejercicio

Impuesto a la renta corriente - 30%

2006

US$000

60,580

3,278

(2,805)

2,058

(11,719)

1,671

53,063

15,919

2005

US$000

57,490

2,828

(1,254)

(70,783)

-

-

(11,719)

-

Las declaraciones juradas de impuesto a la renta correspondientes a los ejercicios 2003, 2004, 2005 y la que será presentada por el ejercicio 2006, 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 correspondiente declaración jurada de impuesto a la renta. La Gerencia estima que no surgirán pasivos de importancia o modificaciones a la pérdida tributaria como resultado de las revisiones pendientes.

Por Convenio de Estabilidad Jurídica (Nota 1), vigente hasta el año 2007, la pérdida tributaria puede ser compensada con la renta gravable que se obtenga en los cuatro ejercicios inmediatos posteriores computados a partir del ejercicio en que se genera la pér-dida. El saldo que no resulte compensado en ese lapso, no puede ser compensado en los ejercicios siguientes. El total de la pérdida tributaria originada en 2005 fue compensada en 2006.


(c) Conciliación de la tasa efectiva del impuesto a la renta con la tasa tributaria:

La conciliación de la tasa efectiva del impuesto a la renta de 31.06 % al 31 de diciembre de 2006 (30.82% al 31 de diciembre de

Utilidad antes de impuesto a la renta

Impuesto a la renta calculado según tasa tributaria

Efecto tributario sobre adiciones y deducciones:

Gastos no deducibles

Ingresos exonerados

Otros

Impuesto a la renta corriente y diferido registrado según tasa efectiva

US$000

60,580

18,174

983

(842)

502

18,817

%

100

30

1.62

(1.39)

0.83

31.06

2006

US$000

57,490

17,247

848

(376)

-

17,720

%

100

30

1.48

(0.66)

-

30.82

2005

(d) El Régimen tributario que estará vigente después del Convenio comprende:

Tasas del impuesto

De conformidad con el D. Legislativo 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 que acuerden la distribución de dividendos, retendrán el 4.1% del monto a distribuir, excepto cuando la distribución se efectúe a favor de personas jurídicas domiciliadas.

Las personas jurídicas se encuentran sujetas a una tasa adicional de 4.1%, por considerarse una distribución indirecta de utilidades, a toda suma o entrega en especie que al practicarse la fiscalización respectiva, resulte renta gravable, en tanto signifique una dis-posición indirecta de dicha renta no susceptible de posterior control tributario, incluyendo las sumas cargadas a gastos e ingresos no declarados.

Precios de transferencia

Para propósitos de determinación del Impuesto a la Renta y del Impuesto General a las Ventas, las personas jurídicas que realicen transacciones con partes vinculadas o con sujetos residentes en territorios de baja o nula imposición, deberán: (a) contar con un Estudio Técnico de Precios de Transferencia, además de la documentación sustentatoria de este Estudio, cuando el monto de sus ingresos devengados por el ejercicio 2006 superen los (en miles) S/.6,000, y hubieran efectuado transacciones con empresas vincu-ladas en un monto superior a (en miles) S/.1,000, el monto de las operaciones se determinará sin tomar en cuenta las transacciones que los contribuyentes domiciliados en el país realicen con partes vinculadas domiciliadas, y (b) presentar una declaración jurada anual informativa de las transacciones que realicen con las referidas empresas, cuando el monto de estas transacciones resulte mayor a (en miles) S/.200 durante el ejercicio 2006.

Por excepción por el 2006 y el 2007, la obligación de contar con una Estudio Técnico de Precios de Transferencia no será de aplicación respecto de las transacciones que los contribuyentes domiciliados en el país realicen con partes vinculadas domiciliadas.


Ambas obligaciones son exigibles en el caso de que se hubieran realizado al menos una transacción desde, hacia, o a través de países de baja o nula imposición.

Modificaciones significativas al Impuesto a la Renta

Mediante los Decretos Legislativos 970 y 968 del 22 de diciembre de 2006, se han modificado diversos artículos de la Ley del Im-puesto a la Renta. Las principales modificaciones, vigentes a partir del ejercicio gravable 2007, se resumen como sigue:

a) Se incorporan una serie de aspectos relacionados con instrumentos financieros derivados, señalándose que el instrumento es altamente eficaz y por lo tanto se considera que fue adquirido con fines de cobertura, si la relación entre el resultado neto en el mercado del derivado y el que corresponde al mercado spot, se encuentra dentro de un rango de 80% a 125%. También se señala las características para que un instrumento califique como un instrumento financiero derivado sin fines de cobertura.

• Se establece la obligación de informar a la autoridad tributaria con carácter de declaración jurada, el hecho de haber contratado un instrumento financiero derivado con fines de cobertura, y la forma en que se mide su eficacia; en un plazo de treinta días contados a partir de la fecha de adquisición.

• Se precisa que el deudor tributario debe contar con la documentación que permita identificar: (a) el instrumento financiero de-rivado adquirido, (b) el contratante del instrumento, (c) los activos, bienes y obligaciones coberturados, (d) el riego que se busca eliminar, atenuar o evitar, y (e) la forma como se medirá la eficacia del instrumento.

• Se establece que las pérdidas de fuente peruana provenientes de instrumentos financieros derivados, adquiridos con fines dis-tintos a los de cobertura, solo podrán compensarse con rentas netas de fuente peruana obtenidas de instrumentos financieros derivados similares.

b) Se elimina el hecho de que solo al practicarse una fiscalización, se considera dividendo presunto afecto a la tasa adicional del 4.1%, a toda suma o entrega en especie en tanto signifique una disposición indirecta de rentas.

c) Se precisa que la tasa adicional del 4.1%, a que se refiere el párrafo anterior, deberá abonarse al fisco dentro del mes siguiente de efectuada tal disposición.

Como se describe en la Nota 1, la Compañía tiene vigente hasta el 2007 un Convenio de Estabilidad Jurídica. En opinión de la Gerencia, mientras el referido convenio se encuentre en vigencia, no es aplicable a la Compañía, ningún cambio relacionado con el impuesto a la renta ocurrido durante la vigencia del mencionado Convenio.

27. IMPUESTO A LA RENTA DIFERIDO

El movimiento en el pasivo neto por impuesto a la renta diferido y las diferencias temporales que le dieron origen en 2006, es como sigue:

Pasivo:

Tasa de depreciación menor que la tributaria

Otros

Activo:

Pérdida tributaria

Otros

Pasivo, neto

Saldo Inicial

US$000

52,296

804

(3,515)

(20)

49,565

Adiciones/Recuperos

US$000

(259)

-

3,515

(358)

2,898

Ajustes NIC 39

US$000

-

-

-

(92)

(92)

Saldo Final

US$000

52,037

804

-

(470)

52,371


28. UTILIDAD POR ACCIÓN

La utilidad básica por acción común ha sido calculada dividiendo la utilidad neta del ejercicio atribuible a los accionistas comunes, entre el promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante el ejercicio. No se ha calculado utilidad diluida por acción común porque no existen acciones comunes potenciales diluyentes, esto es, instrumentos financieros u otros contratos que dan derecho a obtener acciones comunes. La utilidad básica por acción común resulta como sigue:

Utilidad neta atribuible a los accionistas comunes

2005

US$000

39,770

2006

US$000

41,763

El promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante el ejercicio de S/.1.00 (equivalente US$0.29) de valor nominal c/u fue de 199,970,023:

Utilidad básica y diluida por acción común

2005

US$

0.199

2006

US$

0.209


29. COMPROMISOS

Al cierre del 31 de diciembre de 2006, la Compañía mantiene los siguientes contratos:

30. INSTRUMENTOS FINANCIEROS

Riesgo de cambio

La Compañía realiza sus ventas en dólares estadounidenses, lo cual le permite hacer frente a sus obligaciones en dicha moneda y reducir su exposición al riesgo de fluctuaciones en el tipo de cambio.

Riesgo de crédito

Los activos financieros de la Compañía potencialmente expuestos a concentraciones de riesgo de crédito consisten principalmente de depósitos en bancos, y cuentas por cobrar comerciales. Con respecto a los depósitos en bancos, la Compañía reduce la probabilidad de concentraciones significativas de riesgo de crédito porque mantiene sus depósitos de efectivo en instituciones financieras de primera categoría, y limita el monto de la exposición al riesgo de crédito en cualquiera de las instituciones financieras. Con respecto a las cuentas

Clientes Regulados: Por Contrato

Edelnor S.A.A.

Electronoroeste

Electrocentro

Hidrandina

Luz del Sur

Electro Sur Medio

Clientes Regulados: Asumidos Voluntariamente

Electrosur S.A.

Edelnor S.A.A.

Luz del Sur S.A.A.

Electro Sur Medio S.A.

Clientes Libres: Por Contrato

Southern Perú Cooper Corporation

Universidad de Lima

Manufactura de Metales y Aluminio Record S.A.

Corporación Miyasato S.A.C.

Xstrata Tintaya S.A.

Junta de Propietarios de Edificio Wiese

Quimpac S.A.

Empresa Minera Los Quenuales

Duración delcontrato

3 años

3 años

3 años

3 años

3 años

3 años

1 años

1 años

1 años

1 años

20 años

5 años

5 años

5 años

5 años

5 años

16 años

7 años

Inicio de Vigencia del Contrato

01/01/2005

01/01/2005

01/01/2005

01/01/2005

01/01/2005

01/01/2005

01/01/2006

01/01/2006

01/01/2006

01/01/2006

18/04/1997

01/05/2003

01/07/2003

01/10/2003

01/11/2003

01/11/2003

01/07/2004

01/08/2005

Fecha determinación

31/12/2007

31/12/2007

31/12/2007

31/12/2007

31/12/2007

31/12/2007

31/12/2006

31/12/2006

31/12/2006

31/12/2006

17/04/2017

30/04/2008

30/06/2008

30/09/2008

31/10/2008

31/10/2008

30/06/2020

31/12/2012

Potencia Contratada

11.00 MW

2.97 MW

10.01 MW

9.74 MW

13.20 MW

8.25 MW

26.77 MW

2.08 MW

155.29 MW

3.06 MW

185.00 MW

1.80 MW en HP 2.00 en HFP






21.00 MW


por cobrar comerciales, la concentración significativa de riesgo de crédito la constituye su principal cliente SPCC, hasta el 2017 (Nota 1). Es importante mencionar que SPCC es un cliente de reconocido prestigio a nivel internacional.

Valor razonable

En opinión de la Gerencia, al 31 de diciembre de 2006 y 2005, los valores razonables de los activos financieros y pasivos financieros son sustancialmente similares a sus respectivos valores en libros.

31. CONTINGENCIAS

Al 31 de diciembre de 2006, la Compañía tiene las siguientes contingencias:

(a) Procesos judiciales

Según se explica en Nota 15, en el proceso de Laudo arbitral contra seguido con Empresa de Generación de Arequipa S.A. (EGASA), Em-presa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) y Empresa de Generación Eléctrica de San Gabán S.A. (SAN GABAN), existe discrep-ancia 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 según los cálculos efectuados por EGASA, SAN GABAN y EGESUR asciende a (en miles) S/.8,762 (equivalentes a (en miles) US$2,741), de los cuales la Compañía ha reconocido como provisión un total de (en miles) US$1,507 (Nota 15). Según sus asesores legales, el monto provisionado por la Compañía es suficiente. (b) Cartas fianza y garantías:

• Carta fianza con el Banco de Crédito del Perú a favor del Ministerio de Energía y Minas por (en miles) S/.660 (equivalente a (en miles) US$206) para garantizar el cumplimiento de la inversión relacionada con la construcción de la Central Termoeléctrica Chilca 1 Unidad I.

• Carta fianza con el Banco de Crédito del Perú a favor del Ministerio de Energía y Minas por (en miles) S/.680 (equivalente a (en miles) US$213) para garantizar el cumplimiento de la inversión relacionada con la construcción de la Central Termoeléctrica Chilca 2 (OCP 2) Unidad II.

• En garantía de los pagos por “Derecho de Usufructo y Aportes Periódicos” del Contrato de Usufructo (Nota 1), la Compañía otorgó a favor de EGECEN cartas fianzas por un monto de (en miles) US$10,000. Además, por el fiel cumplimiento del contrato se constituyó garantía por (en miles) US$2,000, a favor de EGECEN.

• En cumplimiento de la fabricación de repuestos de Bomba de agua de Ilo 2 se ha entregado al proveedor Ebara Internacional una carta garantía (en miles) de US$132.

32. MEDIO AMBIENTE

Conforme a lo dispuesto por el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas, la Compañía presentó ante el Minis-terio de Energía y Minas (MEM) un Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (“PAMA”). El PAMA presentado por la Compañía fue aprobado y en éste se estableció un plazo de 2 años (que venció en 1999) para que realizara las inversiones y gastos necesarios a fin de adecuar sus operaciones a las normas y límites máximos permisibles. 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 (“OSINERG”).

Al 31 de diciembre de 2006, el gasto acumulado relacionado directamente con la protección del medio ambiente ascendió a (en miles) US$368 (US$226 en 2005).



ANEX

O 2

- GOB

IERN

O CO

RPOR

ATIV

O

CONT

ENID

O 91 Gobierno Corporativo92 Sección Primera: Evaluación de 26 Principios115 Sección Segunda: Información Adicional


Información sobre el cumplimiento de los Principios de Buen Gobierno Corporativo de las sociedades peruanas correspondiente al ejercicio 2006.

Razón Social:

ENERSUR S.A.

RUC:

20333363900

Dirección:

Av. República de Panamá 3490, San Isidro, Lima.

Teléfono:

(511) 616-7979

Fax:

(511) 616-7878

Página Web:

www.enersur.com.pe

Representante Bursátil:

André Canguçú

A continuación se presenta la auto evaluación de la Empresa con respecto al cumplimiento de los Principios de Buen Gobierno Corporativo para las Sociedades Peruanas, donde 0 significa “no se cumple el principio” y 4 “el principio se cumple totalmente”

I. S

ECCI

ÓN P

RIM

ERA:

EV

ALUA

CIÓN

DE

26 P

RINC

IPIO

S Los derechos de los accionistas

Principios

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 opinion 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.

0 1 2 3 4

x

x

Cumplimiento


a. Indique el número de juntas de accionistas convocadas por la EMPRESA durante el ejercicio materia del presente informe.

I. Tipo

Junta General De AccionistasJunta Especial de Accionistas

Número

1—

b. De haber convocado a juntas de accionistas, complete la siguiente información para cada una de ellas.

Fecha de aviso de convocatoria

05/03/2006

Fecha de la junta

16/03/2006

Lugar de la junta

Country Club Hotel

Especial

( )

General

(x)

Quórum %

89.22

No de asistentes

18

Hora de inicio

9:00 am.

Hora de Término

10:00 am.

Tipo de Junta Duración

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

d. Indique si los medios señalados en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )

Denominación del Documento*Otros

( )

* Indicar la denominación del documento, salvo en el caso de los Estatutos de la Empresa.

(x) NO SE ENCUENTRAN REGULADOS

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?

Sólo para accionistasPara el público en general

NO

(x)(x)

SÍ

( )( )

( ) NO SE CUENTA CON PÁGINA WEB


Principio

3. Principio (I.C.2.) – Los accionistas deben contar con la oportunidad de introducir puntos a debatir, dentro de un límite razonable, en la agenda de las Juntas Generales.Los temas que se introduzcan en la agenda deben ser de interés social y propios de la competencia legal o estatutaria de la Junta. El Directorio no debe denegar esta clase de solicitudes sin comunicar al accionista un motivo razonable.

0 1 2

x3 4

Cumplimiento

a. Indique si los accionistas pueden incluir puntos a tratar en la agenda mediante un mecanis-mo adicional al contemplado en la Ley General de Sociedades (artículo 117 para sociedades anónimas regulares y artículo 255 para sociedades anónimas abiertas).

( ) SÍ (x) NO

b. En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa detalle los mecanismos alterna-tivos.

c. Indique si los mecanismos descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )



d. Indique el número de solicitudes presentadas por los accionistas durante el ejercicio ma-teria del presente informe para la inclusión de temas a tratar en la agenda de juntas.

Recibidas

0

Rechasadas

0

Aceptadas

0

Numero de Solicitudes

Principio

4. Principio (I.C.4.i.).- El estatuto no debe imponer límites a la facultad que todo accionista con derecho a participar en las Juntas Generales pueda hacerse representar por la persona que designe.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento


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:

( ) A favor de otro accionista( ) A favor de un director ( ) A favor de un gerente (x) No se limita el derecho de representación

b. Indique para cada Junta realizada durante el ejercicio materia del presente informe la siguiente información:

Fecha de la junta

16/03/2006

Especial

( )

General

(x)

Tipo de Junta Participación (%) sobre el total de acciones con derecho a voto

A través de poderes

89.212%

Ejercicio Directo

0.007%

c. Indique los requisitos y formalidades exigidas para que un accionista pueda representarse en una junta.

Formalidad (indique si la empresa exige carta simple, carta notarial, escritura pública u otros)

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)

Representación por cualquier medio de comunicación del cual quede constancia.

24 horas

No se requiere un pago

d. Indique si los requisitos y formalidades descritas en la pregunta anterior se encuentran regula-dos en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

Estatuto

(x)

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


( ) NO SE ENCUENTRAN REGULADOS


Tratamiento Equitativo de los Accionistas

Principio

5. Principio (II.A.1, tercer párrafo).- Es recomendable que la sociedad emisora de acciones de inversión u otros valores accionarios sin derecho a voto, ofrezca a sus tenedores la oportunidad de canjearlos por acciones ordinarias con derecho a voto o que prevean esta posibilidad al momento de su emisión.

0 1 2 3 4

Cumplimiento

a. ¿La empresa ha realizado algún proceso de canje de acciones de inversión en los últimos cinco años?

( ) SÍ ( ) NO (x) NO APLICA

Principio

6. Principio (II.B).- Se debe elegir un número suficiente de directores capaces de ejercer un juicio independiente, en asuntos donde haya potencialmente conflictos de intereses, pudiéndose, para tal efecto, tomar en consideración la participación de los accionistas carentes de control.Los directores independientes son aquellos seleccionados por su prestigio profesional y que no se encuentran vinculados con la administración de la sociedad ni con los accionistas principales de la misma.

0 1 2 3

x4

Cumplimiento

a. Indique el número de directores dependientes e independientes de la empresa1.

Directores

DependientesIndependientes

Total

Número

61

7

b. Indique los requisitos especiales (distintos de los necesarios para ser director) para ser director independiente de la empresa?

(x) NO EXISTEN REQUISITOS ESPECIALES

1 Los directores independientes son aquellos que no se encuentran vinculados con la administración de la entidad emisora ni con sus accionistas principales. Para dicho efecto, la vinculación se define en el Reglamento de Propiedad Indirecta, Vinculación y Grupo Económico. Los accionistas principales, por su parte, son aquellas personas naturales o jurídicas que tienen la propiedad del cinco (5%) o más del capital de la entidad emisora.


c. Indique si los requisitos especiales descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la empresa.


Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


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:

Nombres y apellidos del

director

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.

Accionistas1

( )( )( )

Director

( )( )( )

Gerente

( )( )( )

Nombres y apellidos del accionista1/

director/ gerenteAfinidad

Información adicional2Vinculación con:

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 apellidos del director

Willem Van Twembeke

Patrick Eeckelers


Cargo gerencial que desempeña o desempeñó

Gerente General

Gerente General

Gerente de Administración Finanzas y Contraloría

Inicio

01/09/2004

27/04/2006

01/12/2004

Término

27/04/2006

—

—

Fecha en el cargo gerencial

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:

Nombres y apellidos del director

—

Denominación social de la(s) empresa(s)

—

Inicio

—

Término

—

Fecha


Principio

7. Principio (IV.C, segundo, tercer y cuarto párrafo).- Si bien, por lo general las auditorías externas están enfocadas a dictaminar información financiera, éstas 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.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento

Comunicación y Transparencia Informativa

a. Indique la siguiente información de las sociedades de auditoría que han brindado servicios a la empresa en los últimos 5 años.

Razón social de la sociedad de auditoría

Gris, Hernández y Asociados S.A.

Gris, Hernández y Asociados S.A.

Servicio*

Dictámenes de información

financiera

Dictámenes de información

financiera

Periodo

2000-2005

2006

Retribución**

100%

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.

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).

( ) NO EXISTEN MECANISMOS PREESTABLECIDOS

La Junta General de Accionistas acordó designar a la Sociedad Auditora


Estatuto

(x)

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


c. Indique si los mecanismos descritos en la pregunta anterior se encuentran contenidos en algún (os) documento (s) de la empresa.


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.

(x) SÍ ( ) NO

Razón Social de la(s) empresa(s) del grupo económico

Gas Natural de Lima y Callao S.A.SUEZ Energy Perú S.A.Tractebel Industrial Services Perú S.R.L.

e. Indique el número de reuniones que durante el ejercicio materia del presente informe el área encargada de auditoria interna ha celebrado con la sociedad auditora contratada.

0

( )

1

( )

2

(x)

3

( )

4

( )

5

( )

Más de 5

( )

No aplica

( )

Número de Reuniones

Principio

8. Principio (IV.D.2).- La atención de los pedidos particulares de información solicitados por los accionistas, los inversionistas en general o los grupos de interés relacionados con la sociedad, debe hacerse a través de una instancia y/o personal responsable designado al efecto.

0 1 2 3

x4

Cumplimiento

a. Indique cuál (es) es (son) el (los) medio (s) o la (s) forma (s) por la que los accionistas o los grupos de interés de la empresa pueden solicitar información para que su solicitud sea atendida.

Correo ElectrónicoDirectamente en la empresaVía TelefónicaPágina de InternetCorreo PostalOtros. Detalle

Accionistas

(x)( )(x)( )(x)( )

Grupos de Interés

(x)( )(x)( )(x)( )


b. Sin perjuicio de las responsabilidades de información que tienen el Gerente General de acuerdo con el artículo 190 de la Ley General de Sociedades, indique cuál es el área y/o persona encargada de recibir y tramitar las solicitudes de información de los accionistas. En caso sea una persona la encargada, incluir adicionalmente su cargo y área en la que labora.

Área encargada Gerencia de Finanzas, Contraloría y Administración

Nombres y apellidos

Andre de Aquino Fontenelle Canguçú

Cargo

Gerente de Finanzas, Administración y Contraloría.

Área

Gerente de Finanzas, Administración y Contraloría.

Persona Encargada

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.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


(x) LA EMPRESA CUENTA CON UN PROCEDIMIENTO PERO ESTE NO SE ENCUENTRA REGULADO( ) NO APLICA. NO EXISTE UN PROCEDIMIENTO PREESTABLECIDO.

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.

Recibidas

0

Aceptadas

0

Rechazas

0

Número de solicitudes

e. En caso la empresa cuente con una página web corporativa, ¿incluye una sección especial sobre gobierno corporativo o relaciones con accionistas e inversores?

( ) SÍ (x) NO ( ) NO CUENTA CON PÁGINA WEB

f. Durante el ejercicio materia del presente informe indique si ha recibido algún reclamo por limitar el acceso de información a algún accionista.

( ) SÍ (x) NO


Principio

9. Principio IV.D.3.).- Los casos de duda sobre el carácter confidencial de la información solicitada por los accionistas o por los grupos de interés relacionados con la sociedad deben ser resueltos. Los criterios deben ser adoptados por el Directorio y ratificados por la Junta General, así como incluidos en el estatuto o reglamento interno de la sociedad. En todo caso la revelación de información no debe poner en peligro la posición competitiva de la empresa ni ser susceptible de afectar el normal desarrollo de las actividades de la misma.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento

a. ¿Quién decide sobre el carácter confidencial de una determinada información?

(x) EL DIRECTORIO(x) EL GERENTE GENERAL(x) OTROS. Detalle: Representantes Legales

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 durante el ejercicio materia del presente informe que fueron rechazadas debido al carácter confidencial de la información.

No existen criterios preestablecidos. No se ha rechazado ninguna solicitud de información presentada por accionistas durante el ejercicio correspondiente al año 2006, debido al carácter confidencial de la información.

(x) NO EXISTEN CRITERIOS PREESTABLECIDOS

c. Indique si los criterios descritos en la pregunta anterior se encuentran contenidos en algún (os) documento (s) de la empresa.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )




a. Indique si la empresa cuenta con un área independiente encargada de auditoría interna.

(x) SÍ ( ) NO

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

Principio

10. Principio (IV.F, primer párrafo).- La sociedad debe contar con auditoría interna. El auditor interno, en el ejercicio de sus funciones, debe guardar relación de independencia profesional respecto de la sociedad que lo contrata. Debe actuar observando los mismos principios de diligencia, lealtad y reserva que se exigen al Directorio y la Gerencia.

0 1 2

x3 4

Cumplimiento

Depende de:

Reporta a:

Julio Lam – Auditor Interno

Gerencia General

c. Indique cuáles son las principales responsabilidades del encargado de auditoría interna y si cumple otras funciones ajenas a la auditoría interna.

d. Indique si las responsabilidades descritas en la pregunta anterior se encuentran reguladas en algún (os) documento (s) de la empresa.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


(x) NO SE ENCUENTRAN REGULADAS

Revisar la eficacia de los sistemas de control interno, marco de gobierno, políticas y procedimientos. Contribuir a la mejora de los sistemas de control interno.


Las Responsabilidades del Directorio

Principio

11. Principio (V.D.1).- El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber: Evaluar, aprobar y dirigir la estrategia corporativa; establecer los objetivos y metas así como los planes de acción principales, la política de seguimiento, control y manejo de riesgos, los presupuestos anuales y los planes de negocios; controlar la implementación de los mismos; y supervisar los principales gastos, inversiones, adquisiciones y enajenaciones.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento

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.

Estatuto

(x)

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


( ) EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ESTA NO SE ENCUENTRA REGULADA( ) NO APLICA. EL DIRECTORIO NO SE ENCARGA DE ESTA FUNCIÓN

Principios

El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:

12. Principio (V.D.2).- Seleccionar, controlar y, cuando se haga necesario, sustituir a los ejecutivos principales, así como fijar su retribución.

13. Principio (V.D.3).- Evaluar la remuneración de los ejecutivos principales y de los miembros del Directorio, asegurándose que el procedimiento para elegir a los directores sea formal y transparente.

0 1 2 3

x

4

x

Cumplimiento

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.

Estatuto

(x)

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


( ) EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ESTA NO SE ENCUENTRA REGULADA( ) NO APLICA. EL DIRECTORIO NO SE ENCARGA DE ESTAS FUNCIONES


b. Indique el órgano que se encarga de:

Función

Contratar y sustituir al gerente general Contratar y sustituir a la plana gerencialFijar la remuneración de los principales ejecutivos Evaluar la remuneración de los principales ejecutivos Evaluar la remuneración de los directores

Directorio

(x)(x)(x)( )( )

Gerente general

( )(x)(x)(x)( )

Otros (Indique)

Junta general de accionistas

c. Indique si la empresa cuenta con políticas internas o procedimientos definidos para:

Políticas para:

Contratar y sustituir a los principales ejecutivos Fijar la remuneración de los principales ejecutivos Evaluar la remuneración de los principales ejecutivos Evaluar la remuneración de los directores Elegir a los directores

SI

(x)(x)(x)( )( )

NO

( )( )( )(x)(x)

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.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )

Denominación del Documento*

Procedimiento del Sistema de Gestión Integrado

Otros

(x)



Principio

14. El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:Principio (V.D.4).- Realizar el seguimiento y control de los posibles conflictos de intereses entre la administración, los miembros del Directorio y los accionistas, incluidos el uso fraudulento de activos corporativos y el abuso en transacciones entre partes interesadas.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento


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.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


Normas Internas de Conducta

Otros

(x)



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.

Número de casos 0

c. Indique si la empresa o el Directorio de ésta cuenta con un Código de Ética o documento (s) similar (es) en el (los) que se regulen los conflictos de intereses que pueden presentarse.

(x) SÍ ( ) NO

En caso su respuesta sea positiva, indique la denominación exacta del documento:

Carta Ética del Grupo SUEZ

d. Indique los procedimientos preestablecidos para aprobar transacciones entre partes relacionadas.

Existe un Comité de revisión de transacciones entre compañías afiliadas compuesto por tres Directores (uno de ellos Director Independiente), creado mediante Directorio de fecha 5 de mayo de 2006.


Principio

15. El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:Principio (V.D.5).- Velar por la integridad de los sistemas de contabilidad y de los estados financieros de la sociedad, incluida una auditoría independiente, y la existencia de los debidos sistemas de control, en particular, control de riesgos financieros y no financieros y cumplimiento de la ley.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento

a. En caso el Directorio de la empresa se encuentra encargado de la función descrita en este principio, indique si esta función del Directorio se encuentra contenida en algún (os) documento (s) de la empresa.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


(x) EL DIRECTORIO SE ENCARGA DE LA FUNCIÓN DESCRITA PERO ESTA NO SE ENCUENTRA REGULADA( ) NO APLICA. EL DIRECTORIO NO SE ENCARGA DE ESTA FUNCIÓN

b. Indique si la empresa cuenta con sistemas de control de riesgos financieros y no financieros.

(x) SÍ ( ) NO

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.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


Procedimientos internos de la empresa, entre otros los Sistema de Gestión Integrado (SGI)

Otros

(x)




Principio

16. El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:Principio (V.D.6).- Supervisar la efectividad de las prácticas de gobierno de acuerdo con las cuales opera, realizando cambios a medida que se hagan necesarios.

0 1

x2 3 4

Cumplimiento

a. ¿El Directorio de la empresa se encuentra encargado de la función descrita en este principio?

( ) SÍ (x) NO

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 periodo.

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. Así tenemos que en el 2006 el Directorio aprobó la creación de dos Comités.

c. Indique si los procedimientos descritos en la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la empresa.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )



Principio

17. El Directorio debe realizar ciertas funciones claves, a saber:Principio (V.D.7).- Supervisar la política de información.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento

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.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


Normas Internas de Conducta

Otros

(x)




b. Indique la política de la Empresa sobre la revelación y comunicación de información a los inversionistas.

(x) NO APLICA, LA EMPRESA NO CUENTA CON LA REFERIDA POLITICA

c. Indique si la política descrita en la pregunta anterior se encuentra regulada en algún (os) documento (s) de la empresa.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


(x) NO SE ENCUENTRA REGULADA

Principio

18. Principio (V.E.1).- El Directorio podrá conformar órganos especiales de acuerdo a las necesidades y dimensión de la sociedad, en especial aquella que asuma la función de auditoría. Asimismo, estos órganos especiales podrán referirse, entre otras, a las funciones de nombramiento, retribución, control y planeamiento.Estos órganos especiales se constituirán al interior del Directorio como mecanismos de apoyo y deberán estar compuestos preferentemente por directores independientes, a fin de tomar decisiones imparciales en cuestiones donde puedan surgir conflictos de intereses.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento


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

( ) NO APLICA, LA EMPRESA NO CUENTA CON COMITÉS DE DIRECTORIO

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.

III. Principales reglas de organización y funcionamiento:(I) El comité debe estar conformado por tres directores. (II) Necesariamente deberá estar integrado por un director independiente quien presidirá el comité.

IV. Miembros del Comité:Nombres y Apellidos

Ricardo BriceñoManlio Alessi RemediPatrick Obyn

V. Número de sesiones realizadas durante el ejercicio: 0

Comité de Auditoría

FechaInicio

05/05/200605/05/200605/05/2006

Término———

VI. Cuenta con facultades delegadas de acuerdo con el artículo 174 de la Ley General de Sociedades:

( ) SÍ (x) NO

Cargo dentro del cómite

PresidenteMiembroMiembro

I. Fecha de creación: 5 de mayo de 2006 Fecha de Término:II. Funciones

revisar y evaluar las transacciones a efectuarse entre la empresa y una empresa vinculada o afiliada a ella y/o suez, analizando los términos de dichas transacciones y presentando sus recomendaciones al directorio.

III. Principales reglas de organización y funcionamiento:(III) El comité debe estar conformado por tres directores. (IV) Necesariamente deberá estar integrado por un director independiente quien presidirá el comité.

IV. Miembros del Comité:Nombres y Apellidos

Ricardo BriceñoAndré de Aquino Fontenelle CanguçúPatrick Eeckelers

V. Número de sesiones realizadas durante el ejercicio: 0

Comite de transacciones entre compañías vinculadas

FechaInicio

05/05/200605/05/200605/05/2006

Término———

VI. Cuenta con facultades delegadas de acuerdo con el artículo 174 de la Ley General de Sociedades:

( ) SÍ (x) NO

Cargo dentro del comité

PresidenteMiembroMiembro


Principio

19. Principio (V.E.3).- El número de miembros del Directorio de una sociedad debe asegurar pluralidad de opiniones al interior del mismo, de modo que las decisiones que en él se adopten sean consecuencia de una apropiada deliberación, observando siempre los mejores intereses de la empresa y de los accionistas.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento

1 Corresponde al primer nombramiento.2 Incluir la formación profesional y si cuenta con experiencia en otros directorios.

Nombres y ApellidosDirectores Dependientes

Jan Flachet

Willem Van Twembeke

Patrick Eeckelers

Manlio Alessi Remedi


Eric Kenis

Patrick Obyn

Directores Independientes

José Ricardo Briceño Villena

Formación2

Ingeniero Electromecánico, cuenta con experiencia en otros directorios

Ingeniero Nuclear, cuenta con experiencia en otros directorios

Ingeniero de Electrotécnica y Mecánica

Licenciado en Ciencias Económicas Aplicadas, cuenta con experiencia en otros directorios

Licenciado en Administración de Empresas, cuenta con experiencia en otros directorios

Ingeniero Electrotécnico Nuclear y de Seguridad, cuenta con experiencia en otros directorios

Abogado, cuenta con experiencia en otros directorios

Ingeniero Industrial, actualmente es Director Ejecutivo de Textil del Valle S.A. y Director de INFRISAR S.A.C.

FechaInicio1

25/06/2003

27/02/2004

08/05/2006

25/06/2003

23/05/2005

27/02/2004

27/02/2004

27/02/2004

Término

—

08/05/2006

—

—

—

—

—

—

Part. Accionaria3

No de Acciones

—

—

—

—

—

—

—

Part. (%)

—

—

—

—

—

—

—

a. Indique la siguiente información correspondiente a los directores de la empresa durante el ejercicio materia del presente informe.

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.


Principio

20. Principio (V.F, segundo párrafo).- La información referida a los asuntos a tratar en cada sesión, debe encontrarse a disposición de los directores con una anticipación que les permita su revisión, salvo que se trate de asuntos estratégicos que demanden confidencialidad, en cuyo caso será necesario establecer los mecanismos que permita a los directores evaluar adecuadamente dichos asuntos.

0 1 2

x3 4

Cumplimiento

a. ¿Cómo se remite a los directores la información relativa a los asuntos a tratar en una sesión de Directorio?

(X) CORREO ELECTRÓNICO ( ) CORREO POSTAL ( ) OTROS. DETALLE (X) SE RECOGE DIRECTAMENTE EN LA EMPRESA

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?

Información no ConfidencialInformación Confidencial

Menor de 3 días

(x)(x)

De 3 a 5 días

( )( )

Mayor a 5 días

( )( )

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.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


( ) LA EMPRESA CUENTA CON UN PROCEDIMIENTO ESTABLECIDO PERO ESTE NO SE ENCUENTRA REGULADO.

(x) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON UN PROCEDIMIENTO.


Principio

21. Principio (V.F., tercer párrafo).- Siguiendo políticas claramente establecidas y definidas, el Directorio decide la contratación de los servicios de asesoría especializada que requiera la sociedad para la toma de decisiones.

0

x1 2 3 4

Cumplimiento

a. Indique las políticas preestablecidas sobre contratación de servicios de asesoría especializada por parte del Directorio o los directores.

(x) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON LAS REFEREIDAS POLÍTICAS

b. Indique si las políticas descritas en la pregunta anterior se encuentran reguladas en algún (os) documento (s) de la empresa.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


( ) NO SE ENCUENTRAN REGULADAS

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.

Principio

22. Principio (V.H.1) .- Los nuevos directores deben ser instruidos sobre sus facultades y responsabilidades, así como sobre las características y estructura organizativa de la sociedad.

0 1 2 3

x4

Cumplimiento

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.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


(x) LOS PROGRAMAS DE INDUCCION NO SE ENCUENTRAN REGULADOS( ) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON LOS REFERIDOS PROGRAMAS


Principio

23. Principio V.H.3).- Se debe establecer los procedimientos que el Directorio sigue en la elección de uno o más reemplazantes, si no hubiera directores suplentes y se produjese la vacancia de uno o más directores, a fin de completar su número por el período que aún resta, cuando no exista disposición de un tratamiento distinto en el estatuto.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento

a. ¿Durante el ejercicio materia del presente informe se produjo la vacancia de uno o más directores?

(x) SÍ ( ) NO

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:

¿El directorio eligió al reemplazante?

De ser el caso, tiempo promedio de demora en designar al nuevo director (en días calendario) Inmediato

SÍ

(x)

NO

( )

c. Indique los procedimientos preestablecidos para elegir al reemplazante de directores vacantes.

Se sigue el procedimiento establecido en la Ley General de Sociedades y en el artículo 33 del Estatuto de la empresa.

( ) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON PROCEDIMIENTOS

d. Indique si los procedimientos descritos en la pregunta anterior se encuentran contenidos en algún (os) documento (s) de la empresa.

Estatuto

(x)

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )




Principios

24. Principio (V.I, primer párrafo).- Las funciones del Presidente del Directorio, Presidente Ejecutivo de ser el caso, así como del Gerente General deben estar claramente delimitadas en el estatuto o en el reglamento interno de la sociedad con el fin de evitar duplicidad de funciones y posibles conflictos.

25. Principio (V.I, segundo párrafo).- La estructura orgánica de la sociedad debe evitar la concentración de funciones, atribuciones y responsabilidades en las personas del Presidente del Directorio, del Presidente Ejecutivo de ser el caso, del Gerente General y de otros funcionarios con cargos gerenciales.

0 1 2 3 4

x

x

Cumplimiento

a. En caso alguna de las respuestas a la pregunta anterior sea afirmativa, indique si las responsabilidades del Presidente del Directorio; del Presidente Ejecutivo, de ser el caso; del Gerente General, y de otros funcionarios con cargos gerenciales se encuentran contenidas en algún (os) documento (s) de la empresa.

Responsabilidades de:

Presidente de DirectorioPresidente ejecutivoGerente GeneralPlana Gerencial

Estatuto

(x)( )(x)( )

Reglamento Interno

( )( )( )( )

Manual

( )( )( )( )

otros

( )( )( )(x)

Denominación del documento*

Perfiles de Puestos Internos

No están reguladas

( )( )( )( )

No Aplica **

( )(x)( )( )

* 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.

Principios

26. Principio V.I.5).- Es recomendable que la Gerencia reciba, al menos, parte de su retribución en función a los resultados de la empresa, de manera que se asegure el cumplimiento de su objetivo de maximizar el valor de la empresa a favor de los accionistas.

0 1 2 3 4

x

Cumplimiento

a. Respecto de la política de bonificación para la plana gerencial, indique la(s) forma(s) en que se da dicha bonificación.

( ) 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


b. Indique si la retribución (sin considerar bonificaciones) que percibe el gerente general y plana gerencial es:

Gerente generalPlana Gerencial

Remuneración fija

(x)(x)

Remuneración variable

( )( )

Retribución (%)*

0.73%

* 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.

c. Indique si la empresa tiene establecidos algún tipo de garantías o similar en caso de despidos del gerente general y/o plana gerencial.

( ) SÍ (X) NO

II. S

ECCI

ÓN S

EGUN

DA:

INFO

RMAC

IÓN

ADIC

IONA

L Derechos de los accionistas

a. Indique los medios utilizados para comunicar a los nuevos accionistas sus derechos y la manera en que pueden ejercerlos.

( ) 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

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.

(x) SÍ ( ) NO

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.

Área encargada Gerencia Legal

Nombres y apellidos

Luis Felipe Birolini

Carlos Alfredo León

Cargo

Gerente Legal Suez Energy Perú S.A./ Secretario del Directorio

Gerente Legal

Área

—

Legal

Persona Encargada


d. Indique si la información referida a las tenencias de los accionistas de la empresa se encuentra en:

( ) LA EMPRESA (x) UNA INSTITUCIÓN DE COMPENSACIÓN Y LIQUIDACIÓN

e. Indique con qué regularidad la empresa actualiza los datos referidos a los accionistas que figuran en su matrícula de acciones.

Periodicidad

Menor a mensualMensual TrimestralAnualMayor a anual

Información sujeta a actualizaciónDomicilio

( )( )( )( )( )

Correo Electrónico

( )( )( )( )( )

Teléfono

( )( )( )( )( )

(x) OTROS, especifique: No hay matrícula de acciones. Las acciones se encuentran representadas mediante anotaciones en cuenta.

f. Indique la política de dividendos de la empresa aplicable al ejercicio materia del presente informe.

Fecha de aprobaciónÓrgano que lo aprobóPolítica de dividendos (criterios para la distribución de utilidades)

13 de setiembre de 2005Junta General de Accionistasa) La distribución de dividendos se efectuará de acuerdo a la

participación en el capital social de cada accionista.b) Sólo se distribuirá el monto que quedare luego de efectuar las

deducciones expresamente dispuestas por Ley.c) Se repartirá el noventa por ciento (90%) de las utilidades anuales

disponibles, según éstas sean determinadas en cada ejercicio anual, a contar del ejercicio 2004.

d) El Directorio de la Empresa 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 condicionado a las utilidades que realmente se obtengan.


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.

Fecha de entregaClase de acción : comunes

Ejercicio n-1 : 08/04/2005Ejercicio n-1 : 13/04/2005Ejercicio n : 20/04/2006Clase de acción : Ejercicio n-1Ejercicio nAcciones de InversiónEjercicio n-1Ejercicio n

Dividendo por acciónEn efectivo

$ 33’605,822.45$ 41’000,000.00$ 35’793,014.42

En acciones

Directorio

h. Respecto de las sesiones del Directorio de la empresa desarrolladas durante el ejercicio materia del presente informe, indique la siguiente información:

Número de sesiones realizadas

Número de sesiones en las cuales uno o más directores fueron representados por directores suplentes o alternos

Número de directores titulares que fueron representados en al menos una oportunidad

20

2

1

i. Indique los tipos de bonificaciones que recibe el Directorio por cumplimiento de metas en la empresa.

(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.

Estatuto

( )

Reglamento Interno

( )

Manual

( )


( )


(x) NO SE ENCUENTRAN REGULADAS


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.

Directores independientesDirectores dependientes

Retribuciones totales (%)0.01%

Clase de acción (incluidas las de inversión)

Acciones con derecho a votoAcciones sin derecho a votoAcciones de inversión

Total

Número de tenedores (al cierre del ejercicio)

391

391

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.

Clase de Acción: comunes

Nombres y Apellidos

SUEZ TRACTEBEL S.A.AFP INTEGRA S.A. 3

PRIMA AFP 4

AFP HORIZONTE 5

Número de acciones

123’443,25018’248,22317’856,18213’294,342

Nacionalidad

BelgaPeruanaPeruanaPeruana

Participación (%)

61.739.138.936.65

Clase de Acción:

Nombres y Apellidos Número de acciones NacionalidadParticipación (%)

3 Incluye IN-FONDO 1; IN-FONDO 2; IN-FONDO 34 Incluye RI-FONDO 1; RI-FONDO 2; RI-FONDO 35 Incluye HO-FONDO1; HO-FONDO2; HO-FONDO3

l. Indique si en la discusión del Directorio, respecto del desempeño de la gerencia, se realizó sin la presencia del gerente general.

( ) SÍ (x) NO

Accionistas y tenencias

m. Indique el número de accionistas con derecho a voto, de accionistas sin derecho a voto (de ser el caso) y de tenedores de acciones de inversión (de ser el caso) de la empresa al cierre del ejercicio materia del presente informe.


Otros

o. Indique si la empresa tiene algún reglamento interno de conducta o similar referida a criterios éticos y de responsabilidad profesional.

(x) SÍ ( ) NO

En caso su respuesta sea positiva, indique la denominación exacta del documento:

Acciones de Inversión:

Nombres y Apellidos Número de acciones NacionalidadParticipación (%)

Normas Internas de Conducta y Carta de Ética

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.

Área encargada Gerencia de finanzas, Administración y Contraloría

Nombres y apellidos Cargo Área

Persona Encargada

r. Para todos los documentos (Estatuto, Reglamento Interno, Manual u otros documentos) mencionados en el presente informe, indique la siguiente información:

Denominación del documento

EstatutoNormas Internas de ConductaRégimen de PoderesCarta de Ética

Órgano de aprobación

Junta General de AccionistasDirectorioDirectorioDirectorio6

Fecha de aprobación

06/05/199816/06/200526/11/2004

Fecha de última modificación

12/05/2005—

13/12/2005

s. Incluya cualquiera otra información que lo considere conveniente.

6 Aprobada por el CEO y Presidente del directorio del grupo SUEZ. EnerSur como empresa integrante del grupo SUEZ, está obligada a cumplir con la Carta de Ética de SUEZ

ENERSUR

MEMORIA ANUAL 2006

DISEÑO: N COMUNICACIONES S.A.C.

IMPRESIÓN: GRAMBS CORPORACIÓN GRÁFICA S.A.C.

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