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DUKE ENERGY INTERNATIONAL EGENOR S.A. Lima, Perú 19 de Junio de 2003

Instrumentos Categoría Definición de Categoría

Bonos Corporativos. Modificada de AA+ a AAA

Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los términos y condiciones pactados.

“La clasificación que se otorga al presente valor no implica recomendación para comprarlo, venderlo o mantenerlo”

-------------- Millones de Soles al 31.03.03 ----------------------------------- Activos: 1,538.3 Pasivos: 346 Patrim.: 1,192.4 Util.: 21.5 ROA: 5.60% ROE: 7.23%

Historia: Emisor, (AA+) asignada en Dic.97. ↑ de AA+ a AAA, asignada el 19.06.03

ROA y ROE anualizadosAl efectuar la evaluación se han utilizados los estados financieros auditados de la Empresa al 31 de diciembre de 2000, 2001, 2002 y no audi-tados al 31.03.03; así como información adicional proporcionada por la empresa al 31 de marzo de 2003. Ver informe anterior Fundamento: Como resultado de la evaluación efectuada, el Comité ha dictaminado elevar la clasificación otorgada a los Bonos Corporativos emitidos por Duke Energy Interna-tional Egenor S.A. (EGENOR) de AA+ a AAA, los cuales a la fecha tienen un vencimiento de corto plazo. Dicha clasi-ficación se fundamenta en el buen desempeño que ha veni-do mostrando la empresa reflejado en sus resultados, su holgado nivel de liquidez y su favorable capacidad de pago. En el primer trimestre de 2003, la energía total generada por el Sistema Interconectado Nacional fue de 5,095.3 GWh, (5.8% superior al generado en el mismo período del año pasado), de los cuales 4,702.6 GWh es de origen hidráulico (93%) y 392.7 GWh de origen térmico (7%), siendo el aporte de Egenor de 12.3% del total. La producción de energía de Egenor a marzo 2003 fue 618.18 GWh, siendo 1.3% superior a la generada en el mis-mo período del año pasado (610.26 GWh), apreciándose asimismo que de su producción total, el 99.7% (616.4 GWh) provino de las centrales hidroeléctricas y el resto de las centrales termoeléctricas. Con respecto a la venta de energía, podemos apreciar que el 67% se destina ron a dis-tribuidoras, el 12% a clientes libres y el 21% al COES. La empresa continúa mostrando favorables niveles de ren-tabilidad, observándose un crecimiento en sus ventas del 1% respecto al mismo período del año pasado, en tanto que de anualizarse las ventas del primer trimestre del año, éstas alcanzarían un crecimiento del 6%. Por otro lado, muestran un mayor margen operativo (44% versus 38%) respecto al cierre del ejercicio 2002, lo cual obedece a la menor presión de costos consecuencia de la no utilización de centrales térmicas para la producción de energía en dicho período. Así se aprecia que sus costos en el primer trimestre de 2003 representan el 38% de los ingresos, mientras que al cierre del ejercicio 2002 48%. La utilidad operativa obtenida en el primer trimestre 2003, cubre holgadamente sus gastos fi-nancieros, finalizando con una utilidad neta de S/.21.5 mi-llones, equivalente a 26% de margen superior al 22% obte-

nido al cierre del ejercicio 2002. De anualizarse los resultados obtenidos por la Empresa en los tres primeros meses, generarían una rentabilidad sobre sus activos (ROA) del 5.60% y sobre el patrimonio (ROE) del 7.23%. Egenor es una empresa que mantiene holgados niveles de liquidez, tal como lo demuestra sus ratios, donde la liquidez general es de 1.71 veces y la liquidez ácida 1.66 veces. Asimismo, mantienen un elevado monto en el rubro caja bancos, el cual totaliza S/.265.3 millones y representa el 17% del total de activos. En el primer trimestre del año 2003, el patrimonio de la empresa se vio incrementado por las utilidades del período (S/.21.5 millones), totalizando S/.1,192.4 millones, apre-ciándose que financian el 78% del total de activos. Mantienen un bajo nivel de endeudamiento (0.29 veces), resaltando la porción corriente de la 2da serie de la emisión de Bonos Corporativos, cuyos vencimientos son en junio y en julio de 2003. A la fecha la empresa ha obtenido un prés-tamo puente de corto plazo por $40 millones del Banco Citibank para cancelar dichas obligaciones. En cuanto a la deuda a largo plazo, destaca la correspon-diente al impuesto a la renta y participación de los trabaja-dores diferido (S/.159.3 millones). Es importante señalar que con fecha 31 de marzo de 2003, en Junta General Obligatoria Anual de Accionistas, se aprobó no distribuir las utilidades obtenidas al cierre del ejercicio 2002. Asimismo se aprobó la eliminación de las clases de acciones “A” y “B”, de modo que todas las accio-nes de la Sociedad pasen a conformar una clase única de acciones. A la fecha se vienen efectuando trabajos en curso por S/.2.9 millones, que incluyen la modernización de servicios auxi-liares, accesos a San Diego, mejoramiento de cerco perimé-trico, control remoto en Carhuaquero, mejoras en seguridad e infraestructura CDP y trabajos en las lagunas de Aguasco-cha, Rajucolta y Shallap.

Fortalezas 1. Solidez y prestigio de su principal accionista (Duke Energy). 2. Alta capacidad de generación de liquidez. Debilidades 1. Precios Regulados. Oportunidades 1. Proyectos de Privatización. 2. Aumento de tarifas eléctricas. Amenazas 1. Lenta recuperación de la demanda interna. 2. Competencia de productoras térmicas de gas en el mediano plazo.

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PERFIL DE LA COMPAÑÍA

Duke Energy International Egenor S.A. (EGENOR) fue constituida en noviembre de 1996 a partir de la fusión de la Empresa de Generación Eléctrica Nor-Perú S.A. con Power North S.A. Anteriormente, en agosto de 1996, como resul-tado de la subasta pública internacional realizada en di-ciembre de dicho año, Inversiones Dominion Perú S.A., subsidiaria de la norteamericana Dominion Resources Inc., había adquirido el 60% de las acciones de capital de la Em-presa de Generación Eléctrica Nor - Perú S.A, hoy EGENOR. Por otra parte, en diciembre de 1997, la genera-dora chilena Chilgener había ingresado indirectamente en el accionariado de EGENOR al adquirir el 49% de Inversiones Dominion. Entre agosto y noviembre de 1999, la norteamericana Duke Energy International (DEI), adquirió de Dominion Resour-ces una serie de activos ubicados en Latinoamérica vincula-dos al negocio de energía en los cuales Dominion poseía participación directa o indirecta; de este modo DEI obtuvo inicialmente una participación indirecta en EGENOR. Para-lelamente, en octubre de 1999, DEI adquirió de Gener (ex Chilgener) el 49% que éste poseía como accionista mayori-tario de EGENOR, Inversiones Dominion Perú, hoy Duke Energy Inversiones Nro.1 S.A. Finalmente, a fin de asegu-rar una participación mayoritaria en EGENOR, Duke Ener-gy adquirió el total del paquete accionario que el estado peruano mantenía en EGENOR y cuya transferencia -octubre de 1999- se realizó a través de la Bolsa de Valores de Lima (BVL), permitiendo a DEI consolidar su control sobre la Empresa. Por otra parte, en julio de 2000 la Junta General de Accio-nistas aprobó el cambio de la denominación social de la Empresa por Duke Energy International Egenor S.A.A. pudiendo ser utilizada la denominación abreviada EGENOR. Más adelante, en enero de 2001 se aprobó el deslistado de las acciones clase B representativas del capital social de la Cía. del Registro de Valores de la BVL y exclu-sión de dichas acciones del RPMV de Conasev. Con fecha 31 de marzo de 2003, en Junta General Obligato-ria Anual de Accionistas, se aprobó la eliminación de las clases de acciones “A” y “B”, de modo que todas las accio-nes de la Sociedad pasen a conformar una clase única de acciones. La composición accionaria de la Compañía es como sigue: Accionista N° Acciones %

Duke Energy Intl. Peru Holding SRL 1,107,393,088 90.00

DEI Egenor (Acciones en cartera) 119,913,384 9.75

Accionistas minoritarios 3’129,945 0.25

Total 1´230,436,417 100

Perfil del Accionista: Duke Energy es un importante ope-rador internacional dedicado a la generación y distribución de energía provenientes de fuentes diversas. Posee opera-ciones en más de 50 países y en 2001 cuenta con activos consolidados por US$ 48,375 millones, ingresos operacio-nales por US$ 59,503 millones y una capacidad de genera-ción superior a los 50,000 MWh, ubicándose entre los 20 principales generadores más importantes a nivel mundial y entre los 10 mayores de procedencia norteamericana. Sector.- El sector eléctrico peruano ha tenido un desempe-ño positivo durante los últimos años gracias a la introduc-ción de un marco legal que fomentó la participación del sector privado en condiciones altamente competitivas. El sector de generación eléctrica ofrece un potencial de renta-bilidad elevado. Las empresas que logren combinar niveles de eficiencia en la producción de energía con una inversión moderada tendrán las mejores posibilidades de éxito. Es importante tomar en cuenta que en los próximos años, el sector enfrentará una importante reducción en sus tarifas como consecuencia de la puesta en marcha de las plantas térmicas a gas natural de Camisea. Los generadores térmi-cos deberán adecuar su infraestructura productiva a este nuevo entorno. Otro punto importante a tomar en conside-ración es que una de las mayores debilidades del sector es su alta dependencia en la regulación al no descartarse cam-bios inesperados en las reglas de juego que afecten la renta-bilidad del sector. En 1992 se promulgó la “Ley de Concesiones Eléctricas” y su reglamento. Esta nueva regulación separó el sector en cuatro actividades diferentes: i)generación, ii)transmisión, iii)distribución y iv)comercialización. En esta ley se reco-noció dos actividades (generación y comercialización) en donde puede darse libre competencia y otras dos en las que no (transmisión y distribución ) debido a su condición de monopolios naturales. De esta forma el Estado en su rol de regulador debe encargarse de evitar cualquier tipo de com-portamiento monopólico que pudiese perjudicar a los con-sumidores. La Ley de Concesiones Eléctricas creo un marco regulato-rio que estableció claros lineamientos para la fijación de tarifas, el otorgamiento de concesiones la prestación del servicio y la fiscalización de los operadores. Se diseñó un marco institucional que contemplaba la exis-tencia del Sistema Supervisor de la Inversión de Energía, integrado por tres entidades: • Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

(OSINERG), encargado de fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas relacionadas a las actividades de los sectores eléctrico e hidrocarbu-ros.

• Comisión de Tarifas de Energía (CTE), encargada de fijar las tarifas máximas de generación, transmisión y distribución.

• Instituto de Defensa de la Libre Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI), encargado de velar por la aplicación de las normas de libre competencia, represión de la com-petencia desleal, publicidad en protección al consumi-dor y otras normas de su competencia.

Sobre las bases de esta nueva regulación y otros dispositi-vos que buscaron promover la inversión privada en el sector eléctrico se inició el proceso de privatización. Anteriormente el sistema eléctrico peruano estaba dividido en dos sistemas interconectados aislados entre si, el Sistema Centro Norte (SICN) y el Sistema Sur (SIS) y algunos sis-temas aislados de menor importancia. Con la culminación de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya se formó el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), unifi-cando el SICN y el SIS. Debe considerarse que dado que el ex-SIS las generadoras son mayoritariamente termoeléctricas, en épocas en donde el recurso hídrico es abundante, las empresas del ex SICN con generadoras hidroeléctricas pueden atender la demanda del ex SIS en forma mas competitiva que algunas termoe-léctricas, apreciándose que el costo de generar energía hidroeléctrica es más bajo que el de generar energía termoe-léctrica, sin embargo, la primera depende del recurso hídri-co, el cual esta expuesto a los fenómenos naturales (inunda-ciones y sequías). Es importante tomar en cuenta que la producción del gas de Camisea reducirá los costos de producción de las generado-ras termoeléctricas ya que el gas es un insumo más barato que el petróleo, además de que no genera polución, espe-rándose que el precio de la energía en el mercado spot se reduzca. Las generadoras termoeléctricas puedan utilizar el gas liquido como insumo, pero tendrán que realizar inver-siones para convertir su planta en una denominada de “ciclo abierto”. Otro punto importante de la interconexión ha sido el incre-mento en la capacidad de reserva y el que determinados clientes aprovechen tarifas relativamente bajas en horas que no son consideradas de demanda alta. El proceso de privatización se inició a partir de la división de Electrolima en cinco empresas: Edelnor, Edelsur, Ede-gel, Ede Chanzay y Ede Cañete, decidiéndose vender pri-mero las empresas distribuidoras (Edelnor y Edelsur). De igual forma, Electroperú fue dividida en varias empresas regionales para proceder a su venta. En cuanto a las generadoras, estas pueden vender energía que producen en tres mercados: a) Las empresas distribuidoras a precios regulados, donde

las tarifas son determinados por la CTE,

b) Clientes de mayor tamaño (cliente libres) a precios li-bres, lo cual supone que los demandantes de energía son del tamaño necesario para tener suficiente poder de ne-gociación frente a los generadores. En el Perú son con-siderados clientes libres aquellos que demandan al me-nos 1MW de potencia. La Ley de Concesiones Eléctri-cas (LCE) establece que los precios del mercado regu-lado deben diferir en menos del 10% de los precios re-gulados y

c) COES en un “mercado spot” a costos marginales instan-táneos. El precio al cual se transfiere la energía en el “mercado spot” es el “costo marginal instantáneo”, es decir el costo de producir la energía transferida en el momento de la transacción. Este precio esta registrado cada 15 minutos por el COES.

Producción: Al 31 de marzo de 2003, la energía total gene-rada por el Sistema Interconectado Nacional fue de 5,095.31 GWh, 5.84% superior al mismo período del año pasado, de los cuales 4,702.6 GWh fue de origen hidráulico y 392.73 GWh de origen térmico.

Evolución de la Producción de Energía Eléctrica

050

100150200250

Mar-02

Abr-02

May-02

Jun-02

Jul-02

Ago-02

Sep-02

Oct.02

Nov.02

Dic.02

Ene.03

Feb.03

Mzo.03

GWh

1500155016001650170017501800

Egenor Sector

La empresa cuenta con una capacidad instalada de 529 MW:

EGENOR Capacidad Instalada

(MW) %

Plantas Hidroeléctricas Cañón del Pato 246.58 46.7% Carhuaquero 95.02 18.0%

Sub Total 341.60 64.7%

Plantas Termoeléctricas Piura 51.53 10.2% Chiclayo 26.61 5.1% Sullana 12.50 2.3% Paita 11.11 2.3% Trujillo 21.92 3.9% Chimbote 63.83 11.6%

Sub Total 187.50 35.3%

Total 529.10 100%

A diciembre 2002, el subsector eléctrico tenía una potencia instalada total de 5,897 megavatios (MW) en todo el país. El 64% de esta potencia corresponde a empresas privadas, mientras que el Estado posee el 36% restante. La potencia instalada ha crecido a un ritmo promedio anual de 4% a lo largo de los últimos 20 años. El 52% de la potencia instalada total en el sector eléctrico peruano corresponde a generación termoeléctrica y el otro 48% a generación hidroeléctrica. Sin embargo, la produc-ción real de energía consiste en un 88% de energía hidroe-léctrica y un 12% de energía termoeléctrica . POTENCA INSTALADA Como % de la potencia del SINAC MW %

EDEGEL 1,071 22.4 ELECTROPERU 1,027 21.5 EGENOR 529 11.1 ETEVENSA 384 8.0 ENERSUR 384 8.0 EGASA 347 7.3 EGECEN 184 3.8 EEPSA 176 3.7 AGUAYTIA 173 3.6 SAN GABAN 159 3.3 EGEMSA 109 2.3 CAHUA 112 2.3 SHOUGESA 65 1.4 EGESUR 62 1.3 TOTAL SINAC 4,780 100

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. En el siguiente cuadro se muestra la evolución trimestral de la producción de la Empresa habiendo superado su produc-ción histórica gracias a los trabajos realizados en sus insta-laciones para almacenar una mayor cantidad de agua y abastecer a los usuarios de energía de una manera constante sobretodo en horas punta:

Producción Duke Energy Intl. Egenor S.A. MWh Térmica Hidroeléc. Total

1T00 2.5 434.7 437.2 2T00 2.9 385.0 387.9 3T00 6.6 349.8 356.4 4T00 2.3 407.9 410.º2

1T01 2.1 416.9 419.0 2T01 1.0 426.7 427.7 3T01 3.2 333.6 336.8 4T01 1.7 521.6 523.3

1T02 0.3 610.3 610.6 2T02 1.3 529.1 530.4 3T02 15.0 302.0 317.0 4T02 2.7 592.6 595.3 1T03 1.8 616.4 618.2

Directorio: Al 31 de marzo de 2003, el directorio de Ege-nor está conformado como sigue: Presidente del Directorio: Sr. Mickey J. Peters Vicepresidente : Sr. Carlos Niño – Neira Director: Sr. John P. Enloe Director: Sr. Edward L. Hile Director: Sr. Bradley K. Alford Plana Gerencial: Al 31 de marzo de 2003, la plana geren-cial está compuesta como sigue: Gerente General: Sr. Mickey J. Peters Director de Administración, Finanzas y Contabilidad: Sr. Carlos Niño - Neyra. Director Comercial: Sr. Rodrigo Vera. Gerente de Producción: Sr. William E. Adams Gerente de Tecnología de la Información: Sr. Raúl Espinosa

BONOS CORPORATIVOS La emisión se destinó a financiar parte del programa de expansión de la capacidad de generación de la compañía. La emisión fue de $60 millones. La colocación se efectuó en tres series, cada una por US$20 millones. La primera y segunda serie se colocaron a un plazo de 5 años y la tercera serie se colocó a un plazo de 3 años, con las siguientes ca-racterísticas: • Serie 1 (REDIMIDA) Monto: US$20 millones Fecha de Emisión:8 de junio de 1998 Plazo : 5 años Tasa de Interés: 7.6875% anual efectiva • Serie 2 Monto :US$20 millones Fecha de Emisión: 7 de julio de 1998 Plazo : 5 años Tasa de Interés : 7.8125% anual efectiva • Serie 3: Monto: US$20 millones (REDIMIDA) Fecha de Emisión: 7 de septiembre de 1998 Plazo : 3 años Tasa de Interés : 8.75 % anual efectiva

ANALISIS FINANCIERO

Producción y Rentabilidad.- Al finalizar el primer trimes-tre del año 2003, se puede apreciar que la producción de la energía de la Compañía fue de 618.2 GWh, 1.3% superior a la producción del mismo período del año pasado (610.3 GWh), siendo la producción de las centrales hidroeléctricas de 616.4 GWh (99.7%), en tanto que 1.8 GWh provinieron de las centrales térmicas (0.3%). En cuanto a las ventas, el 67% de la energía se destinó a distribuidoras, 21% a COES y 12% a clientes libres. El consumo propio alcanzo los 1.3 GWh y las pérdidas de transmisión 32.7 GWh.

Producción de Energía 2003-2002 (GWh)

IT03 IT02 Var. Hidroeléctrica 616.37 610.00 1.04% Termoeléctrica 1.80 0.25 620% Total Prod. Bruta (GWh) 618.17 610.25 1.3%

Producción Bruta de Energía Eléctrica por Plantas Egenor en el Primer Trimestre 2003

GWh % Plantas Hidroeléctricas Cañon del Pato 419.63 67.88 Carhuaquero 196.75 31.83 Sub Total 616.38 99.71 Plantas Termoeléctricas Piura 0.81 0.13 Chiclayo 0.54 0.09 Sullana 0.35 0.06 Paita 0.08 0.02 Trujillo 0.00 0.00 Chimbote 0.02 0.00 Sub Total 1.80 0.29 Prod. Bruta Total 618.18 100.00

En cuanto a la rentabilidad de la Empresa, apreciamos que los ingresos por ventas de energía totalizaron a marzo 2003 S/.84.3 millones, con lo cual cubren sus costos y gastos operativos, arrojando una utilidad operativa de S/.52.4 mi-llones (62% de margen), apreciándose una menor presión de sus costos (38% versus 48%) respecto al cierre del ejer-cicio 2002, debido a la no utilización de las centrales ter-moeléctricas para la producción de energía en el primer trimestre del año, comportamiento similar al reflejado en el mismo período del año 2002. La utilidad operativa obtenida (S/.36.8 millones) le permite a la Empresa afrontar holgadamente sus obligaciones finan-cieras (S/.2.7 millones) y concluir en una utilidad neta de impuestos y participaciones de S/.21.5 millones, equivalen-te a 26% de margen neto. De anualizarse los resultados obtenidos al tercer trimestre 2003, éstos generarían una rentabilidad frente a sus activos (ROA) del 5.60% y sobre el patrimonio (ROE) del 7.23%,con lo cual superarían las registradas al cierre del ejercicio 2002.

Rentabilidad (en %) 2000 2001 2002 IT03

ROA -0.3 1.76 4.60 5.60 ROE -0.3 2.30 5.98 7.23 Margen Operativo 37 37 38 44 Margen Neto -2 9 22 26

RÖE yROA al IT03 anualizados Solvencia y Endeudamiento: Egenor, continúa mostrándo-se como una empresa sólida con un patrimonio que totaliza S/.1,192.4 millones y que financia el 78% de los activos; situación que se ve reflejada en un bajo nivel de endeuda-miento (0.29 veces). Su principal pasivo lo constituyen la emisión de bonos cor-porativos por US$40 millones, las cuales están constituidos por dos series de US$20 millones cada una y que vencen en junio y julio de 2003. Es importante señalar que a la fecha de la emisión de este informe, ya se había pagado la serie por US$20 millones con vencimiento 8 de junio de 2003, para lo cual la Empresa obtuvo un préstamo puente a corto plazo del Citibank por US$40 millones. Dentro del pasivo a largo plazo destaca el rubro impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido por S/.159.3 millones. Esto obedece a que en 1998 de acuerdo con lo dispuesto por la Resolución Conasev 168-98-EF/94.10, Egenor eligió registrar el rubro impuesto a la renta y participación de los trabajadores acumulado de años anteriores a 1998 a partir del 1 de enero del 2000 en forma lineal en un plazo de 8 años. Endeudamiento 2000 2001 2002 IT03

Endeud. Patrimonial 0.24 0.31 0.30 0.29 Endeud. del Activo 0.19 0.24 0.23 0.23

Liquidez: Al finalizar el primer trimestre 2003, la empresa continúa mostrando holgados ratios de liquidez, así tenemos que la liquidez general alcanza 1.71 veces y la liquidez áci-da 1.66 vedes. El rubro caja totalizó a marzo 2003 S/.265.3 millones, permitiéndole cubrir holgadamente sus compro-misos de corto plazo (S/.185.7 millones) correspondientes principalmente a la redención de las dos series de los bonos emitidos en el año 1998. Liquidez y Gestión 2000 2001 2002 IT03

Liquidez general 2.10 2.83 1.48 1.71 Liquidez ácida 1.80 2.59 1.43 1.66

DUKE ENERGY INTERNATIONAL EGENOR S.A.BALANCE GENERAL 149.530 151.87 154.41 156.11319Reexp. al 31.03.03 en miles de S/.

DIC.00 % DIC.01 % DIC.02 % MZO.03 %ACTIVOSCaja Bancos 178,441 11% 134,780 9% 253,680 16% 265,307 17%Valores Negociables 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%Cuentas por Cobrar Comerciales 25,529 2% 31,916 2% 33,270 2% 39,453 3%Otras Cuentas por Cobrar :Personal 152 0% 176 0% 55 0% 280 0%Afiliada 10 0% 0 0% 258 0% 297 0%Intereses 0 0 0 0Impuestos por recuperar 0 0 0% 0 0% 0Diversas 6,089 0% 3,432 0% 1,006 0% 1,200 0%Reclamaciones 2,917 0% 15,586 1% 1,091 0% 1,668 0%Existencias:Suministros y repuestos 13,135 1% 13,375 1% 12,541 1% 12,437 1%Combustibles y lubricantes 1,897 0% 1,712 0% 1,906 0% 1,481 0%Provisión por Desvalorización 0 0% -105 0% -4,907 0% -4,853 0%Total Inventario. 15,032 1% 14,981 1% 9,540 1% 9,065 1%Gastos pagados por anticipado 19,895 1% 1,763 0% 1,293 0% 792 0% Total Activo Corriente 248,065 16% 202,635 14% 300,192 19% 318,062 21%Inmueble maquinaria y equipo neto 1,309,047 84% 1,282,874 86% 1,235,981 80% 1,212,966 79%Inversiones 54 0% 54 0% 54 0% 53 0%Cuentas por cobrar largo plazo 1,646 0% 2,480 0% 0 0% 0 0%Otros activos 5,567 0% 5,273 0% 7,774 1% 7,198 0% Total Activo No Corriente 1,316,314 84% 1,290,682 86% 1,243,808 81% 1,220,217 79%TOTAL ACTIVOS 1,564,379 100% 1,493,317 100% 1,544,000 100% 1,538,279 100%PASIVOSPasivo CorrienteSobregiros bancarios 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%Prestamos bancarios 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%Cuentas por Pagar Comerciales 16,198 1% 8,014 1% 10,909 1% 7,555 0%Otras cuentas por pagar: 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%Tributos 6,729 0% 28,541 2% 13,996 1% 8,336 1%Remuneraciones y participaciones 918 0% 7,977 1% 4,271 0% 4,175 0%Dividendos 52 0% 48 0% 47 0% 46 0%Vinculadas 1,168 0% 10,150 1% 11,773 1% 11,723 1%Depositos en garantia 4,977 0% 1,466 0% 1,585 0% 0 0%Diversas 5,503 0% 4,178 0% 5,427 0% 3,749 0%Compensación por tiempo de servicios 175 0% 180 0% 209 0% 127 0%Provisiones 10,353 1% 11,031 1% 12,177 1% 10,629 1%Porción Cte. Deuda L.P. 72,122 5% 126 0% 142,319 9% 139,330 9%Total Pasivo Corriente 118,195 8% 71,710 5% 202,713 13% 185,670 12%Deuda a largo plazo 145,389 9% 145,313 10% 1,028 0% 962 0%Impuesto a la renta y part. trab. diferido 40,040 3% 137,192 9% 151,819 10% 159,297 10%Participaciones diferidas 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%Provisión para beneficios sociales 0 0% 0 0% 0 0% 0 0%Total Pasivo No Corriente 185,429 12% 282,505 19% 152,848 10% 160,259 10%TOTAL PASIVO 303,625 19% 354,215 24% 355,560 23% 345,929 22%Capital social 1,284,607 82% 1,286,316 86% 1,244,008 81% 1,230,436 80%Acciones en Tesorería 0 0% -120,770 -8% -116,797 -8% -115,523 -8%Ajuste por Deflación -28,261 -2% -29,902 -2% -10,247 -1% -10,135 -1%Capital adicional 0 0% 47,062 3% 46,288 3% 45,783 3%Impuesto y Participación diferido 0 0% -68,538 -5% -65,135 -4% -63,871 -4%Reservas 4,408 0% 7,035 0% 14,028 1% 13,875 1%Resultado del ejercicio -4,334 0% 26,218 2% 71,083 5% 21,548 1%Resultados acumulados 4,334 0% -8,320 -1% 5,212 0% 70,237 5%TOTAL PATRIMONIO NETO 1,260,754 81% 1,139,102 76% 1,188,440 77% 1,192,350 78%TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 1,564,379 100% 1,493,317 100% 1,544,000 100% 1,538,279 100%

DUKE ENERGY INTERNATIONAL EGENOR S.A. 0 0 0ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDASReexp. al 31.03.03 en miles de S/.

DIC.00 % DIC.01 % DIC.02 % MZO.03 %

Energía 229,576 100% 278,999 100% 319,667 100% 84,325 100%Total Ingresos 229,576 100% 278,999 100% 319,667 100% 84,325 100%Costo de venta 115,653 50% 140,737 50% 152,038 48% 31,973 38%Utilidad Bruta 113,923 50% 138,262 50% 167,629 52% 52,352 62%GASTOSGasto de administración 23,397 10% 26,118 9% 36,669 11% 13,804 16%Gasto de venta 5,989 3% 7,972 3% 10,120 3% 1,726 2%Util. (Pérdida) de Operaciones 84,538 37% 104,172 37% 120,839 38% 36,822 44%Ingresos financieros 9,815 4% 8,283 3% 3,586 1% 805 1%Gastos financieros 18,483 8% 15,749 6% 11,259 4% 2,694 3%Diversos, neto -79,831 -35% 343 0% 2,934 1% 1,366 2%Utilidad antes del REI -3,962 -2% 97,050 35% 116,101 36% 36,299 43%REI 3,644 2% -3,087 -1% -1,286 0% -695 -1%Utilidad antes del Impuesto a la renta -318 0% 93,963 34% 114,815 36% 35,604 42%Participación de los Trabajadores 599 0% 28,742 10% 6,723 2% 2,095 2%Impuesto a la Renta 3,416 1% 39,003 14% 37,009 12% 11,961 14%Utilidad Neta (4,334) -2% 26,218 9% 71,083 22% 21,548 26%

I NDICADORES DIC.00 DIC.01 DIC.02 MZO.03ROA % -0.28% 1.76% 4.60% 5.60% 1.40%ROE % -0.34% 2.30% 5.98% 7.23% 1.81%Liquidez general (veces) 2.10 2.83 1.48 1.71Liquidez ácida (veces) 1.97 2.62 1.43 1.66Cobertura de Intereses 4.6 6.6 10.7 13.7Endeudamiento patrimonial (veces) 0.24 0.31 0.30 0.29Endeudamiento del activo 19.4% 23.7% 23.0% 22.5%Activo Fijo / Patrimonio 103.8% 112.6% 104.0% 101.7%Rotación de cobranzas (días) 40 41 37 42Rotación de inventarios (días) 47 38 23 26Rotación de cuentas por pagar (días) 46 20 25 21El ROE y ROA de Mzo.03 se encuentran anualizados