Memoria Enersur-finaldemasias BIBLOS · 32-37 38 2.3 Instalaciones de la Empresa 49 2.4 Principales...

Memoria Anual 2009 1

Memoria2009

Creciendo Juntos

Memoria Anual 20094

Información General

ÍNDICE

1.1 Declaración de Responsabilidad1.2 Carta del Presidente de Directorio1.3 Datos generales de EnerSur

8910

Información y Manejo del Negocio2.1 Sector Eléctrico2.2 Gestión Comercial

32-3738

2.3 Instalaciones de la Empresa 49

2.4 Principales Inversiones de la Empresa

2.5 Procesos legales, judiciales, administrativos o arbitrales

57

60

Denominación, dirección, número de teléfono, fax y página webConstitución y objeto social Grupo económico Capital social Estructura y composición accionarial Perfi l del principal accionista Licencias y autorizaciones Reseña histórica y aspectos generales Fechas importantes en la historia de EnerSur Relación con el Estado Directores Titulares y Aternos de EnerSur Principales ejecutivos

10111213141516-1718-1920-212223-2526-29

Nuestros clientes Servicio de atención al cliente Producción de energía Monto de las ventas netas de energía Identifi cación de variables exógenas que pueden afectar al negocio

39-404142-454647-48

Central Termoeléctrica Ilo1 (C.T. Ilo1) Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo21) Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H.Yuncán) Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno) Subestación Moquegua Líneas de transmisión

505152535455-56

Central Termoeléctrica ChilcaUno – Tercera Unidad Dump Condenser

5859

ÍndiceÍndice


Información Corporativa3.1 Recursos Humanos3.2 Business Quality3.3 Gestión de Calidad3.4 Gestión Ambiental

64-6566-676869

3.5 Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional 71

3.6 Gestión Social: Creciendo JuntosInformación Financiera4.1 Gestión Financiera

75-87

90

4.2 Financiamiento y Endeudamiento4.3 Dividendos4.4 Cambios en los responsables de la elaboración y revisión de la información fi nancieraAnexos5.1 Anexo 1 - Estados Financieros Auditados5.2 Anexo 2 - Gobierno Corporativo

93-9596-9899

102-217218-253

Prácticas ambientalesMonitoreo ambiental Manejo de residuosUtilización de agua tratadaPrograma de forestación

6969707070

Política de Seguridad y Salud OcupacionalCapacitaciónInspección y monitoreoReducción de ruidoResultados en EnerSur

7272727373

IngresosCosto de ventasGastos de administraciónGastos financierosUtilidad neta

9092929292

Memoria Anual 20096

1


InformaciónGeneral

MemoriaAnual 09

Memoria Anual 20098

1.1

Contenido //INFORMACIÓN GENERAL

Declaración deresponsabilidad

“El presente documento contiene información veraz y sufi ciente respecto al desarrollo del negocio de EnerSur S.A. durante el año 2009. Sin perjuicio de la responsabilidad que compete al emisor, los fi rmantes se hacen responsables por su contenido conforme a los dispositivos legales aplicables”.

Lima, 5 de marzo de 2010

Patrick Eeckelers Gerente General

André CanguçúGerente de Finanzas, Administración y Contraloría


1.2Carta del Presidente de DirectorioEstimados Accionistas:

Es un placer para mí compartir con ustedes los resultados alcanzados por nuestra empresa durante el 2009. En términos de mercado, EnerSur mantiene un sólido segundo lugar entre las generadoras privadas más importantes del país con una participación aproximada de 19% del total de la generación.

En el ejercicio 2009, la empresa concluyó con una utilidad neta de USD 65.62 millones, aproximadamente 30% menor al año 2008 consecuencia de menores ingresos debido a un menor volumen y precios promedios de ventas.

Los hitos más importantes del año fueron la adquisición de Quitaracsa S.A., empresa propietaria de la concesión defi nitiva y derechos de agua del proyecto hidroeléctrico Quitaracsa I (114 MW); el ingreso en operación comercial de la tercera turbina (200 MW) de nuestra Central Térmica en Chilca; la obtención del Premio a la Ecoefi ciencia Empresarial 2009, distinción otorgada por el Ministerio del Ambiente; y el inicio del funcionamiento de la Asociación Fondo Social Yuncán, proveniente del primer fi deicomiso social energético del Perú.

Con la puesta en marcha de la tercera unidad de ChilcaUno, EnerSur alcanza una capacidad total de generación de 1,065 MW, cifra que representa un aporte del 52% de toda la nueva capacidad de generación del país entre los años 2005 y 2009. Cabe mencionar que la empresa se encuentra estudiando la posibilidad de un ciclo combinado en Chilca. Es decir, instalar un ciclo vapor a fi n de recuperar la energía de los humos que salen

de las chimeneas. Esta capacidad adicional sería de 280 MW.

Del mismo modo, cabe resaltar que a lo largo del 2009 entraron en vigencia aproximadamente 219 MW en contratos. La cartera de clientes libres y regulados de EnerSur, en conjunto, suman una potencia contratada en hora punta de 804 MW, de los cuales 311 MW corresponden a los clientes libres y 493 MW a clientes regulados. Asimismo, continuamos con el Primer Programa de Bonos Corporativos con la cuarta y quinta emisión de bonos por un total de USD 40 millones.

Al interior de la empresa, el lanzamiento de los trofeos a la innovación y mejora continua, la recertifi cación IS0 9001, ISO 14001 Y OHSAS 18001 en todas nuestras operaciones, el lanzamiento del plan de capacitación interna y la continua modernización de nuestras plantas, comprueban el camino de excelencia con el que queremos llevar la gestión de nuestra organización. Asimismo, el lanzamiento de la segunda campaña de reclutamiento del programa “Semillero de Talentos”, la inauguración de los primeros proyectos del Fondo Social Yuncán y la apertura de nuevos canales de comunicación interna, demuestran nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de todos nuestros grupos de interés.

Como pueden apreciar, la empresa ha sobrellevado un año con una de las crisis económicas más duras de la historia con solidez y responsabilidad. Cerramos una década con cifras que demuestran nuestra historia de éxito: la capitalización del mercado casi se dobló desde el 2005 a cerca de mil millones de dólares, nuestra participación de mercado pasó de 4% al actual 19%, hemos crecido 200% nuestra capacidad de generación en tan sólo cinco años, y en este mismo período, hemos aportado el 52% de toda la nueva capacidad de generación del país. Todo esto gracias al respaldo otorgado por nuestros accionistas y al permanente compromiso, profesionalismo e innovación de los directores, ejecutivos y colaboradores de Moquegua, Ilo, Pasco, Chilca y Lima. A todos ellos, muchas gracias.

Memoria Anual 200910

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

EnerSur opera cuatro centrales de generación eléctrica y una subestación eléctrica: Central Termoeléctrica Ilo1, Central Termoeléctrica Ilo21, Central Hidroeléctrica Yuncán, Central Termoeléctrica ChilcaUno y la Subestación Moquegua.

EnerSur S.A.

Av. República de Panamá 3490San IsidroLima PerúTel. +51 1 616-7979 Fax. +51 1 616-7878www.enersur.com.pe

1.3


EnerSur fue constituida mediante escritura pública de fecha 20 de septiembre de 1996, otorgada ante Notario Público de Lima Dr. Jorge Orihuela Iberico, y bajo la denominación social de Powerfi n Perú S.A. La sociedad se encuentra inscrita en la Partida No. 11027095 del Registro de Personas Jurídicas de la Ofi cina Registral de Lima y Callao.

Por escritura pública de fecha 27 de febrero de 1997, otorgada ante el Notario Público de Lima, Dr. Manuel Noya de la Piedra, se modifi có totalmente el estatuto de la sociedad, cambiando su denominación social a Energía del Sur S.A. pudiendo usar la abreviatura EnerSur S.A.

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

Asimismo, por escritura pública de fecha 28 de agosto de 2007, otorgada ante Notario de Lima Dr. Ricardo Fernandini Barreda, se modifi có la denominación social de EnerSur modifi cándose la denominación social completa “Energía del Sur S.A.” por “EnerSur S.A.”

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 indefi nido.

El objeto social deEnerSur es dedicarse a las actividadesde generación ytransmisión de energía eléctrica.

Constitución yobjeto social

11Memoria Anual 2009


EnerSur forma parte del Grupo GDF SUEZ, conglomerado de empresas producto de la fusión de Gaz de France S.A (“Gaz de France”) y SUEZ S.A. (“SUEZ”) ambas de origen francés. GDF SUEZ, hasta julio del año 2008 SUEZ, es uno de los líderes mundiales de la energía con presencia en más de 40 países, más de 200,000 empleados y más de 80,000 millones de euros de facturación en al año 2008. Las acciones de GDF SUEZ S. A. se encuentran listadas en las Bolsas de Valores de Bruselas, Luxemburgo y París.

GDF SUEZ opera en toda la cadena de valor energética, en electricidad y gas natural, desde el upstream hasta el downstream. Desarrolla sus actividades (energía, servicios energéticos y medio ambiente) en base a un modelo de crecimiento responsable para hacer frente a los grandes retos: satisfacer las necesidades de energía, garantizar la seguridad del suministro, luchar contra el cambio climático y maximizar el uso de los recursos.

La fusión Gaz de France y SUEZ, se llevó a cabo en julio de 2008. Su estructura accionaria reúne a los accionistas de las sociedades antes referidas que participaron en la fusión, aunque ninguno de ellos (con la excepción del Estado Francés) tiene actualmente una participación en el capital de GDF SUEZ S.A. mayor al 5.18%. La participación del Estado Francés (equivalente al 35.88% al 31 de diciembre de 2009) no otorga a éste el control sobre GDF SUEZ S.A., aunque mantiene los derechos de voto correspondientes a dicha participación accionaria.

GDF SUEZ desarrolla sus actividades a través de seis unidades operativas: Energy France, Energy Europe & International, Global Gas & LNG, Infrastructures, Energy Services y Environment. Las operaciones del Grupo en el Perú están vinculadas a la unidad operativa Energy Europe & International.

Grupoeconómico

1.312 Memoria Anual 2009


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 de 2004, que acordó la emisión de 42,098,992 acciones comunes con un valor nominal de S/. 1.00.

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

El aporte de las AFP además de cubrir el valor nominal de las acciones emitidas, resultó una prima de capital -la diferencia entre el valor nominal y el monto pagado- de 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 de Mercado de Valores, con lo que se abrió el accionariado al público en general.

Al 31 de diciembre de 2009, la clasifi cación de acciones fue de Primera Categoría, el más alto nivel de solvencia y estabilidad. La actualización de la clasifi cación de las acciones es realizada trimestralmente por dos clasifi cadoras de riesgo: Equilibrium Clasifi cadora de Riesgo S.A. y Apoyo & Asociados Internacionales S.A.C.

Todas las accionesde EnerSur sonacciones comunescon derecho a votoy se encuentrantotalmente suscritasy pagadas.



1.3

Cuadro 1. Estructura Accionarial

SUEZ - Tractebel S.A.HO - FONDO 2IN - FONDO 2Otros accionistasTotal

123,443.25012,292.14711,576.55452,658.072

199,970.023

BélgicaPerúPerú

Varios

61.736.155.79

26.33100.00

GDF SUEZ S.A.Grupo BBVAING Group

N° AccionesAccionistas Nacionalidad% GrupoEconómico

Cuadro 2. Composición Accionarial - Acciones con derecho a voto

Menor al 1%Entre 1% y 5%Entre 5% y 10%Mayor al 10%Total

312721

322

3.0623.2711.9461.73

100.00

Tendencia N° Accionistas %

Estructura y composiciónaccionarial

Al 31 de diciembre de 2009, la participación de los accionistas en EnerSur fue la siguiente:

14 Memoria Anual 2009


Perfi l del principal accionistaSuez-Tractebel S.A. (100% propiedad de GDF SUEZ S.A.), vinculada a la unidad operativa Energy Europe & International del Grupo GDF SUEZ, es el principal accionista de EnerSur. Además de EnerSur y su subsidiaria integral Quitaracsa S.A., Empresa de Generación Eléctrica (Quitaracsa), GDF SUEZ participa también en GDF SUEZ Energy Perú S.A. (GSEP), otra empresa constituida en el Perú, sobre la cual ejerce control efectivo. Dicha empresa también desarrolla actividades vinculadas al sector energía. Asimismo, GDF SUEZ a través de Suez-Tractebel S.A. posee una participación de 8.06% en Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP).



Cuadro 3. Autorizaciones y Concesiones de Generación

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

Resolución Ministerial N° 115-97-EM/DGEResolución Ministerial N° 394-97-EM/VEResolución Ministerial N° 265-98-EM/VME (modifi cada posteriormente, según se detalla a continuación)Resolución Ministerial N° 395-2000-EM/VME (modifi ca la Resolución Ministerial N° 265-98-EM )Resolución Ministerial N° 396-2000-EM/VME (modifi ca la Resolución Ministerial N° 265-98-EM). Esta Resolución ha sido modifi cada por las siguientes Resoluciones: Resolución Ministerial N° 318-2001-EM/VME, Resolución Ministerial N° 340-2005-MEM/DM, Resolución Ministerial N° 427-2006-MEM/DM, Resolución Ministerial N° 608-2006-MEM/DM, Resolución Ministerial N° 024-2008-MEM/DM.Resolución Ministerial N° 219-2009- MEM/DMResolución Suprema N° 059-2005-EM1 Resolución Suprema N° 023-2002-EM Esta resolución ha sido modifi cada por:Resolución Suprema No. 017-2004-EM Resolución Suprema No. 002-2005-EM Resolución Suprema No. 075-2005-EM Resolución Suprema No. 042-2007-EM Resolución Suprema No. 029-2009-EM Resolución Suprema No. 005-2010-EM (*)

C.T. Ilo1C.T. llo1

C.T. llo21

C.T. llo21

C.T. ChilcaUno (Primera, Segunda Unidad

y Tercera Unidad)

C.H. YuncánC.H. Quitaracsa I

04/04/9704/10/9710/06/98

17/10/00

17/10/00

30/07/0102/09/0516/09/0607/01/0725/01/0813/05/0912/10/0513/06/02

15/03/0409/01/0503/12/0524/10/07 22/05/0903/02/10

Autorización y Concesiones de Generación FechaPublicación

Unidad de Generación

1Con 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.

1.31 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.

(*)Resolución Suprema reciente que se publicó en febrero de 2010, aprobando el trámite de transferencia de la Concesión de Generación de Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica a favor de EnerSur S.A. en el marco del proceso de fusión entre ambas empresas.



2 Con fecha 27 de marzo de 2006, EGECEN y EnerSur suscribieron el convenio de cesión de posición contractual, en virtud del cual EGECEN cede a favor de EnerSur su posición contractual en el Contrato de Concesión N° 203-2002. Dicha cesión de posición contractual fue aprobada por el Estado Peruano mediante Resolución Suprema N° 028-2006-EM de fecha 26 de mayo de 2006.

Cuadro 4. Concesiones Defi nitivas de Transmisión

Resolución Suprema N° 132-98-EM

Resolución Suprema N° 019-2003-EMResolución Suprema N° 028-2006-EM

Resolución Suprema N° 068-2006-EM2,modifi cada por Resolución SupremaN° 021-2007-EM

30/12/98

27/03/0327/05/06

12/11/0626/05/07

(i) C.T Ilo21 - Moquegua (Montalvo),(ii) SE Moquegua (Montalvo) - SE Botifl ca, y(iii) SE Moquegua (Montalvo) - SE Toquepala.C.T Ilo - SE Botifl aca - SE Moquegua.C.H. Yuncán (SE Santa Isabel) – SECarhuamayo NuevaSE Chilca 1 – SE Chilca REP

Conseciones de Transmisión Línea de TransmisiónFechaPublicación

Cuadro 5. Servidumbres

Resolución Ministerial N° 220-99 - EM / VME

Resolución Ministerial N° 733-99 - EM / VME

Resolución Ministerial N° 621-2003 - MEM / DE

Resolución Ministerial N° 323-2006 - MEM / DM

Resolución Ministerial N° 534-2007 - MEM / DM

26/05/99

15/01/00

07/01/04

20/07/06

02/12/07

Servidumbre de electroducto y de tránsito para la SE Moquegua, en benefi cio de la concesión de transmisión de la cual es titular EnerSur.Servidumbre de electroducto, de paso y de tránsito para la custodia, conservación y reparación de obras e instalaciones de la LT 220kV CT Ilo 2-SE Moquegua (Montalvo) y LT 138kV SE Moquegua (Montalvo) - SE Botifl aca.Servidumbre de electroducto y de tránsito para custodia, conservación y reparación de las obras e instalaciones de la LT 138 kV T170 (LT 138 kV CT Ilo - SE Botifl aca) - SE Moquegua.Servidumbre de electroducto de la LT 220kV CH Yuncán (SE Santa Isabel) - SE Nueva Carhuamayo.Servidumbre de electroducto para LT 220Kv SE

Chilca1 - SE ChilcaUno REP

ServidumbresFecha

Publicación



Reseña histórica y aspectos generalesEnerSur se constituyó en septiembre de 1996 bajo la denominación social de Powerfi n Perú S.A. – denominación que cambia en febrero de 1997 a Energía del Sur S.A. pudiendo usar la abreviatura EnerSur S.A. – con el objeto de adquirir los activos para generación de electricidad de propiedad de Southern Perú Copper Corporation (SPCC - en ese entonces Southern Perú Limited) y suscribir el Power Purchase Agreement (PPA). La transferencia de los activos de generación y el inicio del suministro bajo el PPA, conforme ha sido modifi cado, así como los demás contratos que regulan las relaciones entre ambas empresas entraron en vigencia en abril de 1997. Posteriormente, en agosto de 2007, se modifi có su denominación social modifi cándose la denominación social completa Energía del Sur S.A. por EnerSur S.A.

Desde el inicio de sus operaciones, EnerSur ha sido una subsidiaria de Suez-Tractebel S.A. que era propietaria directa e indirecta de todas las acciones con derecho a voto que representaban su capital social. Suez-Tractebel S.A. tuvo el control total de la gestión de EnerSur hasta febrero 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 en la Bolsa de Valores de Lima.

El 8 de setiembre de 2009, la Junta General de Accionistas de EnerSur y la Junta General de Accionistas de Quitaracsa aprobaron la fusión de ambas empresas, mediante la cual Quitaracsa será



absorbida por EnerSur. Quitaracsa es titular de una concesión defi nitiva de generación para la implementación de una central hidroeléctrica que tendría una capacidad nominal aproximada de 114 MW en el Departamento de Ancash.

Al respecto, tal como lo menciona el proyecto de fusión aprobado por la Junta de Accionistas de EnerSur y Quitaracsa, se trata de una fusión simple, ello debido a que EnerSur es propietaria del 100% de las acciones de Quitaracsa.

Se acordó como fecha de entrada en vigencia de la fusión el día 30 de diciembre de 2009, en los términos y sujeto a las condiciones contenidas en el respectivo proyecto de fusión; asimismo, de conformidad con lo dispuesto en el referido proyecto de fusión, dicha fecha de entrada en vigencia podrá ser postergada a más tardar hasta el día siguiente al 31 de marzo de 2010.

Actualmente, EnerSur 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.

Desde el inicio de sus operaciones productivas, EnerSur ha invertido en activos de generación y transmisión de electricidad la suma aproximada de USD 700 millones.


Fechas importantes en la historia de EnerSur

Septiembre 1996

Abril 1997

Julio 1997

Septiembre 1998

Agosto 2000

Junio 2001

Junio - julio 2003

Enero 2004

Febrero 2004

Abril 2005

Septiembre 2005

Octubre 2005

Noviembre 2005

Se constituye EnerSur (inicialmente Powerfi n Perú S.A.).

EnerSur adquiere la C.T. Ilo1 a SPCC por aproximadamente USD 17 millones. Se fi rma a su vez un PPA por veinte años.

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

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

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

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

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

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

Se adjudica en usufructo la concesión de la C.H. Yuncán por USD 57.6 millones. Las AFP 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.

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.

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.

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.

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 2006

Diciembre 2006

Julio 2007

Septiembre 2007

Noviembre 2007

Diciembre 2007

Abril 2008

Junio 2008

Julio 2008

Marzo 2009

Junio 2009

Agosto 2009

El Directorio de EnerSur aprueba la construcción de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno y autoriza el “Notice to Proceed”.

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

Entra en operación comercial la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno, cuya inauguración ofi cial se llevó a cabo en agosto de 2007 incrementando la capacidad nominal de la C.T. ChilcaUno a aproximadamente 360 MW.

EnerSur y Siemens Power Generation, Incorporated (Siemens) fi rmaron un contrato (Turnkey Construction Contract) para la ingeniería, diseño, fabricación, suministro, transporte, instalación, construcción y prueba de la tercera unidad de generación de la C.T. ChilcaUno, que incrementará su capacidad de generación en aproximadamente 200 MW, lo que llevará a la C.T. ChilcaUno a una capacidad nominal de aproximadamente 560 MW y a EnerSur a una capacidad nominal total aproximada de 1085 MW.

Se inscribió ante CONASEV el registro del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. hasta por un monto de USD 400 millones o su equivalente en nuevos soles, llevándose a cabo la colocación de la primera emisión por un monto de S/. 120.7 millones.

EnerSur se adjudica 485 MW en un proceso de licitación conducido por Luz del Sur S.A.A. para el mercado regulado, para ser suministrados a las empresas de distribución: Luz del Sur S.A.A. (zona sur de la ciudad de Lima), Edecañete (zona sur del departamento de Lima) y Electro Sur Medio (departamento de Ica), de forma gradual a partir de enero de 2008 hasta diciembre de 2012.

Se inició la construcción de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno con 200 MW de capacidad nominal y una inversión de más de USD 90 millones con la entrada en operación comercial prevista para el 2009.

Se llevó a cabo la colocación de la segunda y tercera emisión de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. por S/. 84.105 millones y USD 10 millones, respectivamente.

Las Juntas de Accionistas de SUEZ S.A. (empresa matriz de EnerSur) y de Gaz de France S.A. aprobaron la fusión de ambas. Como resultado de esta fusión surge el Grupo GDF SUEZ.

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

Se llevó a cabo la colocación de la cuarta y quinta emisión de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. por USD 40 millones.

La tercera turbina de la Central Térmica ChilcaUno ingresa a operación comercial.


Relacióncon el Estado

Como empresa del sector eléctrico, EnerSur se encuentra bajo la supervisión del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) respecto al cumplimiento de las leyes vinculadas a sus actividades en dicho sector. OSINERGMIN 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, la Dirección General de Electricidad (DGE) y el OSINERGMIN mediante un aporte que, conforme con la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento (RLCE), no podrá exceder el 1% de sus ventas anuales.

EnerSur proporciona periódicamente a la DGE y a OSINERGMIN información estadística sobre producción y precios, así como información económica y fi nanciera.

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 del 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 1° de julio de 1998, la Superintendencia Nacional de Administración Tributaria (SUNAT) autorizó a EnerSur a llevar su contabilidad en moneda extranjera a partir del ejercicio 1998.


Directores Titularesy Alternos de EnerSur

Mediante Junta General de Accionistas de EnerSur de fecha 19 de marzo de 2007, se aprobó la designación de los miembros del Directorio para el período 2007-2010, siendo designados como Directores Titulares las siguientes personas:

Cuadro 6. Miembros del Directorio

Jan FlachetPatrick V. EeckelersFernando Martín Zavala Lombardi3

Erick L.F. KenisManilo Alessi RemediPatrick C. C. ObynJosé Ricardo Martín Briceño Villena3

Dante Alejandro Dell’ ElceAlexander Jean KeisserLuis Marcelo Attilio de Bernardis Llosa3

Philippe Pierre TordoirAxel Nicolas Louis Charles LevêqueAndré de Aquino Fontenelle CangucúCarlos Hernán Ruiz de Somocurcio3

Director Titular Director Alterno

3 Fernando Martín Zavala Lombardi, Luis Marcelo Attilio de Bernardis Llosa, José Ricardo Martín Briceño Villena y Carlos Hernán Ruiz de Somocurcio son Directores Independientes, los demás Directores son funcionarios de la compañía o de empresas del Grupo GDF SUEZ.



Jan Flachet es el Director Regional de GDF SUEZ Energy Latin America desde el año 2003, división que forma parte de la unidad operativa Energy Europe & International (BEEI) de GDF SUEZ (antes GDF SUEZ Energy International – GSEI y previamente SUEZ Energy International - SEI). Forma parte de BEEI desde el año 1996 y ha ocupado distintos cargos, entre ellos, Administrador General de Gas (Argentina), Vicepresidente Senior a cargo de la distribución, transporte y operaciones de comercio para GSEI en todo el mundo, Jefe de Desarrollo de Negocios para América del Sur y Director Regional para el Medio Oriente, Europa del Este y África. El señor Flachet es Ingeniero 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 CEPED en INSEAD Fontainebleau.

Patrick Eeckelers se desempeña desde abril de 2006 como Gerente General de EnerSur S.A. y ejerció desde esa fecha hasta octubre 2009 el cargo de Country Manager de BEEI de GDF SUEZ en Perú. Tiene más de quince años de experiencia dentro del Grupo GDF 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 GDF SUEZ. También trabajó en Electrabel (empresa del Grupo GDF 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).

Fernando Zavala es Director de EnerSur desde el 2007, ha sido Ministro de Economía y Finanzas en Perú, y actualmente se desempeña como Presidente Ejecutivo del Grupo SABMiller en Panamá. Anteriormente fue Vicepresidente de Estrategia y Asuntos Corporativos de Unión de Cervecerías Peruanas Backus y Johnston S.A.A. (SABMiller Perú). También es Director de varias instituciones sin fines de lucro, Consejero de Instituciones Públicas y profesor universitario. El señor Zavala es economista y cuenta con un MBA internacional obtenido en The University of Birmingham y una maestría en Dirección de Empresas de la Universidad de Piura.


Eric Kenis ha sido Gerente General de Operaciones de GDF SUEZ Energy International – GSEI (antes SUEZ Energy International – SEI) desde al año 2002 hasta octubre 2009, fecha desde la cual ocupa el cargo de Executive Vice President Operations de BEEI de GDF SUEZ. En 1978 se unió a Electrabel - Bélgica 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 GSEI (antes SEI y EGI), 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.

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 EnerSur, cargo que desempeñó hasta julio de 2001. Entre agosto 2001 y diciembre 2008 ejerció el cargo de Gerente General de SUEZ Energy Andino S.A. en Chile. En agosto de 2001 fue designado Delegado General de GDF SUEZ para Chile y Perú, habiendo sido nombrado en octubre de 2009 Country Manager en Perú de BEEI de GDF SUEZ. Desde 2003 ocupa el cargo de Chief Business Developer (Jefe de Desarrollo de Negocios) para países andinos y en marzo de 2008 fue designado Presidente del Directorio de GDF SUEZ Energy Perú S.A. El señor Alessi es Licenciado en Ciencias Económicas Aplicadas por la Universidad Católica de Lovaina (Bélgica).

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

José Ricardo Briceño es director de EnerSur desde el 2004, propuesto por los Fondos Privados de Pensiones (AFP) que participan en el capital de EnerSur. Actualmente es Presidente de la Confederación Nacional de Instituciones Empresariales Privadas (CONFIEP). Ha sido presidente de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), así como Presidente del Directorio de las empresas del Grupo Glencore en el Perú (Perubar, Empresa Minera Iscaycruz, Empresa Minera Yauliyacu S.A. y AYSSA). Actualmente se desempeña como Presidente Ejecutivo de la empresa agroexportadora Agrícola Don Ricardo y Director Ejecutivo de Textil del Valle S.A. El señor Briceño es ingeniero industrial y cuenta con una maestría en Economía y Finanzas de la Universidad Católica de Lovaina (Bélgica).



Principalesejecutivos

A continuación la relación de los principales ejecutivos de EnerSur para el período 2009:

Patrick Eeckelers se encuentra a cargo de la Gerencia General de EnerSur desde abril de 2006, habiendo ejercido además desde esa fecha hasta octubre 2009 el cargo de Country Manager de BEEI de GDF SUEZ en Perú.

André Canguçú se encuentra a cargo de la Gerencia de Finanzas, Administración y Contraloría 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 Sao Paulo da Fundação Getúlio Vargas) y también posee una Maestría en Administración de Empresa en la EAESP-FGV (Escola de Administração de Empresas de Sao 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 GDF SUEZ (EEUU y Chile) como Vicepresidente de Finanzas Corporativas y de Proyectos.

Alvaro Valdez se encuentra a cargo de la Gerencia de Asuntos Corporativos desde enero de 2008. El señor Valdez es Máster en Administración de Empresas (MBA) de la Universidad Adolfo Ibáñez de Chile con programas complementarios de postgrado en Estados Unidos en Wharton Business School y Babson College. Es egresado de la Universidad Nacional Agraria La Molina-Perú como Ingeniero Pesquero con especialización en Gestión de Calidad y Reingeniería de procesos. Ha sido Viceministro de Pesquería y Vicepresidente del Instituto del Mar del Perú (IMARPE) durante el gobierno de transición del Dr. Valentín Paniagua. Asimismo, ha sido gerente general de empresa de la incubadora Latinoamericana para proyectos en Internet: iLatin Holdings Inc. y socio fundador y gerente general de la empresa Dos Molinos S.A., encargada de la producción y comercialización de lácteos. Hasta finales del año 2007 se desempeñó como gerente general de la Asociación para el Fomento de la Infraestructura Nacional – AFIN.


Paulo Rocha se encuentra a cargo de la Gerencia de Operaciones desde febrero de 2009. El señor Rocha es Ingeniero Aeroespacial egresado de la Northrop University en California, Estados Unidos. Cuenta con un Master en Administración de Empresas (MBA) de la Walden University con especializaciones en finanzas y negocios internacionales. El señor Rocha cuenta con 18 años de experiencia en la industria de producción de energía eléctrica en varios países como Estados Unidos, Argentina, Brasil, México y Japón.

Camilo Medina se encuentra a cargo de la Gerencia Técnica de EnerSur desde abril 2008. El señor Medina 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; y luego el cargo de Gerente de Servicios Industriales desde julio 2005 hasta marzo 2008.

Rafael Flores se encuentra a cargo de la Gerencia Comercial desde enero de 2007. El señor Flores tiene amplia experiencia internacional en comercialización y regulación de mercados de electricidad habiendo desempeñado funciones en empresas del sector electricidad en el Perú y en el extranjero. Es ingeniero electricista egresado de la Universidad Nacional San Antonio Abad del Cusco, cuenta con una Maestría en Ingeniería Eléctrica obtenida en la Pontifica Universidad Católica de Rio de Janeiro - Brasil y un doctorado en la Universidad Técnica de Chalmers, Gotemburgo, Suecia. Ha ocupado puestos en empresas de generación en Perú así como en empresas de consultoría en Perú, Brasil y Suecia. Asimismo, ha participado en varios proyectos de consultoría relacionados a mercados eléctricos en diversos países de América Latina.

Carlos León se encuentra a cargo de la Gerencia Legal desde octubre de 2006. El doctor León es Abogado egresado de la Universidad de Lima. 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, ha participado en un programa de especialización de ejecutivos en la Escuela de Administración de Negocios - ESAN. Cuenta con una Maestría en Regulación en la Universidad Peruana de Ciencias Aplicadas - UPC.

María Elena Córdova se encuentra a cargo de la Gerencia de Recursos Humanos desde abril del 2004. La señora Córdova es Licenciada en Psicología, con especialización en Recursos Humanos (RRHH) en la Escuela de Administración de Negocios – ESAN y diplomada en Gestión de RRHH de la Universidad del Pacífico. Asimismo, ha sido miembro del directorio de la APERHU, Asociación Peruana de RRHH. Cuenta con más de diez años de experiencia en recursos humanos en empresas multinacionales.

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 Afi liadas. Cada uno de ellos está integrado por tres miembros del Directorio y sus funciones e integrantes se detallan a continuación:

Comité de Auditoría

Asiste al Directorio en la supervisión y verifi cación de la transparencia e integridad de la información fi nanciera, control interno y manejo y evaluación de riesgos.

Miembros:

José Ricardo Briceño VillenaManlio Alessi RemediPatrick Obyn

Comité de Revisión de Transacciones entre Compañías Afi liadas:

Tiene como fi nalidad revisar y evaluar las transacciones a efectuarse entre EnerSur S.A. y cualquier empresa vinculada o afi liada a ella y/o a GDF 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 0.525% de los ingresos brutos del ejercicio.



Cuadro 7. Organigrama

Patrick Eeckelers

Gerencia TécnicaCamilo Medina

Gerencia LegalCarlos León

Gerencia de Asuntos CorporativosAlvaro Valdez

Gerencia de Recursos HumanosMaría Elena Córdova

Gerencia ComercialRafael Flores

Gerencia de Operaciones*Paulo Rocha

Gerencia de FinanzasAdministración y Contraloría

André Cangucú

*Durante el año 2009, se cambió el nombre de la Gerencia de Operaciones y Servicios Industriales por el de Gerencia de Operaciones.



2


Información y Manejodel Negocio

MemoriaAnual 09


Contenido //INFORMACIÓN Y MANEJO DEL NEGOCIO

Sector eléctrico El desarrollo de las actividades dentro del sector eléctrico peruano está regulado por la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), Decreto Ley Nº 25844, reglamentada por el Decreto Supremo Nº 009-93-EM y sus modifi catorias. Esta norma fue modifi cada por la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, que introdujo importantes cambios en la regulación del sector. Adicionalmente, en los últimos años se han dictado diversas normas que han introducido importantes modifi caciones adicionales a la regulación del sector, básicamente en lo referido al cálculo del costo marginal de corto plazo y a los mecanismos para dar solución a la congestión del ducto de transporte de gas natural, proveniente de los yacimientos de Camisea, siendo las principales el Decreto Legislativo N° 1041 y el Decreto de Urgencia N° 049-2008.

2.1

La LCE defi nió 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 efi ciencia en el servicio público de electricidad mediante un modelo de despacho económico a mínimo costo que garantice la seguridad del abastecimiento y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Además, la LCE fi ja las reglas para cada uno de los negocios del Sector Electricidad y señala las responsabilidades de las empresas concesionarias.

Por otro lado, la Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica (LEGE), estableció otros cambios como el de promover 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 introdujo un cambio en la estructura del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) que consideró la incorporación de las empresas distribuidoras y los usuarios libres en el COES y la participación de estos en el mercado de corto plazo y se modifi có el marco legal de la transmisión eléctrica.

El órgano normativo del Sector Electricidad e Hidrocarburos es el Ministerio de Energía y Minas, encargado de garantizar el cumplimiento de la LCE, su Reglamento (RLCE) y sus normas modifi catorias. Además de la LCE y el RLCE existen otras leyes, reglamentos y normas de relevancia para el sector, tales como la Ley Anti Monopolio y Oligopolio, complementarias para el funcionamiento efi ciente del sector, la Ley de Creación del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), el Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad, el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, la Norma Técnica de Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, el Reglamento del COES, el Reglamento de Transmisión y el Reglamento de las Licitaciones. Todas estas



leyes, reglamentos y normas conforman el marco regulatorio para el desarrollo de la actividad eléctrica en el Perú.

El OSINERGMIN se creó mediante Ley N° 26734, como organismo público encargado de supervisar y fi scalizar 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 OSINERGMIN responsable de proponer al Consejo Directivo las tarifas máximas de energía eléctrica, de acuerdo a los criterios establecidos en la LCE para el mercado regulado4. El mercado libre5, por el contrario, está sujeto a las reglas de libre competencia y negociación.

Conforme a lo establecido por la LCE y la LEGE, la operación en tiempo real de todas las instalaciones de generación que forman parte del sistema interconectado debe ser coordinada por el COES y los titulares de generación y transmisión, así como los clientes libres, son los responsables fi nales de la operación de sus respectivas instalaciones. El COES tiene como fi nalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planifi car el desarrollo de la transmisión y administrar el mercado de corto plazo.

La LEGE 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.

El órgano supremo del COES es la Asamblea integrada por todos los miembros del COES agrupados en cuatro subcomités (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres).

4 El mercado regulado está conformado por los clientes regulados cuya demanda de potencia es menor o igual a 2.5 MW, cuyas tarifas de electricidad son reguladas periódicamente. Los usuarios entre 0.5 y 2.5 MW pueden elegir ser usuarios regulados o usuarios libres.

5 El mercado libre está conformado por los clientes libres cuya demanda de potencia es superior a 2.5 MW. La transacción comercial y fi jación de los precios de la electricidad son efectuadas entre las partes.



El Directorio es el órgano máximo de decisión del COES y está conformado por cinco miembros, cuatro elegidos por cada uno de los cuatro subcomités existentes (generadores, transmisores, distribuidores y usuarios libres) y uno por la asamblea de integrantes que lo preside.

Otro cambio relevante en la estructura del mercado eléctrico que fue introducido por la LEGE es la regulación del mercado de corto plazo (o mercado spot), en el que, a diferencia de lo que continúa ocurriendo actualmente, donde sólo 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. A la fecha aún no ha sido publicado el Reglamento del Mercado de Corto Plazo.

Debido a los problemas ocurridos con la congestión en el ducto de transporte de gas que afectó la generación de las diversas unidades del sistema eléctrico que operan con gas natural proveniente de los yacimientos de Camisea, el gobierno dictó durante el año 2008 el Decreto Legislativo N° 1041 (DL N°1041) que permite que durante períodos de congestión en el suministro de gas, declarados por el Ministerio de Energía y Minas se pueda redistribuir de manera efi ciente la capacidad de transporte de gas disponible, aplicándose en estos casos un costo marginal de corto plazo idealizado sin considerar la congestión.

Posteriormente, se publicó el Decreto de Urgencia N° 049-2008 (DU N° 049-2008) que establece que desde el 1° de enero de 2009 hasta el 31 de diciembre de 2011 los costos marginales de corto plazo se determinarán considerando que no existe restricción en la producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad y además se establece que el Ministerio de Energía y Minas deberá establecer un valor límite a dicho Costo Marginal Idealizado (CMgI), el cual fue fi jado en S/. 313.5 por MWh. Las centrales de generación que operen y que tengan un costo variable mayor al CMgI recibirán una compensación que será pagada por la demanda mediante un cargo adicional al Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT).



En cuanto al problema de los retiros de electricidad sin respaldo contractual, en el año 2009, diversas empresas distribuidoras continuaron efectuando retiros sin contrato, dicha demanda ha sido asignada según lo establecido en el DU N° 049-2008, el cual estableció que los retiros sin contrato se distribuirán entre los generadores en proporción a su energía efi ciente anual disponible. Los retiros sin contratos son facturados a Tarifa en Barra (TB) y la energía es comprada del spot a CMgI. La diferencia de CMgI y TB es asumida por la demanda a través de un cargo adicional al PCSPT.

En el 2009, OSINERGMIN mediante la Resolución N° 184-2009-OS/CD publicó los peajes de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT). En esta resolución, OSINERGMIN determinó un cambio en la metodología de asignación a los generadores de los pagos por el uso de dichos sistemas. La nueva metodología considera que los generadores relevantes pagarán por las instalaciones de acuerdo al método Fuerza-Distancia. Esta metodología mantiene el principio del equilibrio económico en donde los niveles actuales de pago no difi eren signifi cativamente.

A fi nales del 2009, a través del Decreto de Urgencia N° 109-2009 se dictaron disposiciones para facilitar la exportación temporal de electricidad a Ecuador, que sería suministrada por Electroperú. Todos los costos asociados a esta exportación son pagados por Ecuador.

Por otro lado, durante el año 2009, se han efectuado 10 procesos de licitación de corto plazo para el suministro a empresas distribuidoras al amparo de la LEGE. De estas 10 licitaciones, 6 fueron parcialmente desiertas; es decir, por lo menos hubo un postor adjudicado y 4 fueron totalmente desiertas. EnerSur participó en los procesos de Licitación convocados por Edelnor S.A.A. y Luz del Sur S.A.A. en la cuales se adjudicó una potencia contratada promedio de 306.7 MW, para el año 2013.



Asimismo, en el marco de la LEGE en el primer semestre del año 2009 se han iniciado cuatro procesos para licitaciones de suministro de energía para largo plazo, tres licitaciones conducidas por EDELNOR (en total 2,524 MW) y una por HIDRANDINA (475 MW). En las licitaciones conducidas por EDELNOR participan otras seis empresas distribuidoras, dos privadas y las restantes son públicas. En tanto en la licitación conducida por HIDRANDINA participan además cuatro empresas distribuidoras públicas. Los procesos de las referidas licitaciones deben culminar en el primer trimestre del 2010.

La oferta de generación en el SEIN, además de EnerSur, está representada principalmente en los siguientes grupos: ENDESA, el Estado, Duke Energy, Israel Corp y SN POWER. La producción en el SEIN se caracteriza por ser predominantemente hidráulica (63.19% de generación hidráulica y 36.81% de generación térmica, durante el año 2009).

Las ventas de energía en el SEIN estuvieron constituidas, en el 2009, por un 44% de ventas a clientes libres y un 56% de ventas a clientes regulados6. Los grandes clientes libres en su mayoría están conformados por clientes mineros e industriales.

Durante el 2009, los costos marginales de energía durante el período de estiaje registraron valores menores a los registrados en los últimos cuatro años como consecuencia de la aplicación del DU N° 049-2008.

Como resultado de la aplicación del DL N°1041, el COES efectuó la redistribución de capacidad de transporte de gas bajo el criterio de efi ciencia desde mayo hasta diciembre de 2009. Adicionalmente, sólo EnerSur y Kallpa fi rmaron un acuerdo de redistribución de capacidad de transporte de gas natural con vigencia en los meses de mayo y junio de 2009.

6 Estadística Eléctrica Noviembre 2009 publicado por el Ministerio de Energía y Minas-Dirección General de Electricidad.



Gestión comercial Según cifras ofi ciales del COES, en el 2009 la producción total de energía eléctrica en el SEIN fue de 29,805.14 GWh, cifra que supera en 0.83% a la obtenida en el 2008. La máxima demanda del SEIN ocurrió el día 09 de diciembre de 2009 a las 19:15 horas y alcanzó los 4,322.38 MW, lo que representa un incremento de 2.95 % con relación a la máxima demanda en el SEIN registrada durante el 2008.

2.2


Nuestros clientesEnerSur cuenta con una cartera de clientes que se encuentran ubicados en todo el país. A diciembre de 2009, la cartera de clientes libres y regulados de EnerSur, en conjunto, suma una potencia contratada en hora punta de 804.32 MW, de los cuales 310.85 MW corresponden a los clientes libres y 493.47 MW a los clientes regulados. En los cuadros 8 y 9 se muestra la potencia contratada para cada cliente.

Cuadro 8. Clientes Libres a Diciembre de 2009

Southern Perú Copper CorporationJunta de Propietarios de Edifi cio WieseQuimpac S.A.PANASAEmpresa Minera Los QuenualesBanco ContinentalMinera Bateas S.A.C.Compañía Minera San Juan (Perú) S.A.Compañía Minera Raura S.A.Compañía Vena Perú S.A.Perubar S.A.Compañía Universal Textil S.A.Alicorp S.A.A.Industrias del Espino S.ATextil Piura S.A.Universidad de LimaXstrata Tintaya S.A.Manufactura de Metales y Aluminio Record S.A.Total

17/04/201731/12/200930/06/202030/06/202031/12/201231/12/200931/01/201731/03/201730/04/201231/12/201031/12/201231/03/201331/03/201331/03/201331/03/201330/04/201330/04/201830/06/2013

205.001.00

18.0012.0021.001.602.805.002.002.001.903.355.501.651.002.80

24.000.25

310.85

205.001.20

56.0012.0021.00

3.302.805.002.002.001.904.20

14.101.909.003.00

24.001.30

369.70

Cliente VencimientoPotencia Contratadaen hora punta (MW)

Potencia Contratadaen hora fuera punta (MW)


Cuadro 9. Clientes Regulados – Contratos Licitados a Diciembre de 2009

Cuadro 10. Clientes Libres y Regulados, cuyos contratos vencieron durante el 2009

1 Potencia Contratada crece escalonadamente hasta 14.49 MW.2 Potencia Contratada crece escalonadamente hasta 403.88 MW.

Luz del Sur S.A.A. (Licitación 2006)Electrosurmedio S.A. (Licitación 2006)Electronoroeste S.A. (Licitación 2006)Electronorte S.A. (Licitación 2006)Hidrandina S.A. (Licitación 2006)Electrosur S.A. (Licitación 2006)Edelnor S.A.A. (Licitación 2007 I-C-EDN)Edelnor S.A.A. (Licitación 2007 II-C-EDN)Electrosurmedio S.A. (Licitación 2007 I-C-LDS)Edecañete S.A. (Licitación 2007 I-C-LDS)1

Luz del Sur S.A.A. (Licitación 2007 I-C-LDS)2

Total

Junta de Propietarios de Edifi cio WieseBanco ContinentalLuz del Sur S.A.A. (Licitación 2007 I-C-EDN)Luz del Sur S.A.A (Licitación 2007 II-C-EDN)Edelnor S.A.A. (Licitación 2007 IV-C-EDLN)Luz del Sur S.A.A. (Licitación 2007 IV-C-EDLN)Total

31/12/201031/12/201031/12/201031/12/201031/12/201031/12/201031/12/201131/12/201131/12/201231/12/201231/12/2012

31/12/200931/12/2009 28/02/200930/09/200930/09/200930/09/2009

74.017.596.285.946.422.96

65.0485.2120.761.81

217.45493.47

1.001.60

20.3038.1880.5759.42

201.08

74.017.596.285.946.422.96

65.0485.2120.76

1.81217.45493.47

1.203.30

20.3038.1880.5759.42

202.98

Cliente

Cliente

Vencimiento

Vencimiento

Potencia Contratadaen hora punta (MW)

Potencia Contratadaen hora punta (MW)




Servicio deatención al clienteEl servicio de atención al cliente que brinda EnerSur, a través del Centro de Control y Supervisión de Lima, funciona las 24 horas del día y los 365 días del año. A través de este sistema se coordinan en tiempo real las operaciones de nuestras centrales de Generación y Líneas de Transmisión con el COES, con los clientes y/o agentes del mercado eléctrico a fi n de entregar un producto que cumpla 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 Supervisión y Coordinación Lima fue puesto en servicio por EnerSur el 23 de agosto de 2005. Desde este centro se monitorea y coordina 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 benefi cio del cliente así como en el uso efi ciente de la energía.



Producciónde energíaLa producción de energía de EnerSur en el 2009 ascendió a 4,749.65 GWh, cifra que fue inferior en 1.52% respecto al 2008, debido a la menor generación de la C.T. Ilo1 y la C.T. ChilcaUno.


2.2

La C.T. Ilo1 disminuyó su producción en el año 2009 con relación al año 2008 debido al ingreso de nuevas unidades en el SEIN que utilizan como combustible el Gas Natural y que han desplazado en operación a las unidades que utilizan como combustible el petróleo y sus derivados.

En el caso de la C.T. ChilcaUno en el 2009, no se registró variación importante pese al ingreso en operación comercial de la tercera turbina debido al problema de congestión existente en el Sistema de Transporte de Gas Natural.

Cuadro 11. Generación bruta de energía eléctrica por planta (GWh)

C.T. ILO1C.T. ILO21C.H. YuncánC.T. ChilcaUnoTotal

446.93929.15821.72

2,552.454,749.65

9.4019.5617.3053.74

100.00

Planta 2009 %

Cuadro 12. Evolución de producción de energía (GWh)

C.T. ILO1C.T. ILO21C.H. YuncánC.T. ChilcaUnoTotal

446.33929.15821.72

2,552.454,749.65

570.72909.28782.14

2,560.924,823.07

242.00840.14784.62

1,956.523,823.27

(21.80)2.185.06

(0.33)(1.52)

135.848.23

(0.32)30.8926.15

Planta 2009 2008 2007Variación % Variación %



Producción de Energía EneSur

Cuadro 13. Detalle de la producción de energía por mes – 2009

C.H. Yuncán C.T. ChilcaUnoC.T. ILO21 C.T. ILO1

525

425

325

225

125

25

-75

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

GW

h


Facturación total - por tipo de Cliente

Cuadro 14. Detalle de las ventas a clientes por mes – 2009

Mile

s U

SD

35,000.00

30,000.00

25,000.00

20,000.00

15,000.00

10,000.00

5,000.00

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


SPCC Total USD Clientes Regulados Total USDClientes Libres Total USD DSC Total USD COES Total USD


Monto de ventas por potencia y energía

Las ventas por potencia y energía a clientes regulados se incrementaron en 29.19%, con respecto al 2008, debido al inicio de vigencia de contratos por licitación; sin embargo, las ventas por potencia y energía a clientes libres y en el COES disminuyeron en 36.05% y 36.89% respectivamente, debido al menor costo marginal y a la crisis fi nanciera internacional que provocó la reducción del consumo de algunos clientes; resultando una menor venta total por potencia y energía en 22.66% con respecto al año anterior.

Cuadro 15. Ventas Netas de Energía, Potencia y Otros (miles USD)

423,748.34327,715.75Ventas -22.66%

2009 2008 Variación %



Identifi cación de variables exógenas que pueden afectar el negocio

Factores externos ajenos a la gestión pueden afectar signifi cativamente la producción de energía eléctrica. Estos hechos pueden ser: climáticos, los precios internacionales de los combustibles, desbalances contractuales y/o capacidad en el sistema de transporte de gas natural, tal como veremos a continuación.

Durante el año 2009 por el efecto de la crisis internacional, los precios de los combustibles se mantuvieron en niveles por debajo de lo registrado en el año 2008.

El 15 de diciembre de 2009 TGP efectuó su ampliación de capacidad del ducto, con lo cual EnerSur activó el incremento de su capacidad de transporte fi rme de 1,080,361 m3 por día a 1,887,705 m3 por día.

A pesar de la existencia de congestión en las líneas de transmisión, principalmente en la línea Mantaro-Socabaya, cuya consecuencia es

2.2



la operación de la C.T. Ilo1 y la C.T. Ilo21, los costos marginales se determinan considerando que no existe restricción de transmisión de electricidad. El sobrecosto de las centrales que operan con costos variables superiores a los costos marginales son cubiertos mediante un cargo adicional en el PCSPT.

Para el período 2009, en aplicación del DU N° 049-2008 los retiros de potencia y energía sin contrato del mercado regulado, se han asignado a los generadores en proporción a su energía fi rme efi ciente anual, menos sus ventas de energía por contratos. Como consecuencia de lo anterior, durante el período 2009, el COES SINAC ha asignado a EnerSur un porcentaje promedio anual de 12% del total de la demanda de las empresas distribuidoras sin respaldo contractual, en cumplimiento de la Resolución OSINERGMIN N° 001-2009-OS/CD y sus modifi catorias, la cual aprueba la norma “Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato”. Esta asignación de demanda no tiene impacto negativo en EnerSur ya que los sobrecostos son compensados a través del cargo adicional en el PCSPT.


Instalaciones dela Empresa

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

2.349Memoria Anual 2009


Central Termoeléctrica Ilo1 (C.T. Ilo1)

• Adquirida en 1997 a SPCC. Cuenta con cuatro calderos de fuego directo que operan con petróleo residual 500 y suministran vapor para mover cuatro turbinas; asimismo, posee dos unidades turbogas y un grupo motor – generador que operan con Biodiesel B2.

• 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 (Southern Perú Copper Corporation) así como de un patio de llaves que opera en 138 kV que exporta la energía hacia la subestación Moquegua y hacia las unidades operativas de SPCC.



Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo 21)

• 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 de 2000.

• 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 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.

• Para la exportación de energía, la C.T. Ilo 21 cuenta con una subestación eléctrica encapsulada en gas inerte (GIS) que opera en 220kV y que transmite la energía hacia la subestación Moquegua.


Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H. Yuncán)

• El 6 de febrero de 2004 EnerSur se adjudicó, a través de un concurso público internacional, la concesión de la Central Hidroeléctrica de Yuncán bajo la modalidad de “Contrato de Usufructo” suscrito con EGECEN* 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 22.4 millones en aportes sociales a la zona de infl uencia. Estos dos últimos serán pagados a lo largo de un período de diecisiete años.

• La central cuenta con una potencia nominal de 130 MW y fue entregada en usufructo a EnerSur el 7 de septiembre de 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 de 50 kilómetros de longitud en 220 kV, a través de la cual la central se conecta al SEIN.


(*) Al 31 de diciembre de 2009, EGECEN se encuentra en proceso de fusión con ACTIVOS MINEROS S.A.C.


CentralTermoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno)

• La C.T. ChilcaUno se encuentra ubicada en Chilca, 63.5 kilómetros al sur de la ciudad de Lima.

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

• La central cuenta con tres turbinas que operan en ciclo abierto. Dos turbinas de 180 MW y una tercera de 200 MW de potencia nominal.

•La construcción de la central empezó en setiembre de 2005; en diciembre de 2006 la primera unidad ingresó en operación comercial, la segunda en julio del 2007 y la tercera en agosto del 2009.

• La central cuenta con una estación de fi ltración, regulación de presión y medición de fl ujo 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 la subestación de Chilca operada por REP.

•La central cuenta con una sala de control que centraliza el monitoreo y control de las tres unidades de generación, así como de su estación de regulación y medición de gas natural y de su subestación eléctrica.



Subestación deMoquegua

• 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 Moquegua, centro de recepción, transformación y distribución de electricidad.

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

• Cuenta con una sala de control, dos autotransformadores de 300 MVA 138/220 kV y doble barra en 220 y 138 kV, donde se conectan las líneas en 220 kV: Socabaya - Moquegua, Moquegua - Puno, Moquegua - Tacna, Ilo2 - Moquegua y en 138 kV: Ilo1 - Moquegua, Ilo1 - Mill Site, Moquegua - Mill Site, Moquegua - Toquepala y Moquegua - Botifl aca.


Líneas detransmisión

EnerSur cuenta con un total de 274 kilómetros de líneas de transmisión en 138 y 220 kV, repartidos en: • Línea Ilo2–Moquegua (doble terna) 220 kV, con 72.45 kilómetros

de longitud cada terna y 800 MVA de capacidad total. • Línea Moquegua–Botifl aca1, simple terna 138 kV, con 30.76 kilómetros

de longitud y 196 MVA de capacidad.• Línea Moquegua–Botifl aca2, simple terna 138 kV, con 6 kilómetros

de longitud y 160 MVA de capacidad.• Línea Moquegua–Mill Site, simple terna 138 kV, con una longitud

de 38.72 kilómetros y 100 MVA de capacidad. • Línea Ilo1–Moquegua, simple terna 138 kV, con 2.27 kilómetros de

longitud y 130 MVA de capacidad.• Línea Santa Isabel–Carhuamayo Nueva simple terna 220 kV, con

50 kilómetros de longitud y 260 MVA de capacidad.• Línea ChilcaUno–Chilca REP (doble terna) 220 kV, 0.745 kilómetros

de longitud cada terna y 1200 MVA de capacidad total.

2.3


Cuadro 16. Características de las plantas

Ilo1TV 1TV 2TV 3TV 4TG 1TG 2

Grupo Diesel CatkatoIlo21Yuncán

616263

ChilcaUnoTG 11TG 12TG 21Total

2612222666639423

135130434343

560180180200

1085

Vapor / R500Vapor / R500

Vapor / R500Vapor / R500

Diesel 2Diesel 2Diesel 2

Carbón / Diesel 2n/an/an/a

Gas naturalGas naturalGas natural

MW PotencialNominal

Combustible


Principales inversionesde la Empresa En sus doce años de operación, EnerSur ha desarrollado diferentes proyectos de inversión en el país. En el 2009 la más importante fue la tercera unidad de la Central Térmica ChilcaUno.

2.4



Central Termoeléctrica ChilcaUno - Tercera Unidad

El proyecto consistió en la instalación de una turbina a gas en ciclo abierto ubicada al costado de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno. Esta tercera turbina, modelo W501FD3 fabricada por Siemens, tiene características distintas a las de la primera y segunda unidad e incrementó la capacidad de generación de la central en aproximadamente 194 MW.

Los trabajos de construcción y montaje se iniciaron en abril de 2008, el proyecto tuvo un atraso de cuatro meses, debido al Huracán Ike que impactó al puerto de Houston en setiembre de 2008 ocasionando daños en equipos críticos, los cuales tuvieron que ser fabricados nuevamente. Respecto al atraso, se procedió a hacer el reclamo ante el seguro para cubrir los costos de la perdida de explotación.

Las pruebas de comisionado se iniciaron en julio de 2009 y la operación comercial se obtuvo el 01 de agosto de 2009. Este proyecto representa una inversión aproximada de USD 90 millones.



Dump Condenser

Se ejecutó la instalación de un condensador de vapor de sobrecarga en la Central Termoeléctrica Ilo1. Este condensador tiene una capacidad de 250,000 lb por hora y recibirá el vapor de la fundición de SPCC cuando éste no alcance las condiciones para ser turbinado.

Las pruebas se iniciaron a fi nales de octubre de 2009 quedando el equipo disponible para operación el 26 de noviembre del mismo año. Este proyecto representa una inversión aproximada de USD 3 millones.



Procesoslegales, judiciales,administrativoso arbitrales

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 signifi cativa y adversa los resultados de EnerSur.

2.5

Memoria Anual 2009 61Memoria Anual 2009


MemoriaAnual 09

3


InformaciónCorporativa


Contenido //INFORMACIÓN CORPORATIVA

Recursos HumanosEl 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 de EnerSur al fi n del período ascendió a 377 personas.

3.1


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

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

• Sistema de evaluación de desempeño y retroalimentación.• Capacitación constante enfocada en el middle management.• Desarrollo de habilidades de liderazgo para las jefaturas.• Desarrollo de talentos a través de evaluaciones de potencial.• Retención de talentos proporcionando benefi cios diferenciados.• Constante mejora en la comunicación interna.• Buenas prácticas para reforzar la motivación, confraternidad y

trabajo en equipo.• Programa “Semillero de Talentos” orientado a promover el empleo

en el país e incorporar jóvenes talentos que puedan crecer y desarrollarse en la organización.


8369

8341

Plana GerencialEmpleados

2009 2008


Cuadro 17. Número de trabajadores de EnerSur


Business QualityEl área de Business Quality tiene como misión el contribuir a la excelencia organizacional de EnerSur mediante la implementación de un sistema de gestión:

• Integral y fl exible.

• Enfocado en la mejora continua y simplifi cación de sus procesos.

En el 2009, EnerSur inicio un trabajo de adecuación de sus procesos a la Misión, Visión y Valores defi nidos en el año anterior. Como parte de este proceso, el área de Business Quality realizó el lanzamiento de un nuevo sistema de gestión denominado Sistema Integrado de Mejora de Procesos (SIMPLE), el cual es el resultado de la evolución del antiguo Sistema de Gestión Integrado (SGI).

Este nuevo sistema tiene como objetivo la simplifi cación y mejora continua de todos los procesos de la empresa promoviendo un mayor sentido de accountability por parte de los Business Process Owner´s (BPO´s o Dueños de Procesos) y asegurar la creación de valor a largo plazo para todos nuestros stakeholders.



Como parte de la implementación efectiva de SIMPLE se ejecutaron varios proyectos importantes, destacando los siguientes:

• La organización e implementación del “BPO & PS Meeting”, evento que reúne anualmente a las Gerencias y Jefaturas de la empresa para refl exionar y acordar las mejores maneras de lograr la implementación progresiva de SIMPLE.

• Los Trofeos a la Innovación y Mejora Continua, concurso interno que promueve la creación de valor a través de la innovación. Premia a los cuatro mejores proyectos en las categorías de Gestión de Recursos, Desarrollo Tecnológico, Gestión Comercial e Innovaciones Transversales.

• El inicio del desarrollo del Portal SIMPLE; aplicación web que busca la automatización y simplifi cación de la gestión de los procesos de la empresa y cuya implementación fi nalizará el 2010.

Adicionalmente, en el marco del nuevo sistema, EnerSur cuenta con las certifi caciones ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001 que aseguran la implementación de un sistema de gestión integrado enfocado en calidad, medio ambiente, seguridad y salud ocupacional que cumple con los requisitos de estas tres normas, así como con la normatividad legal aplicable a nuestras actividades.

Finalmente, siguiendo los requerimientos del Grupo GDF SUEZ y de las regulaciones para empresas que cotizan en las Bolsas de Valores europeas, EnerSur ha implementado el Programa INCOME que asegura que la información que afecta a los estados fi nancieros de la empresa sea reportada de manera fi dedigna.



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

EnerSur desarrolla una gestión comprometida con sus accionistas, trabajadores, clientes y proveedores. Por ello, a lo largo del año se han desarrollado cursos de capacitación y talleres que han tenido como resultado un mejor conocimiento y entendimiento tanto de las normas como de las herramientas que brinda el sistema de gestión integrado en calidad, medio ambiente, seguridad y salud ocupacional.

3.3


Gestión AmbientalNuestra línea de acción considera el desarrollo sostenible mediante el aprovechamiento adecuado de los recursos naturales con el fi n de preservarlos para generaciones futuras y el respeto al medio ambiente expresado en nuestra política y en la carta ambiental de GDF SUEZ. Prueba de ello es que en diciembre del año 2008 pasamos exitosamente la auditoría externa en las sedes de Chilca y Yuncán para certifi carlas en la norma 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 (EIA’s) para la C.T. Ilo21, C.H. Yuncán y C.T. ChilcaUno, cumpliendo con la normativa ambiental aplicable a nuestras actividades.

PRÁCTICAS AMBIENTALES

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

MONITOREO AMBIENTAL

EnerSur cumple con el monitoreo periódico de sus efl uentes líquidos, emisiones gaseosas, monitoreo de la calidad del aire, monitoreo de ruido ambiental y campos magnéticos. Los resultados de dichos monitoreos son presentados dentro del plazo estipulado por la ley a la autoridad competente y son verifi cados por el ente supervisor.



MANEJO DE RESIDUOS

EnerSur en cumplimiento de la Ley General de Residuos Sólidos y su Reglamento realiza la gestión de residuos en tres etapas:

• Recolección y segregación en origen de los residuos: cuenta con puntos de recolección para residuos en cada instalación.

• Almacenamiento central de residuos: cada central tiene un almacén temporal de residuos, denominado PAT.

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

Durante el 2009 se generaron 181 toneladas de residuos asimilables a urbanos y 172 toneladas de residuos industriales peligrosos que fueron adecuadamente dispuestos en rellenos de seguridad, asimismo se destinaron para reciclaje 41 toneladas de residuos reciclables peligrosos (entre ellos: aceite usado, borras de hidrocarburos, baterías ácido-plomo) y 98 toneladas de residuos no peligroso reciclables (chatarra metálica, madera, neumáticos) para su aprovechamiento por empresas recicladoras.

UTILIZACIÓN DEL AGUA TRATADA

EnerSur emplea agua tratada para el riego de áreas verdes, para ello cuenta con una planta de tratamiento de aguas servidas con capacidad para tratar 550 m3 /día. En junio de 2009, EnerSur fue galardonada con el Premio a la ecoefeciencia empresarial en la categoría “Ecoefi ciencia del agua” distinción otorgada por el Ministerio del Ambiente y la Universidad Científi ca del Sur. Premio otorgado por aplicar buenas políticas ambientales orientadas al reciclaje del agua en nuestro proceso de tratamiento de aguas servidas y forestación en la C.T. Ilo21

PROGRAMA DE FORESTACIÓN

La C.T. Ilo21 cuenta con más de once hectáreas forestadas, regadas con agua proveniente de nuestra planta de tratamiento.



Gestión deseguridad ysalud ocupacional

EnerSur desarrolla y pone en práctica un programa de seguridad y salud ocupacional orientado a velar por la integridad física de sus colaboradores, contratistas y visitantes. Para ello, mantenemos desde el año 2004 la certifi cación OHSAS 18001 y en el presente año en nuestras sedes de Yuncán y Chilca.



POLÍTICA EN SEGURIDAD Y SALUD OCUPACIONAL

Como complemento a las certifi caciones alcanzadas en todas nuestras sedes, se ha establecido una Política de Seguridad y Salud Ocupacional (SSO) que detalla el compromiso asumido por EnerSur para el inmediato cumplimiento de la legislación aplicable, así como la reducción continua de riesgos y prevención de accidentes. Esta política ha sido difundida a todos los colaboradores.

CAPACITACIÓN

Mediante reuniones semanales con el personal, entrenamiento en primeros auxilios, combate de incendios, rescate industrial y capacitación en cursos específi cos de seguridad, probando nuestros planes de contingencia e incrementando nuestros conocimientos en materia de prevención de accidentes, prueba de ello es que en julio de 2009 se realizó la II Semana de la Seguridad invitando a destacados expositores quienes expusieron sobre las medidas de seguridad para trabajos de alto riesgo en nuestra organización.

INSPECCIÓN Y MONITOREO

Bajo el plan de inspecciones y monitoreos se ha logrado cubrir las exigencias legales, identifi car oportunidades de mejora dentro de cada instalación y fundamentalmente reducir los riesgos presentes en nuestras actividades que puedan afectar a los miembros de nuestro equipo humano.

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



REDUCCIÓN DE RUIDO

Parte del proceso de mejora continua nos llevó a implementar desde el 2005 un programa de reducción de ruido, reforzando las capacitaciones sobre conservación auditiva.

RESULTADOS EN ENERSUR

Durante el 2009, no ocurrieron accidentes fatales que involucren al personal de EnerSur y/o Contratistas.



EnerSur, como parte del grupo GDF SUEZ, contribuye con la creación de valor a largo plazo de todos sus stakeholders, pero en forma especial, se preocupa por el desarrollo de su stakeholder “comunidad”, a través de la ejecución de proyectos y programas de desarrollo sostenible en sus zonas de infl uencia y excepcionalmente fuera de ellas.

En la actualidad la importante labor de responsabilidad social de EnerSur benefi cia a miles de pobladores de los distritos de Chilca (Lima), Huachón y Paucartambo (Pasco), y de las ciudades de Ilo y Moquegua en la región Moquegua.

Nuestra política de trabajo responsable implica el cuidado del medio ambiente, utilizando los recursos de forma sustentable, que minimicen el impacto negativo a favor de la comunidad que nos rodea. De esta forma, crecemos conjuntamente, empresa y comunidad, procurando un entorno económico, social y ambiental adecuado, en un contexto país donde cada vez reviste mayor importancia el aspecto social, al igual que el jurídico, político y económico.

Para EnerSur, “Creciendo Juntos” signifi ca crecer de la mano con sus comunidades y, como tal, un objetivo fundamental es impulsar su política de desarrollo sostenible, tal como lo impulsa en el mundo el Grupo GDF SUEZ.

Gestión Social:Creciendo Juntos3.6



Bajo ese concepto, podemos destacar entre las actividades ejecutadas durante el 2009, las siguientes:

RESPONSABILIDAD SOCIAL EN BENEFICIO DE LAS COMUNIDADES

Las comunidades son uno de nuestros stakeholders más importantes y en el que enfocamos más del 80% de nuestras acciones de responsabilidad social corporativa (RSC).

El trabajo con los grupos sociales de nuestras zonas de infl uencia de Chilca, Huachón, Paucartambo, Moquegua e Ilo se basa en las siete líneas de acción siguientes:

1. Desarrollo de Capacidades2. Educación, Deporte y Cultura3. Salud4. Medio Ambiente5. Desarrollo Productivo6. Infraestructura7. Donaciones y otras actividades

1. DESARROLLO DE CAPACIDADES

Fortalecimiento de Capacidades de Gestión: Plan de Desarrollo Comunal

La elaboración de los Planes de Desarrollo Comunal para los distritos de Huachón y Paucartambo tienen como fi nalidad establecer los lineamientos de gestión para optimizar y potencializar el uso de los recursos naturales, productivos y socio-económicos en cada localidad, que les permita ejecutar programas y proyectos a fi n de mejorar los ingresos de su comunidad.



Programa de Desarrollo de Capacidades a Organizaciones Sociales de Base

Este programa tuvo como objetivo mejorar el nivel de ingresos de decenas de familias de la zona de Chilca, mediante la capacitación en cursos talleres de diversas especialidades. Durante el 2009, se llevó a cabo en la primera etapa del programa, el taller de textilería artesanal en yute.

Por otra parte, en el centro poblado de Quiparacra (distrito de Huachón) se llevó a cabo el programa de capacitación sobre industria del vestir, con la fi nalidad de desarrollar en las madres, habilidades que les permita producir, comercializar y administrar la industria del vestir, buscando su integración a la actividad económica, como eje fundamental de la organización familiar y productiva.

Show de los emprendedores

Esta actividad se realiza una vez por año, con la fi nalidad de capacitar a micro y pequeños empresarios sobre acciones de autoayuda y gestión empresarial. En su última versión 2009, congregó a más de 1200 personas de Moquegua.

2. EDUCACIÓN DEPORTE Y CULTURA

Maratón de la Energía

La Maratón de la Energía es una iniciativa que EnerSur puso en marcha hace ocho años en la provincia de Ilo. El objetivo principal es fomentar una cultura deportiva en esta ciudad, con la realización de una gran maratón que involucra a la comunidad ileña: alumnos, profesores, padres de familia, instituciones educativas y autoridades gubernamentales. Los participantes tienen la oportunidad de competir y obtener premios tanto individuales como por institución educativa, empleándolos en la mejora de la infraestructura de sus escuelas.



Programa de implementación de escuelas con mobiliario

Este programa se inició con el fi n de mejorar las condiciones de infraestructura donde estudian los niños de escuelas públicas ubicadas en las zonas de operación de EnerSur.

En su primera fase en Chilca, el programa incluyó la construcción de aulas con madera reciclada del proyecto SIMBA de la C.T. ChilcaUno, empleando para ello mano de obra local. En Yuncán, durante el 2009, se implementaron tres bibliotecas escolares en distintas instituciones educativas y dos ludotecas, con el fi n de fortalecer habilidades cognitivas y mejorar las competencias educativas de la población infantil de 0 – 5 años de edad. En Moquegua, el programa forma parte de la Maratón de la Energía, donde los participantes tienen la oportunidad de obtener como premio la donación de diversos implementos para sus instituciones educativas.

Auspicio Club Deportivo EnerSur

El Club Deportivo EnerSur es una institución deportiva fi nanciada por la empresa, que fomenta el deporte en niños, jóvenes y adultos, además de ofrecerles una adecuada atención en la clínica deportiva, talleres para profesores, apoyo psicológico y otros servicios de modo gratuito. Este Club, que tiene su sede en la ciudad de Ilo, cuenta con un equipo de fútbol, equipo emblemático de la ciudad, que cada día gana más afi cionados, asimismo, no descuida su entrenamiento con el objetivo de llegar a la categoría profesional.

Visitas Institucionales C.T. ChilcaUno, C.H Yuncan e Ilo21

Con el fi n de contribuir en la formación de los estudiantes de instituciones educativas de nivel primaria, secundaria y superior, EnerSur coordina la realización de diversas visitas guiadas a la Central Hidroeléctrica de Yuncán, Central Termoeléctrica ChilcaUno y Central Termoeléctrica Ilo21 durante todo el año. En el recorrido los visitantes tienen la oportunidad de adquirir conocimientos sobre el proceso de generación de energía eléctrica y el funcionamiento de las centrales de generación.

3.6



3. SALUD

Apoyo a campañas de salud integrales

El apoyo a los programas de salud es parte esencial de las acciones de EnerSur en cada una de sus zonas de operación. EnerSur colabora de manera activa con las iniciativas y programas del Estado en materia de salud, trabajando de manera conjunta con las micro redes de salud y los gobiernos locales. Durante el 2009 se apoyaron en las distintas zonas de operación, iniciativas de prevención y control de enfermedades: campañas contra la ceguera, campañas a favor de los adultos mayores y campañas a favor de poblaciones de anexos alejados. Asimismo se dotó de instrumental médico para una dependencia de salud de Pasco.

Programa OES Joven

La Organización en Educación y Salud Juvenil (OES Joven) promueve, con el apoyo de EnerSur, el liderazgo en los adolescentes



como actores estratégicos en la prevención de conductas de riesgo y la incorporación de estilos de vida saludable, mediante la dotación de conocimientos adecuados en salud sexual, salud reproductiva y prevención contra el consumo de drogas. Asimismo, fortalece las habilidades sociales de adolescentes, de modo que asuman la responsabilidad de sus propias decisiones.

4. MEDIO AMBIENTE

Proyecto “Protegiendo y conservando el medio ambiente”

Este proyecto tiene por objetivo promover el desarrollo de una cultura de protección y conservación del medio ambiente en el distrito de Chilca. Para tal fi n se ejecutan diversos programas orientados a reducir, reusar y reciclar residuos sólidos (3Rs), basado fundamentalmente en el fortalecimiento de las capacidades de gestión en instituciones educativas y organizaciones sociales de base.

En su primer año de ejecución participaron en este proyecto: 3,075 estudiantes de primaria y secundaria de 6 instituciones educativas públicas de Chilca, 120 profesores, 60 madres de los comités del vaso de leche y 180 padres de familias que integran las APAFAS.

5. DESARROLLO PRODUCTIVO

Programa Aprende y Emprende

Esta iniciativa busca promover una cultura emprendedora entre los pobladores de Huachón, Quiparacra y Puagmaray, a través de la ejecución de proyectos productivos innovadores y sostenibles que contribuyan al desarrollo de sus localidades. Para su primera fase, se constituyó un fondo concursable de S/. 30,000 como capital inicial para la ejecución de las mejores propuestas, llegando a presentarse 46 proyectos durante el 2009, de los cuales resultaron 3 ganadores en los rubros de ecoturismo, confección de prendas de vestir y producción y comercialización de granadilla.



6. INFRAESTRUCTURA

Estadio de Chilca EnerSur es una empresa comprometida con el desarrollo deportivo en el distrito de Chilca. Prueba de ello es su importante aporte para la construcción del Estadio Monumental “Alfonso Ugarte” con la instalación de la pista atlética y el 50% del fi nanciamiento de gras artifi cial. Actualmente en el Estadio se desarrollan los talleres de vacaciones útiles que promueve la empresa.

7. DONACIONES Y OTRAS ACTIVIDADES

Programa de apoyo a las Organizaciones Sociales de Base

Este programa tiene como objetivo otorgar a las Organizaciones Sociales de Base (OSB) la posibilidad de iniciar una actividad económica o mejorar la actividad que realizan dentro de sus localidades.

Durante el 2009 en Chilca, se benefi ciaron seis Comités de Vasos de Leche, la Asociación de Pescadores de Salinas, la Asociación de Mujeres Emprendedoras de Salinas, entre otras OSB. En Moguegua, son más de 15 comedores que han sido favorecidos con la implementación de sus locales, a través de la donación de artefactos electrodomésticos, vajilla, mobiliario de cocina, etc., asimismo se donaron computadoras a los sindicatos de Construcción Civil y pescadores artesanales de Ilo. En Pasco, se donaron computadoras a los centros poblados y comunidades campesinas de Paucartambo y Huachón, así como herramientas agrícolas a las comunidades campesinas de la zona, tales como picos, palas, carretillas, mochilas fumigadoras, entre otras.



Medidores de agua para el servicio público

La escasez del recurso hídrico en el distrito Chilca es uno de los principales problemas de la zona. Por tal motivo, durante el 2009, con la fi nalidad de optimizar el uso y servicio de distribución de agua, EnerSur donó medidores domiciliarios para 2500 familias del casco urbano de Chilca.

Participación en el Comité de Lucha contra la violencia familiar

Con la participación activa de EnerSur y representantes de diversas instituciones de Chilca, se conformó el Comité de Lucha contra la violencia familiar, cuyo objeto es velar por el respeto a la familia y disminuir los casos de violencia familiar en el distrito. Como



principales actividades realizadas en el 2009 destacan reuniones multisectoriales y campañas de sensibilización.

Apoyo a proveedores locales

El 2009 fue un año caracterizado por el constante apoyo de EnerSur a la actividad económica local. Así, con el objetivo de promover el desarrollo de la pequeña y micro empresa en las zonas de operación, durante el 2009 se contrató para el desarrollo de algunas actividades de EnerSur los servicios de elaboración de vinos y helados producidos en Chilca, servicios de catering para eventos del Ministerio de Salud, trabajos de carpintería y transporte de carga de microempresas chilcanos y pasqueños, entre otros apoyos.

ASOCIACIÓN FONDO SOCIAL YUNCÁN

A comienzos del año 2009 se constituyó la Asociación Fondo Social Yuncán (AFSY), entidad que en el marco del Decreto Legislativo N° 996 y su Reglamento N° 082 recibió la transferencia de recursos del Fideicomiso Aporte Social Yuncán, a cargo de Proinversión (Agencia de Promoción de la Inversión Privada).

Actualmente la AFSY administra los aportes sociales de EnerSur (USD 22.4 millones de los cuales ya se han aportado USD 11.5 millones al cierre del 2009) por el usufructo de la C.H. Yuncán. La AFSY tiene como fi nalidad fi nanciar programas de carácter social destinados a la ejecución de proyectos de desarrollo sostenible en benefi cio de la población ubicada en la zona de infl uencia de la C.H. Yuncán.

La AFSY contempla dos prioridades para la evaluación y ejecución de sus proyectos:

La primera prioridad se enfoca en el desarrollo de capacidades humanas y provisión de servicios básicos que contribuyan a reducir los niveles de desnutrición en la población infantil, elevar los estándares de calidad de la educación y salud, así como aumentar la provisión de servicios de saneamiento, entre otros, mediante la implementación de obras de infraestructura básica en educación, salud, energía eléctrica, agua y saneamiento; equipamiento, mantenimiento, reparación y rehabilitación de centros de salud y


3.6


educativos; proyectos de capacitación técnica y fortalecimiento de las capacidades de gestión en educación y salud; proyectos que mejoren el acceso de las madres embarazadas y en período de lactancia y de niños menores de seis años a los sistemas de salud y nutrición; y proyectos de capacitación y educación para madres en la preparación de alimentos, prácticas saludables en el cuidado de los niños, así como proyectos educativos enfocados en la alfabetización.

La segunda prioridad se enfoca en proyectos para la generación de empleo productivo, en particular construcción, mantenimiento, reparación y rehabilitación de vías de acceso y caminos rurales; generación de infraestructura básica agropecuaria; obras de infraestructura básica en telecomunicaciones; formación de conglomerados comerciales, desarrollo de cadenas productivas y asistencia técnica hacia productores agropecuarios; promoción de la formación empresarial e información de mercados para pequeños empresarios locales; y proyectos de manejo de tecnologías para la recuperación, conservación y manejo de los recursos naturales para la producción.



Proyectos ejecutados

• Primera Prioridad

Moto para Puesto de Salud del anexo Santa Isabel en PaucartamboLa implementación del puesto de salud de Santa Isabel con una moto, a solicitud de la Micro Red de Paucartambo permitió benefi ciar a más de 1,400 habitantes con mejor atención médica.

Ambulancia para Centro de Salud de PaucartamboLa implementación de una ambulancia completamente equipada benefi cia a toda la población de Paucartambo.

Centros de Computo para Instituciones Educativas en Lúcma en el distrito de HuachónEl Fondo Social efectuó la instalación de dos centros de cómputo en las instituciones educativas: Nº 34441 de Primaria y “Teodoro Durán Flores” de Secundaria. Cada institución educativa fue implementada con 16 computadoras interconectadas y 16 módulos para las computadoras, así como un proyector, ecran y pizarra acrílica. La entrega incluyó un taller de capacitación en el uso de software educativo a los 10 docentes de las indicadas instituciones educativas.

• Segunda Prioridad

Cobertura de Telefonía móvil en Huachón: “Movistar” y “Claro”, en benefi cio de más de 4,000 pobladores Desde el 22 de noviembre la señal de telefonía móvil de ambos operadores, “Claro” y “Movistar”, viene brindando cobertura a la capital del distrito benefi ciando aproximadamente a 5,029 personas.

Cobertura de Telefonía móvil en Quiparacra: “Movistar”, en benefi cio de cerca de 4,000 pobladoresDesde el 13 de noviembre, el centro poblado de Quiparacra, está integrado al resto del país y al mundo con el inicio de la cobertura de telefonía móvil a través del operador “Movistar”.


3.6


Proyecto Trocha Carrozable Tingo Cancha en Huachón como vía de acceso para la crianza y comercialización de truchasLa “Trocha Carrozable Tingo Cancha-Centro de Crianza Truchícola - Huachón”, posibilita el acceso al centro de crianza de truchas en estanques (que es parte del “Proyecto Integral Sostenible de Trucha”); comprende la apertura de 0.72 Km, a nivel de explanaciones (movimiento de tierras).

Proyectos en ejecución

• Primera Prioridad

− Programa “Construyendo Escuelas Exitosas” de IPAE en una Red de escuelas del distrito de Huachón, orientado a directores de escuela, docentes y padres de familia. − Mejoramiento y ampliación del sistema de agua potable y construcción del sistema de alcantarillado en benefi cio de las familias del caserío de Puagmaray en el distrito de Huachón.

• Segunda Prioridad

− Crianza y comercialización sostenible de la Trucha en Huachón y en el centro poblado de Quiparacra.



− Producción sostenible y comercialización de la Granadilla en Huachón y en el centro poblado de Quiparacra. − Producción sostenible y comercialización de la Papa en Huachón y en el centro poblado de Quiparacra.− Producción y comercialización sostenible de rocoto en el centro poblado de Quiparacra.− Producción y comercialización sostenible de ganado vacuno en el centro poblado de Quiparacra.− Generación de empleo productivo agrícola en la zona de Paucartambo.

Proyectos aprobados y en gestión

− Filial de Universidad Daniel Alcides Carrión en el centro poblado de Quiparacra. − Mejoramiento y ampliación del sistema de agua potable y construcción del sistema de alcantarillado en el anexo La Florida.− Mejoramiento y ampliación de la Red Primaria y Secundaria de Agua Potable y desagüe en el centro poblado de Quiparacra.− Instalación de repetidoras en Quiparacra (ejecución sujeta a los saldos presupuestales y a la evaluación técnica de la empresa proveedora de telefonía).− Construcción e implementación de Centro de Salud para el distrito de Huachón.

3.6


OTRAS ACCIONES DE RESPONSABILIDAD SOCIAL

Proyecto “Leer para Crecer” a cargo de la ONG Empresarios por la EducaciónEste programa tiene por objetivo mejorar el desempeño pedagógico de los maestros en las aulas de educación inicial y primaria en la enseñanza de lectura y escritura a través de estrategias de capacitación probadas y validadas, el cual benefi cia a 35 maestros de nivel primaria que laboran en 5 escuelas públicas de los distritos de la Tinguiña y San José de Molinos del departamento de Ica.

Donación de mobiliario escolar a la zona más afectada por el terremoto del sur (2007)EnerSur donó un centro tecnológico de Innovación, una Biblioteca con sistema audiovisual y mobiliario para los colegios “Gerardo Mendoza” y “Fe y Alegria” respectivamente de la provincia de Pisco.

PUBLICACIONES EXTERNAS EN ZONAS DE INFLUENCIA

KUNAN y EL CHILCANO son dos experiencias exitosas en el manejo de la comunicación externa “casa por casa”, aunque cada una de ellas respondiendo a su propia realidad socioeconómica. Estas publicaciones tienen dos objetivos fundamentales:

•Integrar a la comunidad bajo un solo ideal.Por ser comunidades postergadas económicamente y, por lo tanto, carentes de medios de comunicación efectivos que eleven su autoestima y promuevan campañas de motivación, estos medios asocian sus costumbres, sentimientos y regionalismos a factores de progreso y desarrollo, promoviendo la auto superación.

•Promover el emprendimiento y la pequeña empresa.Ambas publicaciones no propagan noticias negativas, proponen soluciones innovadoras en base a experiencias exitosas de liderazgo y emprendimiento, buscando ofrecer alternativas reales con ejemplos reales.



MemoriaAnual 09

4


InformaciónFinanciera


Contenido //INFORMACIÓN FINANCIERA

Gestión FinancieraLos resultados de EnerSur en el año 2009 fueron menores que el año 2008. La explicación para las variaciones en los principales rubros del Estado de Ganancias y Pérdidas fue la siguente:

INGRESOS

Los ingresos totales registrados por EnerSur al cierre del año 2009 fueron USD 372.3 millones, 17% menos respecto al ejercicio anterior (USD 446.1 millones). Esto se debió a:

• Menores ingresos de energía de clientes libres (-45%), principalmente por el retroceso del precio medio otorgado a

4.1


estos clientes y por menores volúmenes consumidos (6.5% menor a lo registrado en el 2008). A partir de mayo del 2009, entró en vigencia la última modifi cación del PPA con SPCC en donde se estipula el traspaso de costos combustibles y no combustibles.

• Lo anterior, se vio compensado parcialmente por mayor venta de energía a clientes regulados, principalmente por el incremento escalonado de la demanda (estipulado en los contratos) y por la indexación de los precios, los cuales incrementaron en 4.2%.

• Menores ventas en el COES, principalmente por una posición compradora este año (399 MWh), mientras que en el 2008 se tuvo una posición neta vendedora (244 MWh). Este año se tuvieron ingresos por el Decreto de Urgencia N° 049-2009, lo cual compensó parcialmente lo anterior.

• Mayor venta de potencia (+16.7%), principalmente por mayor demanda de clientes regulados (+34.6%), lo cual compensó la menor demanda de clientes libres.



A diciembre de 2009 las ventas a SPCC representaron 43.1% sobre el total de ventas, cifra menor a la registrada en el 2008 (56.7%), lo cual va en línea con la diversifi cación que se viene dando en el portafolio de clientes.

COSTO DE VENTAS

En el 2009 el costo de ventas (USD 251.1 millones) fue 8% menor al del año 2008 (USD 273.7 millones). Las principales razones fueron:

• Menor consumo de combustible R500 debido a una menor generación de Ilo1 (-21.8%), así como un menor consumo de Diesel2 (-36.1%). Adicionalmente, los precios promedio del R500 y el Diesel2 retrocedieron en 17% y 26%, respectivamente.

• Mayor costo de Gas natural principalmente por la indexación del precio y mayor consumo.

• Mayor gasto en peaje de transmisión debido al incremento de la tarifa de peaje.

GASTOS DE ADMINISTRACIÓN

Los gastos administrativos ascendieron a USD 14.2 millones (10% superior a lo registrado en el 2008). Las principales razones fueron:

• Mayores cargas de personal• Mayor costo de servicios de administración de GDF SUEZ Energy Perú.• Menor depreciación y amortización.

GASTOS FINANCIEROS En el 2009 los gastos fi nancieros netos fueron menores (-38%) respecto a los del año 2008 debido a: (i) diferencia de cambio realizada a favor producto de las operaciones de la empresa y (ii) el menor gasto en intereses debido a un menor saldo de deuda por leasing y deuda de largo plazo. Ambos efectos compensaron el mayor gasto en intereses proveniente de los bonos corporativos, dado que en junio del 2009 se realizaron dos nuevas emisiones por USD 15 millones y S/. 75.6 millones.

UTILIDAD NETA

La utilidad neta fue de USD 65.6 millones, 30% menor al mismo período del año 2008. La utilidad básica por acción común en el año 2009 fue de USD 0.328 frente a USD 0.468 en el año 2008.

4.1Gestión Financiera



Financiamientoy Endeudamiento

Durante el año 2009 EnerSur ha ejecutado diversas operaciones con el objetivo de fi nanciar nuevas inversiones y capital de trabajo, así como refi nanciar pasivos existentes.

Durante el año, el BBVA Banco Continental realizó desembolsos fi nales por USD 3,473,017, de conformidad con los contratos de arrendamiento fi nanciero respectivos, celebrados entre EnerSur y el BBVA Banco Continental para el fi nanciamiento de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno.



El 30 de junio de 2009 EnerSur realizó la colocación de la 4ta. y 5ta. Emisión de Bonos bajo el Primer Programa de Bonos Corporativos por un monto de USD 15,000,000 y S/. 75,600,000, respectivamente. Dichas emisiones recibieron la clasifi cación AAA otorgada por las clasificadoras Apoyo & Asociados Internacionales S.A.C. y Equilibrium Clasifi cadora de Riesgo S.A. Los fondos se han utilizado para amortizar obligaciones de corto plazo con el Banco de Crédito y el Scotiabank.

Para seguir fi nanciando su capital de trabajo, la empresa tomó dos préstamos de corto plazo con el Scotiabank. El primer desembolso fue en agosto 2009 por USD 10 millones, por un plazo de 150 días a una tasa de interés de 1.60%. El segundo desembolso fue en octubre 2009 por USD 10 millones a 180 días a una tasa de interés de 2.07%.

Al 31 de diciembre de 2009, el total de la deuda fi nanciera fue de USD 279.6 millones, compuesta por:

• USD 20 millones de fi nanciamiento de corto plazo otorgado por el Scotiabank. El primer desembolso por USD 10 millones devenga un interés anual de 1.6%, mientras que el segundo desembolso por USD 10 millones devenga un interés anual de 2.07%.

• USD 10 millones de fi nanciamiento de corto plazo otorgado por el Banco de Crédito que devenga un interés anual de 1.38%.

• USD 5.6 millones que deriva del contrato de arrendamiento fi nanciero (OCP2) por obras civiles fi rmado con el Banco de Crédito. Este contrato devenga a un interés anual de Libor (3M) + 1.55% y tiene amortización trimestral con plazo de pago de cinco años a partir del 23 de noviembre de 2007, que corresponde a la fecha de activación del contrato. En noviembre de este año se realizó la última amortización del contrato de arrendamiento fi nanciero (OCP2) de equipos.

• USD 66.9 millones que derivan de los contratos de arrendamiento fi nanciero de equipos y obras fi rmados con el BBVA Banco Continental. El contrato de arrendamiento fi nanciero de equipos devenga un interés anual de Libor + 1.07% y el de obras devenga un interés anual de Libor + 1.12%. Dichos contratos tendrán amortización trimestral y cuentan con un plazo de pago

4.2Financiamiento y Endeudamiento



de dos y cinco años, respectivamente, a partir de la fecha de entrada en operación de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno. La primera amortización de ambos contratos será en marzo del 2010.

• USD 55 millones del fi nanciamiento de largo plazo otorgado por el Banco de Crédito, Citibank, BBVA Banco Continental y Scotiabank. Esta deuda devenga un interés anual de Libor + 2.9%, con amortizaciones trimestrales por USD 2.5 millones hasta junio de 2015. En enero del 2009, EnerSur contrajo un swap de tasas de interés con el Citibank el cual fi ja la Libor en 2.015%.

• S./ 120.7 millones referentes a la 1ra emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública primaria el 30 de noviembre de 2007 que devengan un cupón semestral de 6.8125%. Los bonos no son amortizables y se pagarán en su totalidad el 30 de noviembre de 2017. Esta obligación tiene asociado un swap con el Citibank, que fi ja la tasa en 5.755%.

• S./ 84.1 millones referentes a la 2da emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública primaria el 9 de junio de 2008 que devengan un cupón semestral de 7.1875%. Los bonos no son amortizables y se pagarán en su totalidad el 9 de junio de 2018.

• USD 10 millones referentes a la 3ra emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública primaria el 9 de junio de 2008 que devengan un cupón semestral de 6.3125%. Los bonos no son amortizables y se pagarán en su totalidad el 9 de junio de 2028.

• USD 15 millones referentes a la 4ta emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública primaria el 30 de junio de 2009 que devengan un cupón semestral de 6.5%. Los bonos no son amortizables y se pagarán en su totalidad el 30 de junio de 2016. Esta obligación tiene asociado un swap con el Citibank, que fi ja la tasa en 6.169%.

• S./ 75.6 millones referentes a la 5ta emisión del Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur, emitidos a través de una oferta pública primaria el 30 de junio de 2009 que devengan un cupón semestral de 6.875%. Los bonos no son amortizables y se pagarán en su totalidad el 30 de junio de 2014. Esta obligación tiene asociado un swap con el BBVA Banco Contnental, que fi ja la tasa en 5.375%.



Dividendos

Mediante Junta General de Accionistas del 11 de febrero del 2004, se aprobó la política de dividendos de EnerSur, la misma que fue ratifi cada mediante Junta General de Accionistas del 12 de mayo del 2005 y posteriormente modifi cada mediante Junta General de Accionistas del 13 de septiembre del 2005 y Junta Obligatoria Anual de Accionistas del 19 de marzo de 2007.

La política actual de dividendos establece la distribución equivalente al noventa por ciento (90%) de las utilidades anuales disponibles, según éstas sean determinadas en cada ejercicio anual, o un porcentaje mayor si así se estimara conveniente.

En la Junta Obligatoria Anual de Accionistas del 17 de marzo de 2009, se aprobó la distribución de utilidades del período 2008. Considerando que mediante sesión de Directorio del 6 de octubre del 2008 se aprobó un pago de dividendos a cuenta de las utilidades del 2008 (generados al 30 de junio del 2008) por la suma de USD 41, 566,226.75, se fi jó el 24 de abril del 2009 como fecha de pago del saldo pendiente de los dividendos a repartir por dicho ejercicio el cual ascendió a USD 42, 587,599.89.

Con fecha 1 de octubre de 2009 el Directorio de EnerSur aprobó distribuir un dividendo a cuenta de las utilidades acumuladas al 30 de junio de 2009 por un monto de USD 28’181,664.97, equivalente al 90% de dichas utilidades.4.3



Cuadro 18. Información relativa a las acciones comunes de EnerSur


PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002PEP702101002 PEP702101002 PEP702101002 PEP702101002PEP702101002 PEP702101002PEP702101002

ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1ENERSUC1

12.3011.7012.1013.2713.5014.0013.6014.2214.0014.2012.2011.95

11.8012.1013.2513.5014.0013.7514.2214.0014.2012.2011.9512.12

12.3012.1013.4013.8014.0014.0014.2214.2314.2114.2012.4012.45

11.5511.6112.1013.2713.3013.7013.4014.0013.9012.2011.8011.80

11.7511.7212.8513.6913.4813.7413.8614.1914.1813.8012.1812.09

2009-012009-022009-032009-042009-052009-062009-072009-082009-092009-102009-112009-12

Código ISIN NemónicoCotizaciones 2009 (S/.)

Apertura Cierre Máxima Mínima PromedioAño - Mes


Cuadro 19. Evolución del precio de la acción de EnerSur y volumen negociado en el 2009

EnerSur1PE (PEN)Volumen (miles de acciones)

12

14

16

10

8

6

4

2

0

300

350

400

250

200

150

100

50

0

ene 09 feb 09 mar 09 abr 09 may 09 jun 09 jul 09 ago 09 sep 09 oct 09 nov 09 dic 09

Pre

cio

S/.

por

acc

ión

Volu

men

(mile

s d

e ac

cion

es)


4.4

En el período de los últimos dos (2) años el Sr. Walter Gutiérrez Leandro se ha desempeñado como principal funcionario contable.

Desde el año 2001 hasta la fecha, la auditoría externa de los estados fi nancieros de EnerSur es realizada por Gris, Hernández y Asociados S.C., fi rma miembro de Deloitte.

Cabe señalar que los auditores externos no han emitido ninguna opinión negativa o con salvedad durante los últimos dos (2) años, respecto a los estados fi nancieros individuales de EnerSur.


Cambios en los Responsables de la elaboración y revisión de la Información Financiera



MemoriaAnual 09

5


Anexos


Estados Financieros AuditadosAnexo 1//

5.1

DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A los señores Accionistas y Directores deEnerSur S.A.

Hemos auditado los estados financieros adjuntos de EnerSur S.A. (una subsidiaria de SUEZ Tractebel S.A. de Bélgica), que comprenden el balance general al 31 de diciembre de 2009 y 2008 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 están libres de errores materiales.

EnerSur S.A.

Dictamen de los Auditores Independientes

Estados Financieros

Años Terminados el 31 de Diciembre de 2009 y 2008

Beltrán, Gris y Asociados S. Civil de R.L.Las Begonias 441, Piso 6 San Isidro, Lima 27 PerúTel: +51 (1) 211 8585Fax: +51 (1) 211 8586www.deloitte.com/pe



Una auditoría comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los saldos y las revelaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, que incluye la evaluación del riesgo de que los estados financieros contengan errores materiales, ya sea como resultado de fraude o error. Al efectuar esta evaluación de riesgo, el auditor toma en consideración el control interno de la compañía que es relevante para la preparación y presentación razonable de 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 sustentar nuestra opinión.

Opinión

En nuestra opinión, los estados financieros antes indicados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de EnerSur S.A. al 31 de diciembre de 2009 y 2008, los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú.

Enfasis de una situación

Los estados financieros individuales de EnerSur S.A. fueron preparados para cumplir con requisitos sobre presentación de información financiera vigentes en Perú y reflejan la inversión en su Subsidiaria al costo (Nota 2(h)) y no sobre una base consolidada. Estos estados financieros deben leerse conjuntamente con los estados financieros consolidados de EnerSur S.A y Subsidiaria, que se presentan por separado.

Refrendado por:

(Socia)

15 de febrero de 2010

Karla Velásquez AlvaCPC Matrícula No. 21595



ENERSUR S.A.BALANCES GENERALESAL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

2008US$000Activo Notas 2009

US$000

ACTIVO CORRIENTE:Efectivo y equivalentes de efectivoCuentas por cobrar comerciales, netoCuentas por cobrar a empresas relacionadasOtras cuentas por cobrarSuministros y combustiblesGastos contratados por anticipado

Total activo corriente

ACTIVO NO CORRIENTE:Cuentas por cobrar comerciales Instrumentos financieros derivadosGastos contratados por anticipadoAnticipos otorgadosInversión en subsidiariaInmuebles, maquinaria y equipo, netoOtros activos, neto

Total activo no corriente

TOTAL ACTIVO

23,557 55,117

103 8,052

32,835 6,199

125,863

- 2,459

14,853 20,486 5,798

375,793 46,913

466,302

592,165

456789

5219

1 (f)101112

41,253 46,437

33 283

39,027 5,903

132,936

97 -

11,202 9,604

- 367,798 48,768

437,469

570,405

Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros.



5.1Estados Financieros Auditados


2008US$000Pasivo y Patrimonio Neto Notas 2009

US$000

PASIVO CORRIENTE:Obligaciones financierasCuentas por pagar comercialesCuentas por pagar a empresas relacionadasImpuesto a la renta y participación de los trabajadores corrienteOtras cuentas por pagar

Total pasivo corriente

PASIVO NO CORRIENTE:ProvisionesObligaciones financierasInstrumentos financieros derivadosImpuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido

Total pasivo no corriente

TOTAL PASIVO

PATRIMONIO NETO:Capital socialCapital adicionalReserva legalEfecto adopción NIIFResultado no realizado por instrumentos financieros derivadosResultados acumulados

TOTAL PATRIMONIO NETO

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO

72,604 17,922

36

2,287 11,283

104,132

3,075 208,745

-

61,901

273,721

377,853

69,079 35,922 13,816

(214)

458 95,251

214,312

592,165

16136

1415

311621

29

171819

2120

45,769 20,117

-

10,364 10,513

86,763

1,424 199,264

27,230

51,560

279,478

366,241

69,079 35,922 13,816

(214)

(14,837) 100,398

204,164

570,405



ENERSUR S.A.ESTADOS DE GANANCIAS Y PERDIDASPOR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

2008US$000Notas 2009

US$000

VENTAS NETAS DE ENERGIA ELECTRICA

COSTO DE VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA

UTILIDAD BRUTA

Gastos de administraciónOtros ingresosOtros gastos

UTILIDAD OPERATIVA

Ingresos financierosGastos financieros

UTILIDAD ANTES DE PARTICIPACION DELOS TRABAJADORES E IMPUESTO A LA RENTA

Participación de los trabajadores Impuesto a la renta

UTILIDAD NETA

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

22

23

24

2526

2728

30

372,257 (251,154)

121,103

(14,239) 316

(105)

107,075

6,321 (15,788)

97,608

(4,774) (27,213)

65,621

0.328

446,137

(273,027)

173,110

(13,615) 455

(624)

159,326

2,646 (17,925)

144,047

(7,543) (43,000)

93,504

0.468






ENERSUR S.A.ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETOPOR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

CapitalSocial

(Nota 17)US$000

CapitalAdicional(Nota 18)US$000

ReservaLegal

(Nota 19)US$000

EfectoAdopción

NIIFUS$000

Resultado noRealizado porInstrumentosFinancierosDerivados(Nota 21)US$000

ResultadosAcumulados

(Nota 20)US$000

TotalUS$000

Saldos al 1 de enero de 2008

Dividendos declaradosUtilidad netaOperaciones con instrumentosfinancieros derivados

Saldos al 31 de diciembre de 2008




190,029

(66,053) 93,504

(13,316)

204,164

(70,768) 65,621

15,295

214,312

72,947

(66,053) 93,504

-

100,398

(70,768) 65,621

-

95,251

(1,521)

- -

(13,316)

(14,837)

- -

15,295

458

(214)

- -

-

(214)

- -

-

(214)

13,816

- -

-

13,816

- -

-

13,816

35,922

- -

-

35,922

- -

-

35,922

69,079

- -

-

69,079

- -

-

69,079



ENERSUR S.A.ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOPOR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

2008US$000

2009US$000

363,507 1,309 5,388

(224,478) (25,461) (36,279) (14,940)

(6,376)

62,670

(29,678) (276)

(5,798) -

(35,752)

41,177 (15,023) (70,768)

(44,614)

(17,696)

41,253

23,557

513,701 2,646 3,144

(306,601) (14,505) (85,487) (11,084) (15,448)

86,366

(17,952) (345)

- 205

(18,092)

39,972 (45,769) (66,053)

(71,850)

(3,576)

44,829

41,253

ACTIVIDADES DE OPERACION:Cobranza a clientesCobro de interesesOtros cobros de operaciónPago a proveedoresPago de remuneraciones y beneficios socialesPago de tributosPago de interesesOtros pagos de operación

Efectivo neto proveniente de actividades de operación

ACTIVIDADES DE INVERSION:Compra de inmuebles, maquinaria y equipoAumento en otros activosAumento en inversiones financierasVenta de activos fijos

Efectivo neto usado en actividades de inversión

ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO:Aumento de obligaciones financierasPago de obligaciones financierasDividendos en efectivo

Efectivo neto usado en actividades de financiamiento

DISMINUCION NETA DE EFECTIVO

EFECTIVO AL COMIENZO DEL AÑO

EFECTIVO AL FINAL DEL AÑO






2008US$000

2009US$000

65,621

27,285 3,948 2,636

- (60)

- -

(8,583) (70)

(7,709) 6,192

(18,777)

(2,419) 260

1,652

(7,306)

62,670

3,473

93,504

25,526 3,948

146 175 (77) (14)

1,547

(11,703) (23) 773

(15,451) (13,940)

310 (5) (1)

1,651

86,366

44,924

CONCILIACION DE LA UTILIDAD NETA CON EL EFECTIVO NETO PROVENIENTE DE ACTIVIDADES DE OPERACION:

Utilidad netaAjustes a la utilidad neta:Depreciación y amortizaciónDerecho de usufructo y aportes socialesImpuesto a la renta diferidoProvisión para obsolescenciaGanancia por instrumento financiero derivadoGanancia en la venta de activos fijosOtros(Aumento) disminución en activos:Cuentas por cobrar comercialesCuentas por cobrar a partes relacionadasOtras cuentas por cobrarExistenciasGastos contratados por anticipado y anticipos otorgadosAumento (disminución) en pasivos:Cuentas por pagar comercialesCuentas por pagar a partes relacionadasProvisionesOtras cuentas por pagar, impuesto a la renta y participación de los trabajadores corriente Efectivo neto proveniente de actividades de operación

Transacciones de inversión que no representan flujos de efectivo:Compra de maquinaria y equipo



ENERSUR S.A.NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROSPOR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

1. IDENTIFICACION DE LA COMPAÑIA Y ACTIVIDAD ECONOMICA

EnerSur 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 septiembre de 1996.

Actividad económica

La Compañía tiene por objeto la generación y transmisión de energía eléctrica en sistemas secundarios, a través de sus plantas de generación eléctrica ubicadas en los departamentos de Lima y Moquegua, y de la Central Hidroeléctrica de Yuncán ubicada en Cerro de Pasco; así como la venta de energía eléctrica a clientes regulados y libres dentro del territorio peruano que forman parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del cual la Compañía es integrante.

Los estados financieros adjuntos reflejan la actividad individual de la Compañía sin incluir los efectos de la consolidación de esos estados financieros con los de su subsidiaria Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica. La Compañía prepara y presenta estados financieros consolidados, los cuales se presentan por separado.

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

Aprobación de estados financieros

Los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2009 han sido emitidos con la autorización de la Gerencia de la Compañía, serán presentados al Directorio en la sesión que se realizará el 9 de marzo de 2010 para la aprobación de su emisión, y luego puestos a consideración de la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas que se realizará dentro del plazo de ley para su aprobación definitiva. Los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2008, fueron aprobados por la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas realizada el 17 de marzo de 2009.

Principales Contratos de Operación y Convenios

(a) Contratos con Southern Perú Copper Corporation, Sucursal del Perú

La Compañía suscribió dos contratos con Southern Perú Copper Corporation (SPCC) denominados “Power Purchase Agreement” y “Services Agreement” en 1996 y 1997, respectivamente. En virtud de dichos contratos la Compañía adquirió de SPCC una planta de generación de energía eléctrica y se comprometió a proveerle servicios de energía eléctrica hasta el año 2017.





Asimismo, se establecieron las cantidades y las bases para la determinación de los precios de potencia y energía a ser facturados mensualmente. El total de ingresos facturados a SPCC en 2009 asciende a US$151.5 millones (US$250.3 millones en 2008) y representa el 43.1% (56.7% en 2008) del total de ventas de la Compañía (Nota 3).

Con fecha 24 de abril de 2009, las partes acordaron la modificación de las bases para la determinación de los precios de potencia y energía a ser facturados mensualmente.

(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 (C.H. Yuncán), contados a partir del 7 de septiembre de 2005 (fecha de entrega de la C.H. Yuncán).

En cumplimiento de dicho contrato, la Compañía realizó los siguientes pagos que se encuentran registrados como Otros activos (Nota 12):

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

de la fecha de entrega efectiva de la Central y de acuerdo al calendario de pagos establecido hasta el año 2022. En 2009, un monto de (en miles) US$6,847 (US$6,987 en 2008) fue pagado y registrado en Gastos contratados por anticipado. Estos pagos están siendo amortizados en los 30 años de duración del contrato. El saldo al 31 de diciembre de 2009, neto de amortización asciende a (en miles) US$16,000 (US$12,659 al 31 de diciembre de 2008) (Nota 9).

El total pagado al 31 de diciembre de 2009 según contrato asciende a (en miles) US$31,241 (al 31 de diciembre de 2008 fue de (en miles) US$24,394) y la amortización acumulada asciende a (en miles) US$15,241 (al 31 de diciembre de 2008 fue de (en miles) US$11,735).



El precio será fijado en US$/MMBTU (dólares por millón de BTU) y determinado sobre un precio base actualizado al 1 de enero de cada año, por factores de ajuste según el índice de precios de productores (PPI) utilizados por el mercado de los Estados Unidos de Norteamérica. La vigencia de este contrato es de 15 años e incluye una ampliación de las cantidades contratadas, necesarias para la operación de la segunda unidad. Posteriormente, se han modificado los términos de este contrato a efectos de obtener el suministro de gas necesario para la operación de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno.

Perú S.A. (concesionaria encargada del transporte del gas de Camisea). La contraprestación de este servicio se basa en tarifas

millones de m3/día después del inicio de la segunda unidad de la C.T. Chilca Uno.

transferida a cantidad firme.

por una cantidad de 1.1 millones de m3/día, en virtud de la adjudicación de transformación parcial de la cantidad interrumpible.

millones de m3/día, por efecto de la transformación parcial de la cantidad interrumpible.

(d) Contratos de Construcción - Central Termoeléctrica ChilcaUno – Unidad 3 (C.T. ChilcaUno).

turbina por un precio de US$66.3 millones. La tercera unidad comprende una turbina a gas natural con una potencia instalada

está ubicada al costado de la primera y segunda unidad de la C.T. ChilcaUno.

Banco Continental BBVA.(Notas 11 y 16).



(e) “Services Contract” - Contrato de servicios firmado con Siemens Power Generation Service Company, Ltd.

Con fecha 27 de septiembre de 2006 se firmó el “Services Contract” que contempla la prestación de servicios de inspección para los mantenimientos menores y mayores que necesitarán las dos unidades de generación a gas mencionadas en el acápite (c) de esta nota, de manera periódica en función a las horas en producción de cada una de las turbinas, a partir del año 2009. El contrato tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra primero. El contrato establece los costos por tipo de inspección, que serán pagados al momento en que se incurran en ellos.

Asimismo, con fecha 21 de septiembre de 2007, se firmó un nuevo contrato “Services Contract” que contempla la prestación de los mismos servicios que necesitará la tercera unidad de generación a gas mencionada en el acápite (d) de esta nota, de manera periódica en función a las horas en producción, a partir del año 2010. El contrato tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra primero.

(f) “Program Parts, Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract” - Contrato de servicios de mantenimiento, instalación de partes y soporte logístico firmado con Siemens Power Generation, Inc.

Con fecha 27 de septiembre de 2006 se firmó el “Program Parts, Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract” que contempla la prestación de servicios a partir de la puesta en marcha de cada una de las turbinas a gas mencionadas en el acápite (c) de esta nota, y tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra primero.

El servicio incluye el soporte logístico, la compra de partes y repuestos según el programa de mantenimiento establecido en el contrato y también la mano de obra necesaria para el montaje, desmontaje y reemplazo efectivo de las partes adquiridas.

Este contrato asegura a la Compañía el funcionamiento eficiente de las partes y piezas cambiadas según el cronograma establecido, así como el reemplazo de cualquier repuesto necesario en los mantenimientos menores y mayores durante la vigencia del contrato.

La Compañía pagará una tarifa fija anual por (en miles) US$320 por las dos turbinas, y una tarifa variable calculada en base a las horas equivalente de producción de cada turbina, que serán pagadas al final de cada trimestre.

Por otro lado, un total de US$4.5 millones que fueron pagados por única vez al inicio del mencionado contrato, relacionados con partes y repuestos, fueron registrados como inmuebles, maquinaria y equipo (Nota 2 (i)).

Asimismo, con fecha 21 de septiembre de 2007, se firmó un nuevo contrato “Program Parts, Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract” que contempla la prestación de los mismos servicios que necesitará la tercera unidad de generación a gas mencionada en el acápite (d), y tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra primero.





Para el caso de la tercera turbina la tarifa anual es (en miles) US$225 y la tarifa variable será calculada de la misma manera que para las turbinas anteriores, en base a las horas equivalentes de producción.

Al 31 de diciembre de 2009, el total pagado por estos conceptos asciende a (en miles) US$20,486 (US$9,604 al 31 de diciembre de 2008) y se presentan como Anticipos otorgados en la medida que el servicio aún no ha sido ejecutado.

En el caso de los contratos descritos en los acápites (e) y (f), los pagos realizados por la Compañía se registran en una cuenta de Anticipos Otorgados y se reconocerán como activo fijo al momento de efectuarse el mantenimiento mayor según el programa establecido en los contratos.

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

(a) Ley de Concesiones Eléctricas(b) Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica(c) Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado(d) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería(e) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos(f) Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico

Al 31 de diciembre de 2009, no hubo cambios a las normas legales y operativas relacionadas con el sector eléctrico, que tuvieran un efecto significativo sobre la situación y desempeño financiero de la Compañía.

2. POLITICAS CONTABLES SIGNIFICATIVAS

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

(a) Base de preparación y presentación

Los estados financieros se preparan y presentan de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú (PCGA en Perú), los cuales comprenden 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 Interpretación (SIC) adoptadas por el IASB, oficializadas por el Consejo Normativo de Contabilidad (CNC) para su aplicación en Perú.



En la preparación y presentación de los estados financieros de 2009 y 2008, la Compañía ha observado el cumplimiento de las Normas e Interpretaciones antes mencionadas que le son aplicables, de acuerdo con las Resoluciones emitidas por el CNC.

Modificaciones a normas emitidas e interpretaciones aprobadas por el CNC

Por Resolución No.040-2008-EF/94 el CNC aprobó la aplicación de las siguientes modificaciones a normas emitidas e interpretaciones para la preparación de estados financieros al 31 de diciembre de 2009. Estas normas han sido adoptadas por la Compañía para la preparación de sus estados financieros de 2009:

requerimientos a los de la NIIF 7 que se describe a continuación.

permita que los usuarios de sus estados financieros evalúen la relevancia de los instrumentos financieros en su situación financiera y en su desempeño. Esta norma exige que se revele el análisis de la gerencia sobre los potenciales efectos de cada tipo de riesgo financiero que afectan a la entidad. La norma distingue a los riesgos financieros como: riesgo de crédito, riesgo de liquidez y riesgo de mercado. La norma exige la presentación de información cualitativa y cuantitativa de sus instrumentos financieros, presentada de la misma forma en que es analizada por la gerencia en su función de administración de riesgos planteando requerimientos mínimos de exposición.

Esta norma aplica a:

- Instrumentos financieros reconocidos y no reconocidos,- Contratos para comprar o vender productos no financieros que están dentro del alcance de la NIC 39.

este tipo de programas.

norma no es aplicable a las operaciones de la Compañía.

La Gerencia de la Compañía considera que las Normas aplicables a partir de 2009 sólo tienen como resultado revelaciones adicionales, y no afectan la situación financiera ni los resultados de la Compañía.





Nuevos Pronunciamientos Contables

Ciertas normas (NIIF) e interpretaciones (CINIIF) y revisiones a ciertas NIIF emitidas internacionalmente, serán aplicables a nivel internacional para periodos que comienzan a partir ó después del 1 de enero de 2009, con la posibilidad de ser aplicadas de manera anticipada, bajo ciertas condiciones. Estas normas aún no han sido aprobadas por el CNC, como sigue:

Fecha EfectivaInternacionalmente

Fecha de Emisióno Última Revisión

Nro. deNorma

Descripción de la Norma

NIIF 1NIIF 2NIIF 3NIIF 5NIIF 7NIIF 8NIIF 9NIC 1NIC 7

NIC 16NIC 17NIC 19NIC 20

NIC 23NIC 24NIC 27NIC 28NIC 29NIC 31NIC 32NIC 36NIC 38NIC 39NIC 40NIC 41

CINIIF 14

CINIIF 15CINIIF 16CINIIF 17CINIIF 18CINIIF 19

Julio 2009 Junio 2009 Enero 2008

Abril 2009 Marzo 2009

Abril 2009 Noviembre 2009

Abril 2009 Abril 2009

Mayo 2008 Abril 2009

Mayo 2008 Mayo 2008

Mayo 2008 Noviembre 2009

Mayo 2008 Mayo 2008 Mayo 2008 Mayo 2008

Marzo 2009 Abril 2009 Abril 2009 Abril 2009

Mayo 2008 Mayo 2008

Noviembre 2009

Julio 2008Julio 2008

Noviembre 2008Enero 2008

Noviembre 2009

1 de enero de 20101 de enero de 2010

1 de julio de 20091 de enero de 20101 de enero de 20101 de enero de 20101 de enero de 20131 de enero de 20101 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 20101 de enero de 2009

1 de enero de 20091 de enero de 20111 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 2010

1 de febrero de 20101 de julio 2009

1 de enero de 20101 de enero de 20101 de enero de 20091 de enero de 2011

1 de enero de 20091 de octubre de 2008

1 de julio de 20091 de julio de 20091 de julio de 2010

Adopción de las NIIF por primera vezPagos basados en accionesCombinaciones de negociosActivos no corrientes mantenidos para la venta y operaciones discontinuadasInstrumentos financierosSegmentos de OperaciónInstrumentos Financieros - Clasificación y MediciónPresentación de estados financierosEstado de Flujos de EfectivoPropiedades, planta y equipoArrendamientosBeneficios a los empleadosContabilización de las Subvenciones del Gobierno e Información a Revelar sobre Ayudas GubernamentalesCostos de financiamientoInformación a Revelar sobre Partes RelacionadasEstados financieros consolidados y separadosInversiones en Empresas AsociadasInformación financiera en economías hiperinflacionariasParticipaciones en negocios conjuntosInstrumentos financieros: reconocimiento y mediciónDeterioro de ActivosActivos IntangiblesInstrumentos financieros: Reconocimiento y MediciónInversiones inmobiliariasAgriculturaNIC 19 - El Límite en un Definido Beneficio de Activos, Requerimientos de Fondeo Mínimo y su InteracciónContrato para la construcción de inmueblesCobertura de una Inversión neta en una Operación en el ExteriorDistribución a propietarios de activos diferentes a efectivoTransferencia de Activos a ClientesExtinción de Pasivos Financieros con Instrumentos de Patrimonio



La Gerencia de la Compañía está analizando el impacto que estas normas, aún no aprobadas por el CNC, podrían tener en la preparación y presentación de sus estados financieros.

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 septiembre 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 Tributaria declare la nulidad de oficio de tal resolución administrativa al amparo de lo dispuesto en el artículo 202.3 de la Ley No. 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, que es de un año contado desde la fecha en el que el acto administrativo quedó consentido. Adicionalmente, el Decreto Supremo 151-2002-EF no deja sin efecto las autorizaciones entonces vigentes para llevar contabilidad en moneda extranjera y ello no ha sido objetado por la SUNAT en las auditorías que ha realizado a la Compañía.

Al 31 de diciembre de 2009, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.346 (US$0.318 al 31 de diciembre de 2008) por S/.1.00.

(b) Moneda funcional y moneda de presentación

La Compañía prepara y presenta sus estados financieros en dólares estadounidenses, que es su moneda funcional. La moneda funcional es la moneda del entorno económico principal en el que opera una entidad, aquella que influye en los precios de venta de los bienes que comercializa o en los servicios que presta, entre otros factores.

Transacciones en moneda extranjera

Las transacciones en moneda extranjera diferente a la moneda funcional son convertidas al tipo de cambio de la fecha de transacción. Los saldos de activos y pasivos financieros denominados en la moneda extranjera diferente a la moneda funcional son convertidos al tipo de cambio vigente a la fecha del balance general. Las ganancias y pérdidas resultantes de la conversión son reconocidas en el estado de ganancias y pérdidas.





(c) 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 de potencia y energía, estimación de ingresos por energía y potencia entregada no facturada, la vida útil asignada a inmuebles, maquinaria y equipo, la amortización del derecho de usufructo, aportes sociales y de otros activos, la determinación del valor razonable de los activos y pasivos financieros valuados al costo amortizado, la determinación del valor razonable de instrumentos financieros derivados, y la determinación del impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido.

(d) Cuentas por cobrar comerciales

Las cuentas por cobrar comerciales se registran a su valor nominal y están presentadas netas de provisión por deterioro de cuentas por cobrar, la cual es estimada de acuerdo a las políticas establecidas por la Gerencia, y se reconoce considerando, entre otros factores, la antigüedad de los saldos pendientes de cobro con una antigüedad mayor a 365 días y sus posibilidades de ser recuperados, y la evidencia de dificultades financieras del deudor que incrementen más allá de lo normal el riesgo de incobrabilidad de los saldos antiguos pendientes de cobro, de modo que su monto tenga un nivel que la Gerencia estima adecuado para cubrir eventuales pérdidas en las cuentas por cobrar a la fecha del balance general. El monto de la provisión se reconoce con cargo a los resultados del periodo, y los recuperos posteriores con crédito a los resultados del periodo en el que las condiciones que originaron su reconocimiento son superadas.

(e) Suministros y combustibles

Los suministros y combustibles se valúan al costo o al valor neto realizable, el que sea menor. El costo se determina usando el método de promedio ponderado, y para los casos del costo del carbón y de las existencias por recibir, usando el método de costo específico. 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 periodo en que ocurren tales reducciones.

(f) Instrumentos financieros

Los instrumentos financieros se definen como cualquier contrato que origina simultáneamente, un activo financiero en una empresa y un pasivo financiero o un instrumento de patrimonio en otra empresa. Los principales activos y pasivos financieros presentados en el balance general son: efectivo y equivalente de efectivo, cuentas por cobrar y por pagar comerciales, cuentas por cobrar y por pagar a empresas relacionadas, inversión en subsidiaria, otras cuentas por cobrar y por pagar (excepto el impuesto a la renta) y obligaciones financieras. Las políticas contables para su reconocimiento y medición se describen en las correspondientes notas de políticas contables.



El reconocimiento inicial de un activo o pasivo financiero que no se lleve a valor razonable con cambios en ganancias y pérdidas, será a su valor razonable más los costos de transacción que sean directamente atribuibles a la compra o emisión del instrumento financiero.

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

El método de la tasa de interés efectiva busca igualar exactamente el valor en libros de un instrumento financiero con los flujos de efectivo por cobrar o por pagar estimados a lo largo de la vida esperada del instrumento financiero. La pérdida o ganancia de un pasivo financiero a valor razonable con cambios en ganancias y pérdidas, se reconocerá en los resultados del ejercicio. En el caso de los pasivos financieros registrados al costo amortizado, se reconocerán las ganancias o pérdidas en el resultado del ejercicio cuando el pasivo financiero se dé de baja por haberse extinguido (pago, cancelación o expiración), así como a través del proceso de amortización.

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

(g) Instrumentos financieros derivados

La Compañía utiliza instrumentos financieros derivados para reducir el riesgo de las variaciones en el tipo de cambio de sus obligaciones financieras en nuevos soles. Los instrumentos financieros derivados se contabilizan de acuerdo con la aplicación de la NIC 39 “Instrumentos Financieros Reconocimiento y Medición”.

Los contratos de instrumentos financieros derivados para los cuales la Compañía ha establecido una relación de cobertura de flujo de efectivo son registrados como activos o pasivos en el balance general y se presentan a su valor razonable. En la medida que estas coberturas sean efectivas para compensar las variaciones en los tipos de cambio relacionados, los cambios en el valor razonable son registrados en una cuenta patrimonial. Estos montos son transferidos a los resultados del ejercicio en el que los instrumentos financieros y/o sus intereses correspondientes son liquidados, y se presentan en el rubro Ingresos financieros, en el estado de ganancias y pérdidas. Los instrumentos deben evaluarse periódicamente y considerarse como altamente efectivos en un rango de 80-125% para reducir el riesgo asociado con la exposición que se esté cubriendo. Si en algún momento la cobertura deja de ser efectiva, los cambios en el valor razonable a partir de ese momento, se reflejarán en los resultados del ejercicio.





(h) Inversión en subsidiaria

La inversión en subsidiaria se registra al costo de adquisición o al valor recuperable, el que sea menor. Cuando el valor recuperable de la inversión es menor a su costo de adquisición, se reconoce una pérdida por deterioro de valor por un monto equivalente al exceso de costo sobre el valor recuperable, con cargo a los resultados del ejercicio en el que se producen tales disminuciones.

(i) Inmuebles, maquinaria y equipo

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

Los desembolsos incurridos después que un activo fijo ha sido puesto en uso, denominados principalmente mantenimientos mayores, se capitalizan como costo adicional del activo únicamente cuando pueden ser medidos confiablemente y es probable que tales desembolsos resultarán en beneficios económicos futuros superiores al rendimiento normal evaluado originalmente para dicho activo. Estos desembolsos serán amortizados en línea recta hasta la fecha del siguiente mantenimiento mayor. Los desembolsos para mantenimiento y reparaciones se reconocen como gasto del ejercicio en el que son incurridos.

Las partes y repuestos importantes que la Compañía espera utilizar durante más de un período y que están vinculados a un elemento de inmuebles, maquinaria y equipo, son reconocidos como tal en el momento de su adquisición.

Cuando un activo fijo se vende o es retirado del uso, su costo y depreciación acumulada se eliminan y la ganancia o pérdida resultante se reconoce como ingreso o gasto.

Los trabajos en curso representan activos en construcción y se registran al costo. Las construcciones en proceso no se deprecian hasta que los activos relevantes se terminen y estén operativos.

(j) Arrendamiento financiero

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

(k) Costos de financiamiento

Los costos de financiamiento se reconocen como gasto en el periodo en que son incurridos. Los costos de financiamiento que son atribuibles directamente a la adquisición, construcción o producción de un activo que necesariamente toma tiempo considerable para estar listo para su venta o uso esperado (activo calificado) se capitalizan como parte del costo de dicho activo.



La capitalización comienza cuando se están llevando a cabo las actividades necesarias para preparar el activo calificado para su uso esperado y se está incurriendo en desembolsos y en costos de financiamiento, y finaliza cuando sustancialmente se han completado todas las actividades necesarias para preparar el activo calificado para su uso esperado.

(l) Arrendamiento operativo

Los pagos por “Derecho de Usufructo” y “Aporte Social” (Nota 1), que han sido calificados, por las características del contrato y la realidad económica de la transacción, como un arrendamiento operativo, se reconocen como gasto siguiendo el método de línea recta durante el plazo de duración del contrato de “Derecho de Usufructo” y se presenta en el rubro Costo de ventas de energía eléctrica en el estado de ganancias y pérdidas.

(m) Otros activos

Otros activos, principalmente, “Derechos por Contrato” relacionados con la C.H. Yuncán que comprende el costo del proyecto de la Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo21) y software, se registran al costo y están presentados neto de amortización acumulada. La amortización se determina siguiendo el método de línea recta en base a la vida útil estimada de los activos, en períodos que varían entre 1 y 30 años.

(n) Pérdidas por deterioro

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

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

(o) Provisiones

Las provisiones se reconocen sólo cuando la Compañía tiene una obligación presente (legal o implícita) como resultado de un evento pasado, es probable que se requieran recursos para liquidar la obligación, y se puede estimar confiablemente el monto de la obligación.





Las provisiones se revisan en cada período y se ajustan para reflejar la mejor estimación que se tenga a la fecha del balance general. Cuando el efecto del valor del dinero en el tiempo es importante, el monto de la provisión es el valor presente de los gastos que se espera incurrir para cancelarla.

(p) Pasivos y activos contingentes

Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sólo se revelan en nota a los estados financieros a menos que la posibilidad de una salida de recursos sea remota.

Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sólo se revelan en nota a los estados financieros cuando es probable que se producirá un ingreso de recursos.

Las partidas tratadas previamente como pasivos o activos contingentes, serán reconocidas en los estados financieros del período en el cual ocurra el cambio de probabilidades, esto es, cuando en el caso de pasivos se determine que es probable, o virtualmente seguro en el caso de activos, que se producirá una salida o un ingreso de recursos, respectivamente.

(q) Beneficios a los trabajadores

Los beneficios a los trabajadores son reconocidos como un pasivo cuando el trabajador ha prestado servicios a la Compañía a cambio del derecho de recibir pagos en el futuro.

(r) Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

Los ingresos se reconocen, cuando es probable que los beneficios económicos relacionados con la transacción, fluirán a la Compañía, como sigue: (a) ingresos por venta de energía eléctrica, se facturan mensualmente en base a lecturas periódicas (mensuales), y son reconocidos íntegramente en el período en que se presta el servicio, (b) ingreso por energía entregada y no facturada entre la última lectura y el fin de cada mes se incluye en la facturación del mes siguiente, pero se reconoce como ingreso en el mes que corresponde en base a estimados de la energía consumida por el usuario del servicio durante el referido período, y (c) ingresos por intereses son reconocidos en base al rendimiento efectivo en proporción al tiempo transcurrido y se incluyen en la cuenta ingresos financieros.

Los costos de venta de energía eléctrica y los demás ingresos y gastos se reconocen cuando se devengan.

(s) Ganancias y pérdidas por diferencia de cambio

Las ganancias y pérdidas por diferencia de cambio provenientes de la cancelación de partidas monetarias denominadas en moneda extranjera, o del ajuste de tales partidas por variaciones en el tipo de cambio después de su registro inicial, se reconocen como un ingreso y un gasto financiero, respectivamente, en el ejercicio en el cual surgen.



(t) Impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido

El pasivo por impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido se reconoce por todas las diferencias temporales gravables que surgen al comparar el valor en libros de los activos y pasivos y su base tributaria, sin tener en cuenta el momento en que se estime que las diferencias temporales que le dieron origen, serán reversadas. El activo por impuesto a la renta y participación de los trabajadores 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 y el porcentaje de participación de los trabajadores promulgada o sustancialmente promulgada en la fecha del balance general.

El impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido se reconoce como gasto o ingreso del período, o se carga o abona directamente al patrimonio cuando se relacione con partidas que han sido cargadas o abonadas directamente al patrimonio.

(u) Utilidad por acción

La utilidad básica por acción común ha sido calculada dividiendo la utilidad neta del período atribuible a los accionistas comunes, entre el promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante dicho período. Debido a que no existen acciones comunes potenciales diluyentes, esto es, instrumentos financieros u otros contratos que dan derecho a obtener acciones comunes, la utilidad diluida por acción común es igual a la utilidad básica por acción común.

(v) Efectivo y equivalentes de efectivo

Efectivo comprende efectivo en caja y depósitos de libre disponibilidad. Equivalentes de efectivo comprende inversiones financieras de corto plazo, con vencimientos menores a tres meses contados a partir de su fecha de adquisición, fácilmente convertibles en montos conocidos de efectivo y no están sujetas a riesgos significativos de cambios en su valor.

3. ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS

Durante el curso normal de sus operaciones, la Compañía se encuentra expuesta a una variedad de riesgos financieros. El programa de administración de riesgos de la Compañía se concentra principalmente en los mercados de energía y financieros y trata de minimizar potenciales efectos adversos de éstos en el desempeño financiero de la Compañía. La Gerencia de Finanzas, Administración y Contraloría tiene a su cargo la administración, identificación, evaluación y cobertura de los riesgos financieros.





(a) Riesgos de mercado

(i) Riesgo de tipo de cambio

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía presenta una posición pasiva neta de (en miles) S/.142,646 (S/.91,428 en 2008), compuesto principalmente por obligaciones financieras a largo plazo (bonos emitidos en nuevos soles). Con el objeto de reducir el riesgo por la fluctuación de los tipos de cambio, la Compañía ha efectuado operaciones de cobertura (Nota 21).

Al 31 de diciembre de 2009, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.346 (US$0.318 al 31 de diciembre de 2008) por S/.1.00, y se resume como sigue:

(ii) Riesgo de tasa de interés

La Compañía no tiene activos significativos que generan intereses; los ingresos y los flujos de efectivo operativos de la Compañía son independientes de los cambios en las tasas de interés en el mercado.

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, la Compañía mantiene obligaciones financieras a largo plazo con tasas de interés variable. Con el objeto de reducir dicho riesgo, la Compañía efectúa operaciones de cobertura de tasas de interés (Nota 21).

2008S/.000

2009S/.000

56,219 102,961

31 8,020

167,231

16,699 12,773

280,405

309,877

(142,646)

84,283 63,871

31 2,242

150,427

27,483 9,567

204,805

241,855

(91,428)

Activos:EfectivoCuentas por cobrar comercialesCuentas por cobrar a empresas relacionadasOtras cuentas por cobrar

Total

Pasivos:Cuentas por pagar comercialesOtras cuentas por pagar y provisionesObligaciones financieras

Total

Posición pasiva neta



(iii) Riesgo de crédito

Los activos financieros de la Compañía potencialmente expuestos a concentraciones significativas de riesgo de crédito, consisten principalmente de depósitos en bancos y cuentas por cobrar comerciales. Con respecto a los depósitos en bancos, la Compañía mantiene cuentas bancarias en diversos bancos y no tiene depósitos significativos con ningún banco en particular. Con respecto a las cuentas por cobrar comerciales por venta de energía y potencia, la Compañía cuenta, al 31 de diciembre de 2009, con 18 clientes libres que representan un 50.39% de los ingresos totales que incluyen venta de energía eléctrica, potencia, entre otros (18 clientes libres que representaban un 65.50% de los ingresos totales en 2008) y 11 contratos con clientes regulados que representan un 35.32% de los ingresos totales (13 contratos con clientes regulados que representaban un 19.71% de los ingresos totales en 2008). La concentración significativa de riesgo de crédito la constituye su principal cliente SPCC (Nota 1). Es importante mencionar que SPCC es un cliente de reconocido prestigio a nivel internacional, el mayor productor y exportador de cobre en Perú y una de las empresas más grandes del país. Asimismo SPPC cuenta con un rating para su deuda de largo plazo de BBB, Baa3 y BBB- otorgados por Fitch Ratings, Moody’s y Standard & Poor’s.

La Gerencia considera que el riesgo de crédito de la Compañía se encuentra mitigado dado que sus clientes son empresas de reconocido prestigio nacional e internacional, y no se han presentado problemas de cobranza dudosa en el pasado.

(b) Riesgo de liquidez

La administración prudente del riesgo de liquidez implica mantener suficiente efectivo y equivalente de efectivo y la posibilidad de comprometer y/o tener comprometido financiamiento a través de una adecuada cantidad de fuentes de crédito. La Compañía mantiene adecuados niveles de efectivo y equivalentes de efectivo y de líneas de crédito disponibles. El análisis de los pasivos financieros de la Compañía clasificados según su vencimiento, considerando el periodo restante para llegar a ese vencimiento en la fecha del balance general es como sigue:

Menos de1 año

US$000

Entre 1 y 2 añosUS$000

Entre 2y 5 añosUS$000

Más de5 añosUS$000

Sin VencimientoEspecíficoUS$000

TotalUS$000

Al 31 de diciembre de 2009Obligaciones financierasCuentas por pagar comercialesOtras cuentas por pagar y provisiones

Total


Total

279,679 17,958 14,358

311,995

245,169 20,117 11,937

277,223

- -

3,075

3,075

- -

1,424

1,424

100,917 - -

100,917

91,273 - -

91,273

63,554 - -

63,554

59,033 - -

59,033

42,604 - -

42,604

49,094 - -

49,094

72,604 17,958 11,283

101,845

45,769 20,117 10,513

76,399





La Gerencia administra el riesgo asociado con los importes incluidos en cada una de las categorías mencionadas anteriormente, para lo cual mantiene un nivel suficiente de efectivo y equivalente de efectivo proveniente de sus actividades de operación y la posibilidad de obtener financiamiento a través de una adecuada cantidad de fuentes de crédito. Así también, se asegura que no exista una alta concentración de vencimientos de deuda en un mismo período, reduciendo así el riesgo de refinanciamiento.

(c) Administración del riesgo de capital

Los objetivos de la Compañía al administrar el capital son el salvaguardar su capacidad de continuar como empresa en marcha con el propósito de generar retornos a sus accionistas, beneficios a otros grupos de interés y mantener una estructura de capital óptima para reducir el costo del capital.

Consistente con la industria, la Compañía monitorea su capital sobre la base del ratio de apalancamiento, este ratio se calcula dividiendo la deuda neta entre el capital total. La deuda neta corresponde al total del endeudamiento (incluyendo el endeudamiento corriente y no corriente) menos el efectivo y equivalentes de efectivo. El capital total corresponde al patrimonio más la deuda neta.

El ratio de apalancamiento es como sigue:

Asimismo, la Compañía monitorea su capacidad de repago de sus obligaciones financieras a través de la generación de caja proveniente de las actividades de operación. Para esto utiliza el ratio de cobertura de deuda, que se calcula dividiendo la deuda financiera total entre la utilidad operativa sumada a la depreciación y amortización del periodo (EBITDA).

2008US$000

2009US$000

279,679 (23,557)

256,122

213,575

469,697

0.545

245,169 (41,253)

203,916

219,001

422,917

0.482

Obligaciones financieras Menos: Efectivo y equivalente de efectivo

Deuda netaTotal patrimonio (excepto por resultado no realizado por instrumentos financieros derivados)

Total capital

Ratio apalancamiento



(d) Valor razonable de instrumentos financieros

La Gerencia estima que los valores en libros de los instrumentos financieros de la Compañía al 31 de diciembre de 2009 y 2008 no difieren significativamente de sus valores razonables.

4. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

Este rubro comprende:

(a) Las cuentas corrientes corresponden a saldos mantenidos en entidades financieras locales y del exterior, en dólares estadounidenses y nuevos soles, y son de libre disponibilidad.

(b) Los depósitos a plazo vencen en 7 días (entre 5 y 15 días en 2008), y generan intereses a una tasa anual promedio de 1.20% en 2009 (4.07% en 2008).

2008US$000

2009US$000

279,679

107,075 27,285

134,360

2.082

245,169

159,326 25,526

184,852

1.326

Obligaciones financieras

Utilidad operativaMas: Depreciación y amortización

EBITDA

Ratio de cobertura de deuda

2008US$000

2009US$000

7,646 15,911

23,557

7,746 33,507

41,253

Caja y cuentas corrientes (a)Depósitos a plazo (b)

Total

El ratio de cobertura de deuda es como sigue:





5. CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES


2008US$000

2009US$000

17,171 1,413

18,584

23,003 1,491

24,494

Dentro de los plazos de vencimientoVencidas más de 30 días

Total

LargoPlazo

US$000CorrienteUS$000

LargoPlazo


18,584 36,549

(16)

55,117

---

-

24,397 22,056

(16)

46,437

97 - -

97

FacturasEnergía y potencia entregada no facturada (a)Provisión por deterioro de cuentas por cobrar (b)

Total

2009 2008

(a) La energía y potencia entregada no facturada corresponde a la remuneración por potencia y energía que el organismo regulador del sistema interconectado nacional, Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES - SINAC), asigna mensualmente a cada generador y que comunica para que sean facturados a los demás generadores o distribuidoras miembros del SINAC. Dicha energía y potencia corresponde básicamente a las ventas del mes de diciembre. La energía y potencia entregada no facturada al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fue facturada y cobrada en enero de 2010 y enero 2009, respectivamente.

(b) En opinión de la Gerencia, el saldo de la provisión por deterioro de cuentas por cobrar, cubre adecuadamente el riesgo de pérdida para cuentas por cobrar de dudosa recuperabilidad al 31 de diciembre de 2009 y 2008.

La antigüedad de las cuentas por cobrar comerciales, sin considerar la energía y potencia entregada no facturada, es como sigue:



6. SALDOS Y TRANSACCIONES CON EMPRESAS RELACIONADAS

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

2008US$000

2009US$000

58 27 4

10 4

103

379

36

- 23

- 10

-

33

155

-

Por cobrar no comerciales:GDF SUEZ Energy Central AmericaGDF SUEZ Energy Perú S.A. (b)Electrabel N.V.Egasur S.A.Bahía Las Minas S.A.

Total

Por pagar comerciales (Nota 13):GDF SUEZ Energy Perú S.A. (b)

Por pagar no comerciales:GDF SUEZ University S.A.

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

(b) Los saldos por cobrar corresponden a servicios administrativos prestados a GDF Suez Energy Perú S.A. (GSEP) según contrato firmado el 28 de diciembre de 2007. Los saldos pendientes de pago a dicha entidad se originaron por: (i) servicios recibidos de asesoría y consultoría relacionados al desarrollo de negocios, asuntos legales y financieros en virtud del contrato firmado el 28 de noviembre de 2008 y (ii) subarriendo de una parte del edificio donde se encuentran sus oficinas administrativas, según contrato firmado el 1 de abril de 2008. Al 31 de diciembre de 2008, en adición a los servicios mencionados anteriormente, la Compañía mantenía un contrato de servicios de operación y mantenimiento de las plantas y asistencia administrativa, financiera y técnica.





(c) Transacciones con empresas relacionadas

Las principales transacciones con empresas relacionadas comprenden:

2008US$000

2009US$000

- 2,065

- -

27,872 129

525 1,069

256 111

- -

Servicios de operación y mantenimiento de las plantas de generación eléctrica, así como asistencia administrativa, financiera y técnica, recibida de GSEPServicio de asesoría y consultoría recibido de GSEPCompra de activo fijo a GSEPReembolso de gastosCompra de carbón a Electrabel N.V.Curso de capacitación al personal por GDF SUEZ Central America

2008US$000

2009US$000

7,835 217

8,052

- 283

283

Saldo a favor por impuesto a la renta (Nota 14)Diversas

Total

(d) Remuneraciones de la plana gerencial

Las remuneraciones y/o compensaciones pagadas durante el año 2009 y 2008 a la plana gerencial, que tiene la autoridad y responsabilidad de planificar, dirigir y controlar las actividades de la Compañía de manera directa o indirecta, fue de (en miles) US$1,931 y US$1,056, respectivamente.

7. OTRAS CUENTAS POR COBRAR


El saldo a favor por impuesto a la renta puede ser recuperado solicitando su devolución, o aplicándolo como crédito contra futuros pagos a cuenta y de regularización del referido impuesto.



LargoPlazo


LargoPlazo


3,949 85

1,325 840

6,199

14,012 841

- -

14,853

3,949 85

1,476 393

5,903

10,275 927

- -

11,202

Derecho de Usufructo y Aportes Sociales (Nota 1 (b))Costos de financiamientoSegurosOtros

Total

8. SUMINISTROS Y COMBUSTIBLES


2008US$000

2009US$000

12,532 14,806 5,497

32,835

12,991 11,825 14,211

39,027

Suministros y repuestosCombustibles y carbónExistencias por recibir

Total

2008US$000

2009US$000

- 64

(64)

-

- 175

(175)

-

Saldo inicialAumentosBajas por destrucción

Total

El movimiento en la provisión para desvalorización de suministros y combustibles fue como sigue:

En opinión de la Gerencia, al 31 de diciembre de 2009 y 2008, no es necesario constituir provisión para desvalorización de existencias.

9. GASTOS CONTRATADOS POR ANTICIPADO


2009 2008





Aporte enEfectivo US$000

Fecha del aporte

500 500

1,500

28 de Abril de 20097 de agosto de 20091 de octubre de 2009

10. INVERSION EN SUBSIDIARIA

Con fecha 27 de marzo de 2009, la Compañía adquirió la totalidad de las acciones de Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica (Quitaracsa), titular de la concesión para desarrollar la actividad de generación eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Quitaracsa I, que se ubicará en el departamento de Ancash.

El precio pagado por la compra de dichas acciones fue de (en miles) US$2,713 y como parte del acuerdo de compra venta, la Compañía pagó las deudas que Quitaracsa mantenía con Compañía Minera Atacocha S.A.A. y Empresa Energética de Chaprín S.A. por un monto de (en miles) US$693, las cuales fueron capitalizadas con fecha 28 de abril de 2009.

Según adenda al acuerdo de compra venta de acciones del 7 de julio de 2009, la Compañía verificó la existencia de cuentas por pagar de Quitaracsa por (en miles) US$108 originadas antes de la firma del acuerdo y no consideradas en la información financiera proporcionada por Quitaracsa a la firma del acuerdo; por lo tanto, dicha suma ha sido asumida por los vendedores de acuerdo a lo pactado y fue compensada del saldo pendiente de pago por la compra de acciones, habiéndose efectuado el último pago el 15 de enero de 2010.

La Compañía efectuó aportes de capital en efectivo en Quitaracsa como sigue:

La situación financiera de Quitaracsa al 31 de diciembre de 2009 comprende total activos y patrimonio por (en miles) US$3,401 y US$3,378, respectivamente.



11. INMUEBLES, MAQUINARIA Y EQUIPO, NETO

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

Edificios y OtrasInstalaciones

US$000

Maquinariay EquipoUS$000

TerrenosUS$000

2,419

21 - -

2,440

1,210 - -

3,650

-

- -

-

- -

-

2,440

3,650

163,975

339 -

2,018

166,332

237 -

13,502

180,071

32,336

5,648 -

37,984

5,937 -

43,921

128,348

136,150

219,621

1,129 -

1,248

221,998

2,918 (2)

71,017

295,931

63,154

15,721 -

78,875

17,181 -

96,056

143,123

199,875

Costo:Saldos al 1 de enero de 2008

AdicionesRetirosTransferencias y otros cambios




Depreciación:Saldos al 1 de enero de 2008

AdicionesRetiros


AdicionesRetiros


Costo neto:Al 31 de diciembre de 2008

Al 31 de diciembre de 2009





Unidades de Transporte

US$000

Muebles yEnseresUS$000

1,918

43 (193)

-

1,768

59 (40)

-

1,787

1,108

263 (133)

1,238

233 (40)

1,431

530

356

872

368 (1) 3

1,242

163 - -

1,405

346

93 (1)

438

116 -

554

804

851

EquiposDiversosUS$000

21,800

2,407 -

217

24,424

8,564 -

7,935

40,923

11,271

1,041 -

12,312

1,687 -

13,999

12,112

26,924

Trabajosen CursoUS$000

27,305

58,569 (131)

(5,302)

80,441

20,000 -

(92,454)

7,987

-

- -

-

- -

-

80,441

7,987

TotalUS$000

437,910

62,876 (325)

(1,816) -

498,645

33,151 (42)

-

531,754

108,215 -

22,766 (134)

- 130,847

25,154 (40)

155,961

367,798

375,793



3 3,10,20 y 33

2010

10,20 y 25

Edificios y otras instalacionesMaquinaria y equipoUnidades de transporteMuebles y enseresEquipos diversos

(b) La depreciación de inmuebles, maquinaria y equipo por el ejercicio 2009 de (en miles) US$25,154 (US$22,766 en 2008) está incluida en la cuenta costo de ventas de energía eléctrica por US$24,712 (US$21,668 en 2008) y gastos de administración por US$442 (US$1,098 en 2008).

(c) En noviembre de 2006 la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento financiero para financiar la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno (Notas 1 y 16), la que empezó a operar en junio 2007. El costo de los activos adquiridos a la construcción de este activo ascendió a (en miles) US$47,357, y se encuentran contabilizados en sus respectivas cuentas. La depreciación acumulada de este activo es de (en miles) US$11,822 (US$6,905 al 31 de diciembre de 2008). En diciembre de 2007 la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento financiero para financiar parte de la construcción de la tercera unidad de la misma central (Notas 1 y 16), la que empezó a operar en agosto 2009. Al 31 de diciembre de 2009, el valor en libros de los desembolsos efectuados para la construcción de este activo asciende a (en miles) US$82,517 (US$63,497 al 31 de diciembre de 2008), los cuales se encuentran contabilizados en sus respectivas cuentas. El monto total financiado con contratos de arrendamiento fue de (en miles) US$66,332.

(d) Al 31 de diciembre de 2009 este rubro incluye maquinaria y equipo y unidades de transporte por (en miles) US$32,101 (US$20,341 en 2008), totalmente depreciados que todavía se encuentran en uso.

(e) De acuerdo con las políticas establecidas por la Gerencia, al 31 de diciembre de 2009 la Compañía tiene contratadas pólizas de seguros contra todo riesgo, que le permiten asegurar sus principales activos hasta por una suma asegurada de (en miles) US$879,509. En opinión de la Gerencia, las pólizas de seguros contratadas están de acuerdo con el estándar utilizado por empresas equivalentes del sector, y cubren adecuadamente el riesgo de eventuales pérdidas por cualquier siniestro que pudiera ocurrir, considerando el tipo de activos que posee la Compañía.

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





OtrosUS$000

DerechosContrato

Yuncán (b)US$000

Costo de ProyectoC.T. Ilo 21US$000

SoftwareUS$000

54,388

- -

54,388

-

54,388

4,459

1,813

6,272

1,813

8,085

48,116

46,303

500

- -

500

-

500

201

22

223

22

245

277

255

1,730

344 -

2,074

276

2,350

1,138

786

1,924

296

2,220

150

130

428

1 133

562

-

562

198

139

337

-

337

225

225

TotalUS$000

57,046

345 133

57,524

276

57,800

5,996

2,760

8,756

2,131

10,887

48,768

46,913

Costo:


AdicionesOtros cambios


Adiciones


Amortización:


Adiciones


Adiciones


Costo neto:



12. OTROS ACTIVOS, NETO

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



3 4.35

33.33100

Derechos - Contrato YuncánCosto de Proyecto C.T. Ilo 21SoftwareOtros

(b) Corresponde a los desembolsos efectuados por “Derecho por Contrato” y el pago inicial del “Aporte social” (Nota 1), y son amortizados en 30 años a partir del 7 de septiembre de 2005 (fecha de recepción de la C.H. Yuncán).

(c) La amortización de otros activos por el ejercicio 2009 de (en miles) US$2,131 (US$2,760 en 2008) está incluida en la cuenta de costo de ventas de energía eléctrica por US$1,879 (US$2,759 en 2008) y gastos de administración por US$252 (US$1 en 2008).

13. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES


2008US$000

2009US$000

17,543 379

17,922

19,962 155

20,117

Facturas y provisionesEmpresas relacionadas (Nota 6)

Total

2008US$000

2009US$000

17,592 330

17,922

19,952 165

20,117

Dentro de los plazos de vencimientoVencidas

Total

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

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





2008US$000

2009US$000

- 2,287

2,287

2,842 7,522

10,364

Impuesto a la renta Participación de los trabajadores

Total

2008US$000

2009US$000

2,842 (2,842) 24,970

(32,805)

(7,835)

12,767 (12,767) 42,875

(40,033)

2,842

Saldos inicialesPagos a cuenta y de regularización por el ejercicio anteriorImpuesto a la renta calculado por el ejercicio (Nota 28 (c))Pagos a cuenta del impuesto a la renta e ITAN del ejercicio

Saldos finales

2008US$000

2009US$000

7,522 (7,522) 4,381

(2,094)

2,287

- -

7,522 -

7,522

Saldos inicialesPagos de participación de los trabajadores por el ejercicio anteriorParticipación de los trabajadores del ejercicio (Nota 28 (c))Pagos a cuenta de participación de los trabajadores del ejercicio

Saldos finales

14. IMPUESTO A LA RENTA Y PARTICIPACION DE LOS TRABAJADORES CORRIENTE


El movimiento en el impuesto a la renta corriente fue como sigue:

El movimiento en la participación de los trabajadores corriente fue como sigue:



LargoPlazo

US$000

CorrienteUS$000Vencimiento

LargoPlazo

US$000

CorrienteUS$000

30,000 10,000

1,872 30,732

- - - - -

72,604

- 72,604

- 45,000

3,744 36,238

41,794 29,122 10,000 15,000 26,177

207,075

1,670 208,745

20,000 10,000 15,769

-

- - - - -

45,769

- 45,769

- 55,000

5,616 63,497

38,476 26,811 10,000

- -

199,400

(136) 199,264

Préstamos bancarios (a)Préstamo Sindicado (b)Leasing C.T. ChilcaUno, Unidad 2 (c)Leasing C.T. ChilcaUno, Unidad 3 (d)Bonos ( e) Primera Emisión Segunda Emisión Tercera Emisión Cuarta Emisión Quinta Emisión Total obligaciones a valor nominal

Ajuste al costo amortizado

Enero y Abril 2010Junio 2015

Noviembre 2009/ 2012Diciembre 2011 / 2014

Noviembre 2017Junio 2018Junio 2028

Agosto 2016Agosto 2014

2009 2008

2008US$000

2009US$000

8,426 660

1,595

73 54 97

378

11,283

7,070 2,163

816

123 91 98

152

10,513

TributosIntereses por pagar sobre bonos y préstamos bancariosRemuneraciones y vacacionesAportes previsionales y de seguridad social:AFPESSALUDCompensación por tiempo de serviciosDiversas

Total







(a) Los préstamos bancarios corresponden a pagarés en dólares estadounidenses otorgados por entidades bancarias locales para financiar capital de trabajo; son de vencimiento corriente y no se ha otorgado garantías específicas.

(b) El préstamo Sindicado fue otorgado el 30 de junio de 2005 por un grupo de bancos nacionales por un monto de US$100 millones, de los cuales US$27.5 millones corresponden al Banco de Crédito del Perú S.A. (BCP), US$45 millones al Banco Continental S.A. (BBVA) y US$27.5 millones al Citibank del Perú S.A. Los fondos obtenidos de este préstamo fueron utilizados para cancelar una deuda contraída con el BCP, completar los pagos del Contrato de Usufructo de la C.H. Yuncán y para la adquisición de activos fijos. Este préstamo devenga interés a LIBOR a tres meses más 2.90%.

Con fecha de 17 de octubre de 2006 el BBVA cedió al Scotiabank Perú S.A.A., una parte del monto adeudado (US$15 millones).

Con fecha de 30 de junio de 2008, la Compañía suscribió una adenda al contrato de préstamo, que en términos generales lo modifica a través de (i) la eliminación del paquete de garantías otorgado en el contrato, es decir, la hipoteca de la C.T. Ilo 21 y de las líneas de transmisión, (ii) la eliminación del fideicomiso de flujos de cobro de SPCC y del seguro y (iii) flexibilización y/o eliminación de algunos resguardos financieros. El 18 de julio de 2008 se ha inscrito en registros públicos el contrato de Cancelación y Levantamiento de Garantías y Resolución del Contrato Marco de Acreedores Garantizados.

(c) Corresponde a dos contratos de arrendamiento financiero suscritos con el BCP para la construcción e instalación de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno. Un contrato de arrendamiento financiero comprende la construcción de edificios y obras civiles por (en miles) US$9,360, con amortizaciones trimestrales a LIBOR a tres meses más 1.55% y con plazo de 5 años, y el otro contrato de arrendamiento financiero para la adquisición de maquinaria y equipo por (en miles) US$27,794, con amortizaciones trimestrales a LIBOR a tres meses más 1.175% con plazo de 2 años. La opción de compra será igual al 0.10% del monto financiado más IGV. Ambos contratos se firmaron el 24 de noviembre de 2006 y entraron en vigencia el 27 de noviembre de 2007.

En relación con dichos 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 y derecho de acceso a favor del BCP, sobre una parte del inmueble (propiedad de la Compañía) donde se encuentra la planta de generación termoeléctrica, con la finalidad expresa de que se lleve a cabo la construcción, instalación e implementación de las obras a que se refieren los contratos de arrendamiento financiero y el EPC. Este contrato se encontrará vigente por un plazo de 5 años contados a partir de su suscripción.

Durante la construcción del Proyecto, el BCP pagó 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 los contratos de arrendamiento financiero con el BCP:





2008US$000

2009US$000

Tasa deInteresVencimientoInicioBonos

30/11/07

09/06/08

09/06/08

30/06/09

30/06/09

30/11/17

09/06/18

09/06/28

30/06/16

30/06/14

6.8125% (interés anual fijo en nuevos soles)


6.3125% (interés anual fijo

en dólares)


en dólares)


41,794

29,122

10,000

15,000

26,177

122,093

38,476

26,811

10,000

-

-

75,287

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

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

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

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

Quinta Emisión por (en miles) S/.75,600 Total obligaciones a valor nominal

Para cubrirse de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, por sus emisiones de bonos en nuevos soles, la Compañía ha contratado con bancos locales “swaps” de monedas y tasa de interés (Nota 21).

(f) Los principales resguardos financieros que la Compañía debe cumplir y que se detallan en el contrato del préstamo Sindicado, en los contratos de arrendamiento financiero y en el prospecto marco del Primer Programa de Bonos Corporativos, son los siguientes:

El cumplimiento de los resguardos financieros descritos en el párrafo anterior, es supervisado por la Gerencia y, en su opinión, la Compañía ha cumplido con los resguardos financieros asumidos al 31 de diciembre de 2009 y 2008.

A continuación se detallan las características de cada emisión de bonos corporativos:

Saldos al31 de diciembre



2008US$000

2009US$000

- 72,604 42,604 13,707

150,764

279,679

45,769 41,649 41,649 11,835

104,267

245,169

20092010201120122013 al 2028

Total

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008 el capital social está representado por 199,970,023 acciones comunes, de S/.1.00 de valor nominal cada una (equivalente a US$0.346), autorizadas, emitidas y pagadas.

Al 31 de diciembre de 2009, la estructura de participación accionaria de la Compañía fue como sigue:

Al 31 de diciembre de 2009, la cotización bursátil por acción fue de S/.12.12 (S/.12.45 al 31 de diciembre de 2008).

Corresponde a la prima de capital, de libre disponibilidad, resultante del aumento de capital por aporte de las AFPs en 2004. Dicha prima resultó de comparar el monto de los aportes efectuados por las AFPs de (en miles) US$48,000 con el monto de (en miles) US$12,078, correspondiente al valor en dólares estadounidenses de las 42,098,992 acciones comunes emitidas de S/.1.00 de valor nominal, aplicando el tipo de cambio de S/.3.4855 por cada US$1.00.

(g) Las obligaciones financieras son pagaderas como sigue:

Año

Total deParticipación

No. deAcciones

123,443,25012,292,14711,576,55452,658 ,072

199,970,023

61.736.155.79

26.33

100.00

SUEZ Tractebel S.A. HO – Fondo 2 IN – Fondo 2 Otros (319 accionistas)

Total

Accionistas





Dividendo porAcción Común

US$000EjercicioFecha del Acuerdo de Directorio o Junta

Obligatoria Anual de Accionistas

DividendoTotal

US$000

28,180 42,588

70,768

41,566 24,486

66,052

0.14090.2130

0.20790.1224

2009:1 de octubre17 de marzo

Total


Total

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 destinada a compensar pérdidas, pero debe ser repuesta. La reserva legal puede ser capitalizada, pero igualmente debe ser repuesta. Al 31 de diciembre de 2009 y 2008 la reserva legal ha alcanzado el monto equivalente a la quinta parte del capital.

20. DISTRIBUCION 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, las personas jurídicas domiciliadas que acuerden la distribución de dividendos o cualquier otra forma de distribución de utilidades, retendrán el 4.1% del monto a distribuir, excepto cuando la distribución se efectúe a favor de personas jurídicas domiciliadas.

No existen restricciones para la remesa de dividendos ni para la repatriación del capital a los inversionistas extranjeros.

Distribución de dividendos

La política actual de dividendos establece la distribución del noventa por ciento (90%) de las utilidades anuales disponibles, según se determinen en cada ejercicio anual, o un porcentaje mayor si así se considera conveniente.

Durante el ejercicio 2009 y 2008 se pagaron dividendos por (en miles) US$70,768 y US$66,052, como sigue:

A cuenta ejercicio 2009Final ejercicio 2008

A cuenta ejercicio 2008

Final ejercicio 2007



21. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS

Bonos Corporativos

Como resultado de la Primera y Segunda Emisión de Bonos Corporativos, emitidos en nuevos soles (moneda distinta a la moneda funcional de la Compañía), dentro del marco del Primer Programa de Bonos Corporativos, y para cubrirse del riesgo de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, la Compañía decidió contratar con Citibank del Perú S.A. (Citibank) instrumentos financieros derivados Swaps de monedas denominados “Cross currency swaps”. De acuerdo a lo mencionado, la Compañía intercambió con Citibank:

(i) Un total de (en miles) S/.120,700, a una tasa de interés anual de 6.8125% por (en miles) US$40,000 a una tasa de interés anual de 5.755%, por el mismo plazo de los bonos. Es decir, que el tipo de cambio fijado del instrumento equivale a S/.3.0175. Con esto la Compañía logró fijar un tipo de cambio en dólares para los pagos a realizar durante la vigencia de los bonos; y

(ii) Un total de (en miles) S/.84,105 a una tasa de interés anual de 7.1875% por (en miles) US$29,973 a una tasa de interés anual de 6.179%, por el mismo plazo de los bonos. Es decir, que el tipo de cambio fijado del instrumento equivale a S/.2.806. Con esto la Compañía logró fijar un tipo de cambio en dólares para los pagos a realizar durante la vigencia de los bonos.

Como resultado de la Quinta Emisión de Bonos Corporativos, emitidos dentro del marco del Primer Programa de Bonos Corporativos, y para cubrirse del riesgo de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, la Compañía decidió contratar con el Banco Continental S.A. (BBVA) instrumentos financieros derivados Swaps de monedas denominados “Cross currency swaps”. La Compañía intercambió con el BBVA un total de (en miles) S/.75,600 a una tasa de interés anual de 6.875% por (en miles) US$25,117 a una tasa de interés anual de 5.375%, por el mismo plazo de los bonos. Es decir, que el tipo de cambio fijado del instrumento equivale a S/.3.009. Con esto la Compañía logró fijar los pagos en dólares durante la vigencia de los bonos.

Préstamo Sindicado

Por otro lado, el 8 de enero de 2009 para cubrirse de futuras fluctuaciones de la tasa establecida para el Préstamo Sindicado - LIBOR (Nota 16(b)) ascendente a (en miles) US$65,000 a dicha fecha, la Compañía decidió contratar con el Citibank, instrumentos financieros derivados de tasas de interés para mitigar dicho riesgo. La Compañía intercambió LIBOR a tres meses + 2.90% por una tasa de interés fija de 2.015%.

Consideraciones generales de los ¨swaps¨

La ganancia generada por los “swaps” durante 2009 fue de (en miles) US$918 (US$548 en 2008) y se presenta en el rubro Ingresos financieros del estado de ganancias y pérdidas (Nota 24).





Al 31 de diciembre de 2009 el valor razonable de los instrumentos financieros derivados fue de (en miles) US$2,459, que se presentan en la cuenta patrimonial resultado no realizado por instrumentos financieros derivados, neto del impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido de (en miles) US$231 (Nota 29(a)) y del ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de (en miles) US$1,770.

Al 31 de diciembre de 2008 el valor razonable de los instrumentos financieros derivados fue de (en miles) US$27,230, que se presentan en la cuenta patrimonial resultado no realizado por instrumentos financieros, neto del impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido de (en miles) US$7,474 (Nota 29(a)) y del ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de (en miles) US$4,986.

22. VENTAS NETAS DE ENERGIA ELECTRICA

2008US$000

2009US$000

232,190 89,479 23,397 15,213 8,341 3,637

372,257

348,804 88,777 15,177 (4,716) (8,416) 6,511

446,137

Ventas de EnergíaVentas de PotenciaVentas de PeajeCompensaciones COESCompensaciones D.U. 049Otros ingresos

Total

Ventas de energía eléctrica



23. COSTO DE VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA

24. GASTOS DE ADMINISTRACION

2008US$000

2009US$000

162,749 28,479 10,541 3,310 3,949 3,693 3,562 7,747

26,591 533

251,154

186,961 30,447 8,895 4,163 3,948 3,198 2,369 7,868

24,427 751

273,027

Consumo de combustiblesCompra de energía, potencia, peajeCargas de personalAporte 1 % Empresas EléctricasDerecho de usufructo y aporte social Consumo de suministros y repuestosMantenimiento equipos industrialesOtros gastos de generaciónProvisiones del ejercicio:Depreciación y amortizaciónOtros

Total

2008US$000

2009US$000

5,296 4,137 2,065

545 1,250

694 252

14,239

3,893 5,342

464 1,310 1,279

1,099 228

13,615

Cargas de personalServicios prestados por tercerosServicios de asistencia administrativa, financiera y técnicaTributosCargas diversas de gestiónProvisiones del ejercicio:Depreciación y amortizaciónOtros

Total

Gastos de administración

Costo de ventas de energía eléctrica





25. INGRESOS FINANCIEROS

26. GASTOS FINANCIEROS

27. PARTICIPACION DE LOS TRABAJADORES

2008US$000

2009US$000

4,899 918 312 113

79

6,321

- 548

1,653 339 106

2,646

Diferencia en cambio netaIngresos por SWAPS (Nota 21)Intereses de depósitos a plazoOtros ingresos financierosIntereses de depósitos bancarios

Total

2008US$000

2009US$000

13,438 -

678 1,473

199

15,788

12,467 4,454

842 -

162

17,925

Intereses de préstamos Diferencia de cambio netaImpuesto a las transacciones financierasIntereses provisión por contingenciaOtros gastos financieros

Total

2008US$000

2009US$000

4,381 393

4,774

7,522 21

7,543

Participación en las utilidades que se otorga a los trabajadores deacuerdo con el D. Legislativo 892 - 5% sobre la renta imponibleantes de impuesto a la renta (Nota 28 (c))Participación diferida (Nota 29 (c))

Total

Gasto por participación de los trabajadores

Gastos financieros

Ingresos financieros



28. IMPUESTO A LA RENTA

(a) Régimen tributario del impuesto a la renta

(i) 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 se encuentran sujetas a una tasa adicional de 4.1%, sobre toda suma que pueda considerarse una disposición indirecta de utilidades, que incluyen sumas cargadas a gastos e ingresos no declarados; esto es, gastos susceptibles de haber beneficiado a los accionistas, participacionistas, entre otros; gastos particulares ajenos al negocio; gastos de cargo de accionistas, participacionistas, entre otros, que son asumidos por la persona jurídica.

(ii) 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 empresas relacionadas o con sujetos residentes en territorios de baja o nula imposición, deberán: (a) 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, y (b) contar con un Estudio Técnico de Precios de Transferencia, además de la documentación sustentatoria de este Estudio, cuando el monto de sus ingresos devengados superen los (en miles) S/.6,000, y hubieran efectuado transacciones con empresas relacionadas en un monto superior a (en miles) S/.1,000.

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

A partir del ejercicio 2008 las transacciones que los contribuyentes domiciliados en el país realicen con partes relacionadas domiciliadas, deberán estar incluidas en los correspondientes Estudios Técnicos de Precios.

La Compañía está realizando el Estudio Técnico de Precios de Transferencia correspondiente al año 2008. En opinión de la Gerencia de la Compañía, no resultarán pasivos de importancia para los estados financieros a dicha fecha, en relación con los precios de transferencia.

(iii) Modificaciones significativas al Impuesto a la Renta

A partir del 1 de enero de 2010, entraron en vigencia algunos cambios en el régimen de determinación del Impuesto a la Renta aplicable a las empresas de conformidad con el Decreto Legislativo 942 y sus modificatorias, así como por las Leyes 29342 y





29492, esta última publicada el 31 de diciembre de 2009. A continuación se muestra un breve resumen de los cambios más importantes:

- Intereses derivados de depósitos en el Sistema Financiero

- Intereses y reajustes de capital provenientes de letras hipotecarias

cuya



2008US$000

2009US$000

24,970 2,243

27,213

42,875 125

43,000

Impuesto a la renta corriente (acápite (c))Impuesto diferido (Nota 29 (c))

Total

(d) Situación tributaria

Las declaraciones juradas del impuesto a la renta de los años 2005 a 2008 y la que será presentada por el ejercicio 2009, están pendientes de revisión por la administración tributaria, la cual tiene la facultad de efectuar dicha revisión dentro de los cuatro años siguientes al año de presentación de la declaración jurada de impuesto a la renta.

2008US$000

2009US$000

97,608

(4,043) 2,660

(391)

(10,979) 1,812

947

87,614 (4,381)

83,233

24,970

144,047

3,384 5,356

(1,800)

(2,133) 1,812 (229)

150,437 (7,522)

142,915

42,875

Utilidad antes de impuesto a la rentaGastos no deducibles:Diferencia de cambio de pagos a cuenta del Impuesto a la Renta e Impuesto General a las ventasOtros gastos no deduciblesIngresos exonerados:Otros ingresos exoneradosDiferencias temporales:DepreciaciónAmortización C.H. YuncánOtros

Renta gravable para computar la participación de los trabajadoresParticipación de los trabajadores - 5% (Nota 27)

Renta gravable para computar el impuesto a la renta corriente

Impuesto a la renta corriente - 30%

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

(c) El impuesto a la renta corriente fue determinado como sigue:





Debido a las posibles interpretaciones que las autoridades tributarias pueden dar a las normas legales aplicables en cada año, a la fecha, no es posible determinar si de las revisiones que se realicen resultarán o no pasivos para la Compañía, por lo que cualquier eventual mayor impuesto o recargo que pudiera resultar de las revisiones fiscales sería aplicado a los resultados del ejercicio en que estos se determinen. Sin embargo, en opinión de la Gerencia cualquier eventual liquidación adicional de impuestos no sería significativa para los estados financieros al 31 de diciembre de 2009 y 2008.

(e) Conciliación de la tasa efectiva del impuesto a la renta y participación de los trabajadores con la tasa tributaria combinada

La conciliación de la tasa efectiva combinada del impuesto a la renta y participación de los trabajadores de 32.77% al 31 de diciembre de 2009 (35.09% en 2008), con la tasa tributaria combinada de 33.50% que resulta de considerar la tasa de 30% de impuesto a la renta y el 5% de la participación de los trabajadores, es como sigue:

%

97,608

32,699

(427) (131) (154)

31,987

100.00

33.50

(0.44) (0.13) (0.16)

32.77

144,047

48,255

2,928 (602)

(38)

50,543

100.00

33.50

2.03 (0.42) (0.02)

35.09

Utilidad antes de participación a los trabajadores diferida e impuesto a la renta

Participación de los trabajadores e impuesto a la renta calculado según tasa tributaria combinada

Efecto tributario sobre adiciones y deducciones:

Gastos no deduciblesIngresos exoneradosOtros ajustes

Participación de los trabajadores e Impuesto a la renta corriente y diferido registrado según tasa efectiva combinada

2008US$000

%2009US$000



2008US$000

2009US$000

(9,239) (52,662)

(61,901)

(8,029) (43,531)

(51,560)

Participación de los trabajadores diferidaImpuesto a la renta diferido

Total

2008US$000

2009US$000

393 2,243

2,636

21 125

146

Participación de los trabajadores diferida (Nota 27)Impuesto a la renta diferido (Nota 28)

Total

29. IMPUESTO A LA RENTA Y PARTICIPACION DE LOS TRABAJADORES DIFERIDO

(a) El movimiento en el pasivo neto por impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido y las diferencias temporales que le dieron origen en 2009 y 2008, fueron como sigue:

Pasivo:Tasa de depreciación y amortización menor que la tributariaInstrumentos financieros derivadosActivo:Instrumentos financieros derivadosOtros

Pasivo, neto

59,135 -

- (247)

58,888

107 -

- 77

184

- -

(7,474) -

(7,474)

379 -

- (417)

(38)

59,621 -

(7,474) (587)

51,560

3,073 -

- (437)

2,636

- 231

7,474 -

7,705

62,694 231

- (1,024)

61,901

SaldoInicial

US$000

Resultadosdel Ejercicio

US$000


US$000

2008 - Adiciones / Recuperos 2009 - Adiciones / Recuperos

AjustesUS$000

SaldoFinal

US$000


US$000


US$000

SaldoFinal

US$000

(b) El saldo del pasivo neto por impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido comprende:

(c) El gasto por impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido por el ejercicio comprende:





2008US$000

2009US$000

65,621

199,970,023

0.328

93,504

199,970,023

0.468

Utilidad neta atribuible a los accionistas comunes

Promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante el periodo


30. UTILIDAD POR ACCION

La utilidad básica por acción común ha sido calculada dividiendo la utilidad neta del ejercicio atribuible a los accionistas comunes, entre el promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante el ejercicio. No se ha calculado utilidad diluida 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:



31. COMPROMISOS

Al cierre del 31 de diciembre de 2009, la Compañía mantiene los siguientes contratos vigentes:

Duracióndel Contrato

ContratosInicio deVigencia

del Contrato

4 años3 años4 años4 años4 años4 años

4 años4 años5 años4 años

3 años 3 meses

20 años5 años16 años13 años7 años3 años10 años10 años5 años3 años

5 años 4 meses5 años5 años5 años5 años5 años10 años5 años

01/01/0701/01/0801/01/0701/01/0701/01/0701/01/07

01/01/0801/01/0801/01/0801/01/0901/10/09

18/04/9701/11/0301/07/0401/06/0701/08/0501/01/0701/02/0701/04/0701/05/0701/01/0801/09/0701/04/0801/04/0801/04/0801/04/0801/05/0801/05/0801/07/08

31/12/1031/12/1031/12/1031/12/1031/12/1031/12/10

31/12/1131/12/1131/12/1231/12/1231/12/12

17/04/1731/12/0930/06/2030/06/2031/12/1231/12/0931/01/1731/03/1730/04/1231/12/1031/12/1231/03/1331/03/1331/03/1331/03/1330/04/1330/04/1830/06/13

74.017.596.285.946.422.96

65.0485.2120.76

1.81217.45

205.001.00

18.0012.0021.00

1.602.805.002.002.001.903.355.501.651.002.80

24.000.25

74.017.596.285.946.422.96

65.0485.2120.76

1.81217.45

205.001.20

56.0012.0021.00

3.302.805.002.002.001.904.20

14.101.909.003.00

24.001.30

Contratos Licitación (2007 - 2010)

Luz del Sur S.A.A.Electro Sur Medio S.A.A.Electronoroeste S.A.Electronorte S.A.Hidrandina S.A.Electrosur S.A.


Edelnor S.A.A. (I Convocatoria - EDLN)Edelnor S.A.A. (II Convocatoria - EDLN)Electro Sur Medio S.A.A. (I Convocatoria - LDS)Edecañete (I Convocatoria - LDS)Luz del Sur S.A.A. (I Convocatoria - LDS)

Clientes libres

Southern Perú Copper CorporationJunta de Propietarios de Edificio WieseQuimpac S.A. PANASAEmpresa Minera Los Quenuales S.A.Banco Continental S.A.Minera Bateas S.A.C.Compañía Minera San Juan (Perú) S.A.Compañia Minera Raura S.A.Compañia Vena Perú S.A.C.Perubar S.A.Compañía Universal Textil S.A.Alicorp S.A.A.Industrial del Espino S.A.Textil Piura S.A.Universidad de Lima Xstrata Tintaya S.A.Manufacturas de Metales y Aluminio Record S.A.

Fecha deTerminación

HoraPunta (MW)

Hora Fuerade Punta (MW)

Potencia Contratada





32. CONTINGENCIAS

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía tiene las siguientes contingencias:

(a) Procesos judiciales

Proceso de Laudo Arbitral seguido con Empresa de Generación de Arequipa S.A. (EGASA), Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) y Empresa de Generación Eléctrica de San Gabán S.A. (SAN GABAN), existe discrepancia entre las partes respecto a la tasa de interés que debía aplicarse a los intereses devengados del capital que la Compañía canceló a las mencionadas empresas por orden del Tribunal Arbitral en 2002. La suma en disputa según los cálculos efectuados por EGASA, SAN GABAN y EGESUR asciende a (en miles) S/.8,762 (equivalentes a (en miles) US$3,034), los cuales han sido reconocidos por la Compañía al 31 de diciembre de 2009 (US$1,424 al 31 de diciembre de 2008). Según sus asesores legales, el monto provisionado por la Compañía es suficiente.

(b) Situaciones contingentes del sector energía

Durante el periodo 2007, el COES - SINAC no asignó a la Compañía los retiros de potencia y energía efectuados por las empresas distribuidoras sin respaldo contractual, en cumplimiento a lo ordenado por el Cuarto Juzgado Civil de Lima mediante Medida Cautelar Fuera de Proceso Nro. 27772-05 interpuesta por la Compañía contra el COES - SINAC y concedida a favor de la Compañía con fecha 11 de julio de 2005.

El 23 de enero de 2008, el COES - SINAC solicitó la variación de las medidas cautelares concedidas, señalando que, bajo la vigencia de la Ley 29179, Ley que establece el mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado, le corresponde atribuir retiros sin respaldo contractual a las empresas generadoras, entre ellas EnerSur S.A. Mediante Resolución N°18 este pedido fue declarado improcedente, razón por la cual el COES - SINAC interpuso recurso de apelación, el cual está pendiente de ser resuelto.

(c) Cartas fianza y garantías:

En garantía de los pagos por “Derecho de Usufructo y Aporte Social” del Contrato de Usufructo (Nota 1), la Compañía otorgó a favor de 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. Asimismo existe una carta fianza por (en miles) S/.1,775 a favor del Ministerio de Energía y Minas por la ejecución de obras de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno, y una carta fianza por (en miles) S/.1,775 para la ejecución de obras Ciclo Combinado. De igual modo, existe una carta fianza a favor del Ministerio de Energía y Minas por (en miles) S/.35,500 por el cumplimiento del cronograma de las obras de concesión de Quitaracsa. Existe asimismo una a favor de la SUNAT por (en miles) S/.320 por la importación temporal de una grúa para el mantenimiento de Chilca Uno.


Memoria Anual 2009158158 Memoria Anual 2009

5.1

264 1,320

1,584

952

Hasta un añoMás de un año hasta cinco años

Total

Valor presente de los pagos mínimos

33. ARRENDAMIENTO OPERATIVO

Con fecha 18 de diciembre de 2003, la empresa relacionada GSEP firmó un Contrato de Subarrendamiento del inmueble donde están ubicadas las oficinas corporativas de la Compañía y de GSEP. Posteriormente con fecha 1 de enero de 2008, la Compañía aceptó la cesión de la posición contractual en el Contrato de Subarrendamiento que mantenía la empresa relacionada. El plazo de vigencia del contrato fue el 5 de enero de 2009.

A partir del 5 de enero de 2009, se inicia el Contrato de Constitución de Usufructo Condicionado entre la Compañía y los propietarios. El plazo de vigencia es de 25 años. Este contrato de usufructo será de carácter voluntario para la Compañía que tendrá derecho a darlo por terminado de manera anticipada y genera una renta mensual de (en miles) US$22 más impuestos.

La renta mensual pactada asciende a (en miles) US$22 más impuestos.

Al 31 de diciembre de 2009, los pagos mínimos futuros de arrendamiento son como sigue:

La tasa interna de retorno utilizada para el cálculo del valor presente de los pagos mínimos es de 12%.

34. MEDIO AMBIENTE

Conforme a lo dispuesto por el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas, la Compañía presentó ante el Ministerio de Energía y Minas (MEM) un Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (“PAMA”). El PAMA presentado por la Compañía fue aprobado y se estableció un plazo de 2 años para que realizara las inversiones y gastos necesarios a fin de adecuar sus operaciones a las normas y límites máximos permisibles, el cual venció en 1999. A la fecha, la Compañía ha cumplido con las medidas establecidas en el PAMA para adecuar sus operaciones a las regulaciones ambientales.

Adicionalmente, la Compañía se encuentra sometida a auditoría ambiental anual a cargo de entidades independientes, debidamente autorizadas a tal efecto, que son contratadas directamente por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (“OSINERG”).

Al 31 de diciembre de 2009, el gasto acumulado relacionado directamente con la protección del medio ambiente ascendió a (en miles) US$438 (US$757 en 2008).

US$000

Estados Financieros Auditados



35. HECHOS POSTERIORES

Seguro de Lucro Cesante

Como consecuencia de los daños causados por el huracán Ike en la ciudad de Houston en Estados Unidos de Norteamérica en septiembre de 2008, fueron afectados componentes de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno que estaban en el puerto de Houston esperando ser embarcados hacia Perú; en consecuencia, dicha situación ocasionó un retraso en la entrada en operación comercial de dicha unidad. La tercera unidad debería haber entrado en operación comercial el 24 de marzo de 2009; sin embargo, inició sus operaciones el 2 de agosto de 2009. La Compañía mantiene una póliza DSU - Delay in Start-up (seguro por lucro cesante por el retraso en entrada en operación) para la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno con la aseguradora Liberty International Underwriters (Liberty). El 12 de noviembre de 2009, la Compañía presentó un reclamo formal a Liberty por un monto de (en miles) US$9,168, neto del valor del deducible, el cual fue corregido por la Compañía el 13 de enero de 2010 a (en miles) US$11,558, neto del valor del deducible.

Dicho reclamo está sujeto a la aceptación, cambios y ajustes, toda vez que los peritos contadores nombrados por Liberty, concluyan su auditoría.

Debido a la demora en la respuesta por parte de la aseguradora, el 29 de enero de 2010, la Compañía presentó una solicitud de adelanto por (en miles) US$5,500. Dicho monto ha sido pagado por la aseguradora el 2 de febrero de 2010.

A la fecha el monto y el reclamo propiamente siguen siendo revisados por los auditores de Liberty, y, en opinión de la Gerencia de la Compañía no existe, seguridad que dicho monto será aceptado parcial o totalmente.

Fusión por Absorción de Quitaracsa

En septiembre de 2009 se llevaron a cabo las Juntas Generales de Accionistas de la Compañía y de Quitaracsa, donde se acordó la fusión por absorción de ésta última. Los acuerdos de dicha fusión fueron informados públicamente en el mismo mes. La entrada en vigencia de la referida fusión estaba condicionada a que se produjeran algunos eventos precedentes, en especial la aprobación por parte de la Autoridad Nacional del Agua y del Ministerio de Energía y Minas sobre la transferencia de determinados permisos y concesión otorgados por dichas entidades a Quitaracsa. Dichos eventos y aprobaciones se fueron cumpliendo y obteniendo a lo largo de los últimos meses de 2009 y a inicios de 2010. De esta forma, el 15 de febrero de 2010, los Directorios de la Compañía y Quitaracsa certificaron e informaron que se habían cumplido todas las condiciones para la fusión y que la fecha de entrada en vigencia de la misma sería el día siguiente a la certificación antes mencionada, es decir el 16 de febrero de 2010.



DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A los señores Accionistas y Directores deEnerSur S.A.

Hemos auditado los estados financieros consolidados adjuntos de EnerSur S.A. y Subsidiaria, que comprenden el balance general consolidado al 31 de diciembre de 2009 y 2008 y los estados consolidados 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 consolidados 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 consolidados 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 consolidados 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 están libres de errores materiales.

EnerSur S.A. y Subsidiaria

Dictamen de los Auditores Independientes

Estados Financieros Consolidados

Años Terminados el 31 de Diciembre de 2009 y 2008

Beltrán, Gris y Asociados S. Civil de R.L.Las Begonias 441, Piso 6 San Isidro, Lima 27 PerúTel: +51 (1) 211 8585Fax: +51 (1) 211 8586www.deloitte.com/pe



Una auditoría comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los saldos y las revelaciones en los estados financieros consolidados. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, que incluye la evaluación del riesgo de que los estados financieros consolidados contengan errores materiales, ya sea como resultado de fraude o error. Al efectuar esta evaluación de riesgo, el auditor toma en consideración el control interno de la compañía que es relevante para la preparación y presentación razonable de los estados financieros consolidados, 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 consolidados.

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

Opinión

En nuestra opinión, los estados financieros antes indicados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera consolidada de EnerSur S.A. y Subsidiaria al 31 de diciembre de 2009 y 2008, 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.

Refrendado por:

(Socia)

15 de febrero de 2010

Karla Velásquez AlvaCPC Matrícula No. 21595



ENERSUR S.A. Y SUBSIDIARIABALANCES GENERALES CONSOLIDADOSAL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

2008US$000Activo Notas 2009

US$000

ACTIVO CORRIENTE:Efectivo y equivalentes de efectivoCuentas por cobrar comerciales, netoCuentas por cobrar a empresas relacionadasOtras cuentas por cobrarSuministros y combustiblesGastos contratados por anticipado

Total activo corriente

ACTIVO NO CORRIENTE:Plusvalía mercantil Cuentas por cobrar comerciales Instrumentos financieros derivadosGastos contratados por anticipadoAnticipos otorgadosInmuebles, maquinaria y equipo, netoOtros activos, neto

Total activo no corriente

TOTAL ACTIVO

24,527 55,117

103 8,052

32,835 6,201

126,835

2,500 -

2,459 14,853 20,486

375,793 49,008

465,099

591,934

456789

15219

1 (f)1011

41,253 46,437

33 283

39,027 5,903

132,936

- 97 -

11,202 9,604

367,798 48,768

437,469

570,405

Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros consolidados.





2008US$000Pasivo y Patrimonio Neto Notas 2009

US$000

PASIVO CORRIENTE:Obligaciones financierasCuentas por pagar comercialesCuentas por pagar a empresas relacionadasImpuesto a la renta y participación de los trabajadores corrienteOtras cuentas por pagar

Total pasivo corriente

PASIVO NO CORRIENTE:ProvisionesObligaciones financierasInstrumentos financieros derivadosImpuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido

Total pasivo no corriente

TOTAL PASIVO

PATRIMONIO NETO:Capital socialCapital adicionalReserva legalEfecto adopción NIIFResultado no realizado por instrumentos financieros derivadosResultados acumulados

TOTAL PATRIMONIO NETO

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO

72,604 17,945

36

2,287 11,029

103,901

3,075 208,745

-

61,901

273,721

377,622

69,079 35,922 13,816

(214)

458 95,251

214,312

591,934

15126

1314

3115

28

161718

2019

45,769 20,117

-

10,364 10,513

86,763

1,424 199,264

27,230

51,560

279,478

366,241

69,079 35,922 13,816

(214)

(14,837) 100,398

204,164

570,405



ENERSUR S.A. Y SUBSIDIARIAESTADOS CONSOLIDADOS DE GANANCIAS Y PERDIDASPOR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

2008US$000Notas 2009

US$000

VENTAS NETAS DE ENERGIA ELECTRICA

COSTO DE VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA

UTILIDAD BRUTA

Gastos de administraciónOtros ingresosOtros gastos

UTILIDAD OPERATIVA

Ingresos financierosGastos financieros

UTILIDAD ANTES DE PARTICIPACION DELOS TRABAJADORES E IMPUESTO A LA RENTA

Participación de los trabajadores Impuesto a la renta

UTILIDAD NETA


21

22

23

2425

2627

29

372,257 (251,154)

121,103

(14,239) 316

(105)

107,075

6,321 (15,788)

97,608

(4,774) (27,213)

65,621

0.328

446,137

(273,027)

173,110

(13,615) 455

(624)

159,326

2,646 (17,925)

144,047

(7,543) (43,000)

93,504

0.468






ENERSUR S.A. Y SUBSIDIARIAESTADOS CONSOLIDADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETOPOR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

CapitalSocial

(Nota 17)US$000

CapitalAdicional(Nota 18)US$000

ReservaLegal

(Nota 19)US$000

EfectoAdopción

NIIFUS$000

Resultado noRealizado porInstrumentosFinancierosDerivados(Nota 21)US$000


(Nota 20)US$000

TotalUS$000







190,029

(66,053) 93,504

(13,316)

204,164

(70,768) 65,621

15,295

214,312

72,947

(66,053) 93,504

-

100,398

(70,768) 65,621

-

95,251

(1,521)

- -

(13,316)

(14,837)

- -

15,295

458

(214)

- -

-

(214)

- -

-

(214)

13,816

- -

-

13,816

- -

-

13,816

35,922

- -

-

35,922

- -

-

35,922

69,079

- -

-

69,079

- -

-

69,079



ENERSUR S.A. Y SUBSIDIARIAESTADOS CONSOLIDADOS DE FLUJOS DE EFECTIVOPOR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

2008US$000

2009US$000

363,507 1,309 5,388

(224,478) (25,461) (36,279) (14,940)

(7,314)

61,753

(29,678)(2,594) (1,593)

-

(33,865)

41,177 (15,023) (70,768)

(44,614)

(16,726)

41,253

24,527

513,701 2,646 3,144

(306,601) (14,505) (85,487) (11,084) (15,448)

86,366

(17,952)-

(345) 205

(18,092)

39,972 (45,769) (66,053)

(71,850)

(3,576)

44,829

41,253

ACTIVIDADES DE OPERACION:Cobranza a clientesCobro de interesesOtros cobros de operaciónPago a proveedoresPago de remuneraciones y beneficios socialesPago de tributosPago de interesesOtros pagos de operación

Efectivo neto proveniente de actividades de operación

ACTIVIDADES DE INVERSION:Compra de inmuebles, maquinaria y equipoCompra de inversión, neto de efectivo recibidoAumento en otros activosVenta de activos fijos

Efectivo neto usado en actividades de inversión

ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO:Aumento de obligaciones financierasPago de obligaciones financierasDividendos en efectivo

Efectivo neto usado en actividades de financiamiento

DISMINUCION NETA DE EFECTIVO

EFECTIVO AL COMIENZO DEL AÑO

EFECTIVO AL FINAL DEL AÑO






2008US$000

2009US$000

65,621

27,285 3,948 2,636

- (60)

- -

(8,583) (70)

(7,709) 6,192

(18,780)

(2,396) 260

1,652

(7,559)

61,753

3,473

93,504

25,526 3,948

146 175 (77) (14)

1,547

(11,703) (23) 773

(15,451) (13,940)

310 (5) (1)

1,651

86,366

44,924

CONCILIACION DE LA UTILIDAD NETA CON EL EFECTIVO NETO PROVENIENTE DE ACTIVIDADES DE OPERACION:

Utilidad netaAjustes a la utilidad neta:Depreciación y amortizaciónDerecho de usufructo y aportes socialesImpuesto a la renta diferidoProvisión para obsolescenciaGanancia por instrumento financiero derivadoGanancia en la venta de activos fijosOtros(Aumento) disminución en activos:Cuentas por cobrar comercialesCuentas por cobrar a partes relacionadasOtras cuentas por cobrarExistenciasGastos contratados por anticipado y anticipos otorgadosAumento (disminución) en pasivos:Cuentas por pagar comercialesCuentas por pagar a partes relacionadasProvisionesOtras cuentas por pagar, impuesto a la renta y participación de los trabajadores corriente Efectivo neto proveniente de actividades de operación

Transacciones de inversión que no representan flujos de efectivo:Compra de maquinaria y equipo



ENERSUR S.A. Y SUBSIDIARIANOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOSPOR EL AÑO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009

1. IDENTIFICACION DE LA COMPAÑIA Y ACTIVIDAD ECONOMICA

EnerSur 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 septiembre de 1996.

Actividad económica

La Compañía tiene por objeto la generación y transmisión de energía eléctrica en sistemas secundarios, a través de sus plantas de generación eléctrica ubicadas en los departamentos de Lima y Moquegua, y de la Central Hidroeléctrica de Yuncán ubicada en Cerro de Pasco; así como la venta de energía eléctrica a clientes regulados y libres dentro del territorio peruano que forman parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del cual la Compañía es integrante.

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

Subsidiaria consolidada:

Los estados financieros adjuntos se presentan consolidados con los de su Subsidiaria Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica, la cual se constituyó el 4 de enero de 1999 y fue adquirida por la Compañía el 27 de marzo de 2009. El precio pagado en la adquisición del 100% del capital social de la Subsidiaria fue de (en miles) S/.2,605 neto de S/.108 correspondiente a un ajuste al precio acordado por las partes.

La subsidiaria se encuentra en etapa pre-operativa y es titular de la concesión para desarrollar la actividad de generación eléctrica en la futura Central Hidroeléctrica Quitaracsa I, que se ubicará en el departamento de Ancash.

Las cifras más relevantes de los estados financieros de la Subsidiaria a la fecha de adquisición fueron:

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía se encuentra analizando el valor razonable de los activos y pasivos de la Subsidiaria adquirida.

Activos corrientesActivo fijoPatrimonio

US$000

11077894





Aprobación de estados financieros

Los estados financieros consolidados adjuntos por el año terminado el 31 de diciembre de 2009 han sido emitidos con la autorización de la Gerencia de la Compañía, serán presentados al Directorio en la sesión que se realizará el 9 de marzo de 2010 para la aprobación de su emisión, y luego puestos a consideración de la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas que se realizará dentro del plazo de ley para su aprobación definitiva. Los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2008, fueron aprobados por la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas realizada el 17 de marzo de 2009.

Principales Contratos de Operación y Convenios

(a) Contratos con Southern Perú Copper Corporation, Sucursal del Perú

La Compañía suscribió dos contratos con Southern Perú Copper Corporation (SPCC) denominados “Power Purchase Agreement” y “Services Agreement” en 1996 y 1997, respectivamente. En virtud de dichos contratos la Compañía adquirió de SPCC una planta de generación de energía eléctrica y se comprometió a proveerle servicios de energía eléctrica hasta el año 2017. Asimismo, se establecieron las cantidades y las bases para la determinación de los precios de potencia y energía a ser facturados mensualmente. El total de ingresos facturados a SPCC en 2009 asciende a US$151.5 millones (US$250.3 millones en 2008) y representa el 43.1% (56% en 2008) del total de ventas de la Compañía (Nota 3 (a)).

Con fecha 24 de abril de 2009, las partes acordaron la modificación de las bases para la determinación de los precios de potencia y energía a ser facturados mensualmente.

(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 (C.H. Yuncán), contados a partir del 7 de septiembre de 2005 (fecha de entrega de la C.H. Yuncán).

En cumplimiento de dicho contrato, la Compañía realizó los siguientes pagos que se encuentran registrados como Otros activos (Nota 11):

exclusivamente a la ejecución de proyectos de inversión en la zona de influencia del proyecto.



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





(d) Contratos de Construcción - Central Termoeléctrica ChilcaUno – Unidad 3 (C.T. ChilcaUno).

El 31 de agosto de 2007, la Compañía firmó un nuevo contrato EPC con SWPC para la compra e instalación de la tercera turbina por un precio de US$66.3 millones. La tercera unidad comprende una turbina a gas natural con una potencia instalada de 193 MW que funciona en ciclo abierto.

La construcción empezó en el primer trimestre de 2008 y la planta entró en operación el 2 de agosto de 2009. La nueva unidad está ubicada al costado de la primera y segunda unidad de la C.T. ChilcaUno.

La Gerencia decidió financiar la construcción de esta tercera unidad mediante contratos de arrendamientos financieros con el Banco Continental BBVA.(Notas 10 y 15).

Al 31 de diciembre de 2009, la C.T. ChilcaUno comprende tres turbinas a gas natural con una potencia instalada total de aproximadamente 541MW y que funcionan en ciclo abierto.

(e) “Services Contract” - Contrato de servicios firmado con Siemens Power Generation Service Company, Ltd.

Con fecha 27 de septiembre de 2006 se firmó el “Services Contract” que contempla la prestación de servicios de inspección para los mantenimientos menores y mayores que necesitarán las dos unidades de generación a gas mencionadas en el acápite (c) de esta nota, de manera periódica en función a las horas en producción de cada una de las turbinas, a partir del año 2009. El contrato tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra primero. El contrato establece los costos por tipo de inspección, que serán pagados al momento en que se incurran en ellos.

Asimismo, con fecha 21 de septiembre de 2007, se firmó un nuevo contrato “Services Contract” que contempla la prestación de los mismos servicios que necesitará la tercera unidad de generación a gas mencionada en el acápite (d) de esta nota, de manera periódica en función a las horas en producción, a partir del año 2010. El contrato tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra primero.

(f) “Program Parts, Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract” - Contrato de servicios de mantenimiento, instalación de partes y soporte logístico firmado con Siemens Power Generation, Inc.

Con fecha 27 de septiembre de 2006 se firmó el “Program Parts, Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract” que contempla la prestación de servicios a partir de la puesta en marcha de cada una de las turbinas a gas mencionadas en el acápite (c) de esta nota, y tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra primero.

El servicio incluye el soporte logístico, la compra de partes y repuestos según el programa de mantenimiento establecido en el contrato y también la mano de obra necesaria para el montaje, desmontaje y reemplazo efectivo de las partes adquiridas.





Este contrato asegura a la Compañía el funcionamiento eficiente de las partes y piezas cambiadas según el cronograma establecido, así como el reemplazo de cualquier repuesto necesario en los mantenimientos menores y mayores durante la vigencia del contrato.

La Compañía pagará una tarifa fija anual por (en miles) US$320 por las dos turbinas, y una tarifa variable calculada en base a las horas equivalente de producción de cada turbina, que serán pagadas al final de cada trimestre.

Por otro lado, un total de US$4.5 millones que fueron pagados por única vez al inicio del mencionado contrato, relacionados con partes y repuestos, fueron registrados como inmuebles, maquinaria y equipo (Nota 2 (i)).

Asimismo, con fecha 21 de septiembre de 2007, se firmó un nuevo contrato “Program Parts, Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract” que contempla la prestación de los mismos servicios que necesitará la tercera unidad de generación a gas mencionada en el acápite (d), y tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra primero.

Para el caso de la tercera turbina la tarifa anual es (en miles) US$225 y la tarifa variable será calculada de la misma manera que para las turbinas anteriores, en base a las horas equivalentes de producción.

Al 31 de diciembre de 2009, el total pagado por estos conceptos asciende a (en miles) US$20,486 (US$9,604 al 31 de diciembre de 2008) y se presentan como Anticipos otorgados en la medida que el servicio aún no ha sido ejecutado.

En el caso de los contratos descritos en los acápites (e) y (f), los pagos realizados por la Compañía se registran en una cuenta de Anticipos Otorgados y se reconocerán como activo fijo al momento de efectuarse el mantenimiento mayor según el programa establecido en los contratos.

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

(a) Ley de Concesiones Eléctricas(b) Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica(c) Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado(d) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería(e) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos(f) Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, no hubo cambios a las normas legales y operativas relacionadas con el sector eléctrico, que tuvieran un efecto significativo sobre la situación y desempeño financiero de la Compañía.



2. POLITICAS CONTABLES SIGNIFICATIVAS

Las políticas contables significativas utilizadas por la Compañía y su Subsidiaria en la preparación y presentación de sus estados financieros son las siguientes:

(a) Base de preparación y presentación

Los estados financieros consolidados se preparan y presentan de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú (PCGA en Perú), los cuales 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 Interpretación (SIC) adoptadas por el IASB, oficializadas por el Consejo Normativo de Contabilidad (CNC) para su aplicación en Perú.

En la preparación y presentación de los estados financieros de consolidados de 2009 y 2008, la Compañía y su Subsidiaria han observado el cumplimiento de las Normas e Interpretaciones antes mencionadas que le son aplicables.

Modificaciones a normas emitidas e interpretaciones aprobadas por el CNC

Por Resolución No.040-2008-EF/94 el CNC aprobó la aplicación de las siguientes modificaciones a normas emitidas e interpretaciones para la preparación de estados financieros al 31 de diciembre de 2009. Estas normas han sido adoptadas por la Compañía Subsidiaria para la preparación de sus estados financieros consolidados de 2009:

permita que los usuarios de sus estados financieros evalúen la relevancia de los instrumentos financieros en su situación financiera y en su desempeño. Esta norma exige que se revele el análisis de la gerencia sobre los potenciales efectos de cada tipo de riesgo financiero que afectan a la entidad. La norma distingue a los riesgos financieros como: riesgo de crédito, riesgo de liquidez y riesgo de mercado.

este tipo de programas.

norma no es aplicable a las operaciones de la Compañía.

La Gerencia de la Compañía y de la Subsidiaria considera que las Normas aplicables a partir de 2009 sólo tienen como resultado revelaciones adicionales, y no afectan la situación financiera ni los resultados consolidados de la Compañía y su Subsidiaria.





Nuevos Pronunciamientos Contables

Ciertas normas e interpretaciones y revisiones a ciertas NIIF emitidas internacionalmente, serán aplicables a nivel internacional para periodos que comienzan a partir o después del 1 de enero de 2009, con la posibilidad de ser aplicadas de manera anticipada, bajo ciertas condiciones. Estas normas aún no han sido aprobadas por el CNC, como sigue:

Fecha EfectivaInternacionalmente

Fecha de Emisióno Última Revisión

Nro. deNorma

Descripción de la Norma

NIIF 1NIIF 2NIIF 3NIIF 5NIIF 7NIIF 8NIIF 9NIC 1NIC 7

NIC 16NIC 17NIC 19NIC 20

NIC 23NIC 24NIC 27NIC 28NIC 29NIC 31NIC 32NIC 36NIC 38NIC 39NIC 40NIC 41

CINIIF 14

CINIIF 15CINIIF 16CINIIF 17CINIIF 18CINIIF 19

Julio 2009 Junio 2009 Enero 2008

Abril 2009 Marzo 2009

Abril 2009 Noviembre 2009

Abril 2009 Abril 2009

Mayo 2008 Abril 2009

Mayo 2008 Mayo 2008

Mayo 2008 Noviembre 2009

Mayo 2008 Mayo 2008 Mayo 2008 Mayo 2008

Marzo 2009 Abril 2009 Abril 2009 Abril 2009

Mayo 2008 Mayo 2008

Noviembre 2009

Julio 2008Julio 2008

Noviembre 2008Enero 2008

Noviembre 2009

1 de enero de 20101 de enero de 2010

1 de julio de 20091 de enero de 20101 de enero de 20101 de enero de 20101 de enero de 20131 de enero de 20101 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 20101 de enero de 2009

1 de enero de 20091 de enero de 20111 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 20091 de enero de 2010

1 de febrero de 20101 de julio 2009

1 de enero de 20101 de enero de 20101 de enero de 20091 de enero de 2011

1 de enero de 20091 de octubre de 2008

1 de julio de 20091 de julio de 20091 de julio de 2010

Adopción de las NIIF por primera vezPagos basados en accionesCombinaciones de negociosActivos no corrientes mantenidos para la venta y operaciones discontinuadasInstrumentos financierosSegmentos de OperaciónInstrumentos Financieros - Clasificación y MediciónPresentación de estados financierosEstado de Flujos de EfectivoPropiedades, planta y equipoArrendamientosBeneficios a los empleadosContabilización de las Subvenciones del Gobierno e Información a Revelar sobre Ayudas GubernamentalesCostos de financiamientoInformación a Revelar sobre Partes RelacionadasEstados financieros consolidados y separadosInversiones en Empresas AsociadasInformación financiera en economías hiperinflacionariasParticipaciones en negocios conjuntosInstrumentos financieros: reconocimiento y mediciónDeterioro de ActivosActivos IntangiblesInstrumentos financieros: Reconocimiento y MediciónInversiones inmobiliariasAgriculturaNIC 19 - El Límite en un Definido Beneficio de Activos, Requerimientos de Fondeo Mínimo y su InteracciónContrato para la construcción de inmueblesCobertura de una Inversión neta en una Operación en el ExteriorDistribución a propietarios de activos diferentes a efectivoTransferencia de Activos a ClientesExtinción de Pasivos Financieros con Instrumentos de Patrimonio



La Gerencia de la Compañía y de la Subsidiaria está analizando el impacto que estas normas, aún no aprobadas por el CNC, podrían tener en la preparación y presentación de sus estados financieros consolidados.

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 septiembre 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 Tributaria declare la nulidad de oficio de tal resolución administrativa al amparo de lo dispuesto en el artículo 202.3 de la Ley No. 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, que es de un año contado desde la fecha en el que el acto administrativo quedó consentido. Adicionalmente, el Decreto Supremo 151-2002-EF no deja sin efecto las autorizaciones entonces vigentes para llevar contabilidad en moneda extranjera y ello no ha sido objetado por la SUNAT en las auditorías que ha realizado a la Compañía.

Al 31 de diciembre de 2009, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.346 (US$0.318 al 31 de diciembre de 2008) por S/.1.00.

(b) Moneda funcional y moneda de presentación

La Compañía y Subsidiaria preparan y presentan sus estados financieros en dólares estadounidenses, que es su moneda funcional. La moneda funcional es la moneda del entorno económico principal en el que opera una entidad, aquella que influye en los precios de venta de los bienes que comercializa o en los servicios que presta, entre otros factores.

Transacciones en moneda extranjera

Las transacciones en moneda extranjera diferente a la moneda funcional son convertidas al tipo de cambio de la fecha de transacción. Los saldos de activos y pasivos financieros denominados en la moneda extranjera diferente a la moneda funcional son convertidos al tipo de cambio vigente a la fecha del balance general. Las ganancias y pérdidas resultantes de la conversión son reconocidas en el estado de ganancias y pérdidas.

(c) Principios de consolidación

Los estados financieros consolidados incluyen las cuentas de EnerSur S.A. y su Subsidiaria. Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica. Las transacciones y saldos entre la Compañía y Subsidiaria y las ganancias y pérdidas no realizadas han sido eliminadas.





La subsidiaria se consolida a partir de la fecha de adquisición, que es la fecha en que el control se transfiere a la Compañía. La consolidación de una subsidiaria cesa a partir de la fecha en que la Compañía deja de tener control sobre ella.

(d) Uso de estimaciones

La preparación de los estados financieros consolidados 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 consolidados. 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 consolidados son las provisiones para la compra de potencia y energía, estimación de ingresos por energía y potencia entregada no facturada, la vida útil asignada a inmuebles, maquinaria y equipo, la amortización del derecho de usufructo, aportes sociales y de otros activos, la determinación del valor razonable de los activos y pasivos financieros valuados al costo amortizado, la determinación del valor razonable de instrumentos financieros derivados, y la determinación del impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido.

(e) Cuentas por cobrar comerciales

Las cuentas por cobrar comerciales se registran a su valor nominal y están presentadas netas de provisión por deterioro de cuentas por cobrar, la cual es estimada de acuerdo a las políticas establecidas por la Gerencia, y se reconoce considerando, entre otros factores, la antigüedad de los saldos pendientes de cobro con una antigüedad mayor a 365 días y sus posibilidades de ser recuperados, y la evidencia de dificultades financieras del deudor que incrementen más allá de lo normal el riesgo de incobrabilidad de los saldos antiguos pendientes de cobro, de modo que su monto tenga un nivel que la Gerencia estima adecuado para cubrir eventuales pérdidas en las cuentas por cobrar a la fecha del balance general. El monto de la provisión se reconoce con cargo a los resultados del periodo, y los recuperos posteriores con crédito a los resultados del periodo en el que las condiciones que originaron su reconocimiento son superadas.

(f) Suministros y combustibles

Los suministros y combustibles se valúan al costo o al valor neto realizable, el que sea menor. El costo se determina usando el método de promedio ponderado, y para los casos del costo del carbón y de las existencias por recibir, usando el método de costo específico. Por las reducciones del valor en libros de las existencias a su valor neto realizable, se constituye una provisión para desvalorización de existencias con cargo a los resultados del periodo en que ocurren tales reducciones.

(g) Instrumentos financieros

Los instrumentos financieros se definen como cualquier contrato que origina simultáneamente, un activo financiero en una empresa y un pasivo financiero o un instrumento de patrimonio en otra empresa. Los principales activos y pasivos financieros presentados en el balance general consolidado son: efectivo y equivalente de efectivo, cuentas por cobrar y por pagar comerciales, cuentas por cobrar y por pagar a empresas relacionadas, inversión en subsidiaria, otras cuentas por cobrar y por pagar (excepto el impuesto a la renta) y obligaciones financieras. Las políticas contables para su reconocimiento y medición se describen en las correspondientes notas de políticas contables.



El reconocimiento inicial de un activo o pasivo financiero que no se lleve a valor razonable con cambios en ganancias y pérdidas, será a su valor razonable más los costos de transacción que sean directamente atribuibles a la compra o emisión del instrumento financiero.

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

El método de la tasa de interés efectiva busca igualar exactamente el valor en libros de un instrumento financiero con los flujos de efectivo por cobrar o por pagar estimados a lo largo de la vida esperada del instrumento financiero. La pérdida o ganancia de un pasivo financiero a valor razonable con cambios en ganancias y pérdidas, se reconocerá en los resultados del ejercicio. En el caso de los pasivos financieros registrados al costo amortizado, se reconocerán las ganancias o pérdidas en el resultado del ejercicio cuando el pasivo financiero se dé de baja por haberse extinguido (pago, cancelación o expiración), así como a través del proceso de amortización.

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

(h) Instrumentos financieros derivados

La Compañía utiliza instrumentos financieros derivados para reducir el riesgo de las variaciones en el tipo de cambio de sus obligaciones financieras en nuevos soles. Los instrumentos financieros derivados se contabilizan de acuerdo con la aplicación de la NIC 39 “Instrumentos Financieros Reconocimiento y Medición”.

Los contratos de instrumentos financieros derivados para los cuales la Compañía ha establecido una relación de cobertura de flujo de efectivo son registrados como activos o pasivos en el balance general y se presentan a su valor razonable. En la medida que estas coberturas sean efectivas para compensar las variaciones en los tipos de cambio relacionados, los cambios en el valor razonable son registrados en una cuenta patrimonial. Estos montos son transferidos a los resultados del ejercicio en el que los instrumentos financieros y/o sus intereses correspondientes son liquidados, y se presentan en el rubro Ingresos financieros, en el estado de ganancias y pérdidas. Los instrumentos deben evaluarse periódicamente y considerarse como altamente efectivos en un rango de 80-125% para reducir el riesgo asociado con la exposición que se esté cubriendo. Si en algún momento la cobertura deja de ser efectiva, los cambios en el valor razonable a partir de ese momento, se reflejarán en los resultados del ejercicio.





(i) Inmuebles, maquinaria y equipo

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

Los desembolsos incurridos después que un activo fijo ha sido puesto en uso, denominados principalmente mantenimientos mayores, se capitalizan como costo adicional del activo únicamente cuando pueden ser medidos confiablemente y es probable que tales desembolsos resultarán en beneficios económicos futuros superiores al rendimiento normal evaluado originalmente para dicho activo. Estos desembolsos serán amortizados en línea recta hasta la fecha del siguiente mantenimiento mayor. Los desembolsos para mantenimiento y reparaciones se reconocen como gasto del ejercicio en el que son incurridos.

Las partes y repuestos importantes que se espera utilizar durante más de un período y que están vinculados a un elemento de inmuebles, maquinaria y equipo, son reconocidos como tal en el momento de su adquisición.

Cuando un activo fijo se vende o es retirado del uso, su costo y depreciación acumulada se eliminan y la ganancia o pérdida resultante se reconoce como ingreso o gasto.

Los trabajos en curso representan activos en construcción y se registran al costo. Las construcciones en proceso no se deprecian hasta que los activos relevantes se terminen y estén operativos.

(j) Arrendamiento financiero

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

(k) Costos de financiamiento

Los costos de financiamiento se reconocen como gasto en el periodo en que son incurridos. Los costos de financiamiento que son atribuibles directamente a la adquisición, construcción o producción de un activo que necesariamente toma tiempo considerable para estar listo para su venta o uso esperado (activo calificado) se capitalizan como parte del costo de dicho activo.La capitalización comienza cuando se están llevando a cabo las actividades necesarias para preparar el activo calificado para su uso esperado y se está incurriendo en desembolsos y en costos de financiamiento, y finaliza cuando sustancialmente se han completado todas las actividades necesarias para preparar el activo calificado para su uso esperado.

(l) Arrendamiento operativo

Los pagos por “Derecho de Usufructo” y “Aporte Social” (Nota 1), que han sido calificados, por las características del contrato y la realidad económica de la transacción, como un arrendamiento operativo, se reconocen como gasto siguiendo el método



de línea recta durante el plazo de duración del contrato de “Derecho de Usufructo” y se presenta en el rubro Costo de ventas de energía eléctrica en el estado de ganancias y pérdidas.

(m) Plusvalía mercantil

La plusvalía mercantil, que corresponde a la diferencia entre el precio de adquisición y el valor razonable de los activos y pasivos (activos netos) identificables en la fecha de la adquisición, se presenta al costo. De acuerdo a lo que establece la NIIF 3, con posterioridad a la fecha de adquisición de empresas, la Compañía puede reconocer cualquier ajuste al valor razonable de la plusvalía mercantil previamente determinada, que se realice dentro de los doce meses siguientes a la fecha de adquisición. La plusvalía mercantil no se amortiza, debiendo someterse a una prueba de deterioro por lo menos una vez al año.

(n) Otros activos

Otros activos, principalmente, “Derechos por Contrato” relacionados con la C.H. Yuncán que comprende el costo del proyecto de la Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo21) y software, se registran al costo y están presentados neto de amortización acumulada. La amortización se determina siguiendo el método de línea recta en base a la vida útil estimada de los activos, en períodos que varían entre 1 y 30 años.

Los costos relacionados con el proyecto de la futura Central Hidroeléctrica Quitaracsa I, principalmente estudios de ingeniería, se registran al costo y aún no está siendo amortizado debido a se encuentra en etapa pre-operativa.

(o) Pérdidas por deterioro

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

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

(p) Provisiones

Las provisiones se reconocen sólo cuando la Compañía y su Subsidiaria tienen una obligación presente (legal o implícita) como resultado de un evento pasado, es probable que se requieran recursos para liquidar la obligación, y se puede estimar confiablemente el monto de la obligación.





Las provisiones se revisan en cada período y se ajustan para reflejar la mejor estimación que se tenga a la fecha del balance general. Cuando el efecto del valor del dinero en el tiempo es importante, el monto de la provisión es el valor presente de los gastos que se espera incurrir para cancelarla.

(q) Pasivos y activos contingentes

Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros consolidados, sólo se revelan en nota a los estados financieros consolidados a menos que la posibilidad de una salida de recursos sea remota.

Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros consolidados, sólo se revelan en nota a los estados financieros consolidados cuando es probable que se producirá un ingreso de recursos.

Las partidas tratadas previamente como pasivos o activos contingentes, serán reconocidas en los estados financieros consolidados del período en el cual ocurra el cambio de probabilidades, esto es, cuando en el caso de pasivos se determine que es probable, o virtualmente seguro en el caso de activos, que se producirá una salida o un ingreso de recursos, respectivamente.

(r) Beneficios a los trabajadores

Los beneficios a los trabajadores son reconocidos como un pasivo cuando el trabajador ha prestado servicios a la Compañía a cambio del derecho de recibir pagos en el futuro.

(s) Reconocimiento de ingresos, costos y gastos

Los ingresos se reconocen, cuando es probable que los beneficios económicos relacionados con la transacción, fluirán a la Compañía, como sigue: (a) ingresos por venta de energía eléctrica, se facturan mensualmente en base a lecturas periódicas (mensuales), y son reconocidos íntegramente en el período en que se presta el servicio, (b) ingreso por energía entregada y no facturada entre la última lectura y el fin de cada mes se incluye en la facturación del mes siguiente, pero se reconoce como ingreso en el mes que corresponde en base a estimados de la energía consumida por el usuario del servicio durante el referido período, y (c) ingresos por intereses son reconocidos en base al rendimiento efectivo en proporción al tiempo transcurrido y se incluyen en la cuenta ingresos financieros.

Los costos de venta de energía eléctrica y los demás ingresos y gastos se reconocen cuando se devengan.

(t) Ganancias y pérdidas por diferencia de cambio

Las ganancias y pérdidas por diferencia de cambio provenientes de la cancelación de partidas monetarias denominadas en moneda extranjera, o del ajuste de tales partidas por variaciones en el tipo de cambio después de su registro inicial, se reconocen como un ingreso y un gasto financiero, respectivamente, en el ejercicio en el cual surgen.



(u) Impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido

El pasivo por impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido se reconoce por todas las diferencias temporales gravables que surgen al comparar el valor en libros de los activos y pasivos y su base tributaria, sin tener en cuenta el momento en que se estime que las diferencias temporales que le dieron origen, serán reversadas. El activo por impuesto a la renta y participación de los trabajadores 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 y el porcentaje de participación de los trabajadores promulgada o sustancialmente promulgada en la fecha del balance general.

El impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido se reconoce como gasto o ingreso del período, o se carga o abona directamente al patrimonio cuando se relacione con partidas que han sido cargadas o abonadas directamente al patrimonio.

(v) Utilidad por acción

La utilidad básica por acción común ha sido calculada dividiendo la utilidad neta del período atribuible a los accionistas comunes, entre el promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante dicho período. Debido a que no existen acciones comunes potenciales diluyentes, esto es, instrumentos financieros u otros contratos que dan derecho a obtener acciones comunes, la utilidad diluida por acción común es igual a la utilidad básica por acción común.

(w) Efectivo y equivalentes de efectivo

Efectivo comprende efectivo en caja y depósitos de libre disponibilidad. Equivalentes de efectivo comprende inversiones financieras de corto plazo, con vencimientos menores a tres meses contados a partir de su fecha de adquisición, fácilmente convertibles en montos conocidos de efectivo y no están sujetas a riesgos significativos de cambios en su valor.

3. ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS

Durante el curso normal de sus operaciones, la Compañía y su Subsidiaria se encuentran expuestas a una variedad de riesgos financieros. El programa de administración de riesgos se concentra principalmente en los mercados de energía y financieros y trata de minimizar potenciales efectos adversos de éstos en el desempeño financiero de la Compañía y su Subsidiaria. La Gerencia de Finanzas, Administración y Contraloría tiene a su cargo la administración, identificación, evaluación y cobertura de los riesgos financieros.





(a) Riesgos de mercado

(i) Riesgo de tipo de cambio

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía y su Subsidiaria presentan una posición pasiva neta de (en miles) S/.139,289 (S/.91,428 en 2008), compuesto principalmente por obligaciones financieras a largo plazo (bonos emitidos en nuevos soles). Con el objeto de reducir el riesgo por la fluctuación de los tipos de cambio, la Compañía ha efectuado operaciones de cobertura (Nota 20).

Al 31 de diciembre de 2009, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.346 (US$0.318 al 31 de diciembre de 2008) por S/.1.00, y se resume como sigue:

(ii) Riesgo de tasa de interés

La Compañía y su Subsidiaria no tienen activos significativos que generan intereses; los ingresos y los flujos de efectivo operativos de la Compañía son independientes de los cambios en las tasas de interés en el mercado.

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, la Compañía mantiene obligaciones financieras a largo plazo con tasas de interés variable. Con el objeto de reducir dicho riesgo, la Compañía efectúa operaciones de cobertura de tasas de interés (Nota 20).

2008S/.000

2009S/.000

58,616 102,961

31 8,020

169,628

16,703 11,809

280,405

308,917

(139,289)

84,283 63,871

31 2,242

150,427

27,483 9,567

204,805

241,855

(91,428)

Activos:EfectivoCuentas por cobrar comercialesCuentas por cobrar a empresas relacionadasOtras cuentas por cobrar

Total

Pasivos:Cuentas por pagar comercialesOtras cuentas por pagar y provisionesObligaciones financieras

Total

Posición pasiva neta



(iii) Riesgo de crédito

Los activos financieros de la Compañía potencialmente expuestos a concentraciones significativas de riesgo de crédito, consisten principalmente de depósitos en bancos y cuentas por cobrar comerciales. Con respecto a los depósitos en bancos, la Compañía mantiene cuentas bancarias en diversos bancos y no tiene depósitos significativos con ningún banco en particular. Con respecto a las cuentas por cobrar comerciales por venta de energía y potencia, la Compañía cuenta, al 31 de diciembre de 2009, con 18 clientes libres que representan un 50.39% de los ingresos totales que incluyen venta de energía eléctrica, potencia, entre otros (18 clientes libres que representaban un 65.50% de los ingresos totales en 2008) y 11 contratos con clientes regulados que representan un 35.32% de los ingresos totales (13 contratos con clientes regulados que representaban un 19.71% de los ingresos totales en 2008). La concentración significativa de riesgo de crédito la constituye su principal cliente SPCC (Nota 1). Es importante mencionar que SPCC es un cliente de reconocido prestigio a nivel internacional, el mayor productor y exportador de cobre en Perú y una de las empresas más grandes del país. Asimismo SPPC cuenta con un rating para su deuda de largo plazo de BBB, Baa3 y BBB- otorgados por Fitch Ratings, Moody’s y Standard & Poor’s.

La Gerencia considera que el riesgo de crédito de la Compañía se encuentra mitigado dado que sus clientes son empresas de reconocido prestigio nacional e internacional, y no se han presentado problemas de cobranza dudosa en el pasado.

(b) Riesgo de liquidez

La administración prudente del riesgo de liquidez implica mantener suficiente efectivo y equivalente de efectivo y la posibilidad de comprometer y/o tener comprometido financiamiento a través de una adecuada cantidad de fuentes de crédito. La Compañía y Subsidiaria mantienen adecuados niveles de efectivo y equivalentes de efectivo y de líneas de crédito disponibles. El análisis de los pasivos financieros de la Compañía y Subsidiaria clasificados según su vencimiento, considerando el periodo restante para llegar a ese vencimiento en la fecha del balance general es como sigue:

Menos de1 año

US$000

Entre 1 y 2 añosUS$000

Entre 2y 5 añosUS$000

Más de5 añosUS$000

Sin VencimientoEspecíficoUS$000

TotalUS$000

Al 31 de diciembre de 2009Obligaciones financierasCuentas por pagar comercialesOtras cuentas por pagar

Total


Total

279,679 17,981 16,392

314,052

245,169 20,117 11,937

277,223

- -

3,076

3,076

- -

1,424

1,424

100,917 - -

100,917

91,273 - -

91,273

63,554 - -

63,554

59,033 - -

59,033

42,604 - -

42,604

49,094 - -

49,094

72,604 17,981 13,316

103,901

45,769 20,117 10,513

76,399





La Gerencia administra el riesgo asociado con los importes incluidos en cada una de las categorías mencionadas anteriormente, para lo cual mantiene un nivel suficiente de efectivo y equivalente de efectivo proveniente de sus actividades de operación y la posibilidad de obtener financiamiento a través de una adecuada cantidad de fuentes de crédito. Así también, se asegura que no exista una alta concentración de vencimientos de deuda en un mismo período, reduciendo así el riesgo de refinanciamiento.

(c) Administración del riesgo de capital

Los objetivos de la Compañía al administrar el capital son el salvaguardar su capacidad de continuar como empresa en marcha con el propósito de generar retornos a sus accionistas, beneficios a otros grupos de interés y mantener una estructura de capital óptima para reducir el costo del capital.

Consistente con la industria, la Compañía monitorea su capital sobre la base del ratio de apalancamiento, este ratio se calcula dividiendo la deuda neta entre el capital total. La deuda neta corresponde al total del endeudamiento (incluyendo el endeudamiento corriente y no corriente) menos el efectivo y equivalentes de efectivo. El capital total corresponde al patrimonio más la deuda neta.

El ratio de apalancamiento es como sigue:

Asimismo, la Compañía monitorea su capacidad de repago de sus obligaciones financieras a través de la generación de caja proveniente de las actividades de operación. Para esto utiliza el ratio de cobertura de deuda, que se calcula dividiendo la deuda financiera total entre la utilidad operativa sumada a la depreciación y amortización del periodo (EBITDA).

2008US$000

2009US$000

279,679 (23,557)

256,102

213,575

469,677

0.545

245,169 (41,253)

203,916

219,001

422,917

0.482

Obligaciones financieras Menos: Efectivo y equivalente de efectivo

Deuda netaTotal patrimonio (excepto por resultado no realizado por instrumentos financieros derivados)

Total capital

Ratio apalancamiento



(d) Valor razonable de instrumentos financieros

La Gerencia estima que los valores en libros de los instrumentos financieros de la Compañía y su Subsidiaria al 31 de diciembre de 2009 y 2008 no difieren significativamente de sus valores razonables.

4. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO


(a) Las cuentas corrientes corresponden a saldos mantenidos en entidades financieras locales y del exterior, en dólares estadounidenses y nuevos soles, y son de libre disponibilidad.

(b) Los depósitos a plazo vencen en 7 días (entre 5 y 15 días en 2008), y generan intereses a una tasa anual promedio de 1.20% en 2009 (4.07% en 2008).

2008US$000

2009US$000

279,679

107,075 27,285

134,360

2.082

245,169

159,326 25,526

184,852

1.326

Obligaciones financieras

Utilidad operativaMas: Depreciación y amortización

EBITDA

Ratio de cobertura de deuda

2008US$000

2009US$000

8,616 15,911

24,527

7,746 33,507

41,253

Caja y cuentas corrientes (a)Depósitos a plazo (b)

Total

El ratio de cobertura de deuda es como sigue:





5. CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES


2008US$000

2009US$000

17,171 1,413

18,584

23,003 1,491

24,494

Dentro de los plazos de vencimientoVencidas más de 30 días

Total

LargoPlazo


LargoPlazo


18,584 36,549

(16)

55,117

---

-

24,397 22,056

(16)

46,437

97 - -

97

FacturasEnergía y potencia entregada no facturada (a)Provisión por deterioro de cuentas por cobrar (b)

Total

2009 2008

(a) La energía y potencia entregada no facturada corresponde a la remuneración por potencia y energía que el organismo regulador del sistema interconectado nacional, Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES - SINAC), asigna mensualmente a cada generador y que comunica para que sean facturados a los demás generadores o distribuidoras miembros del SINAC. Dicha energía y potencia corresponde básicamente a las ventas del mes de diciembre. La energía y potencia entregada no facturada al 31 de diciembre de 2009 y 2008 fue facturada y cobrada en enero de 2010 y enero 2009, respectivamente.

(b) En opinión de la Gerencia, el saldo de la provisión por deterioro de cuentas por cobrar, cubre adecuadamente el riesgo de pérdida para cuentas por cobrar de dudosa recuperabilidad al 31 de diciembre de 2009 y 2008.

La antigüedad de las cuentas por cobrar comerciales, sin considerar la energía y potencia entregada no facturada, es como sigue:



6. SALDOS Y TRANSACCIONES CON EMPRESAS RELACIONADAS

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

2008US$000

2009US$000

58 27

4 10

4

103

379

36

- 23

- 10

-

33

155

-

Por cobrar no comerciales:GDF SUEZ Energy Central AmericaGDF SUEZ Energy Perú S.A. (a)Electrabel N.V.Egasur S.A.Bahía Las Minas S.A.

Total

Por pagar comerciales (Nota 12):GDF SUEZ Energy Perú S.A. (a)

Por pagar no comerciales:GDF SUEZ University S.A.

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

(a) Los saldos por cobrar corresponden a servicios administrativos prestados a GDF Suez Energy Perú S.A. (GSEP) según contrato firmado el 28 de diciembre de 2007. Los saldos pendientes de pago a dicha entidad se originaron por: (i) servicios recibidos de asesoría y consultoría relacionados al desarrollo de negocios, asuntos legales y financieros en virtud del contrato firmado el 28 de noviembre de 2008 y (ii) subarriendo de una parte del edificio donde se encuentran sus oficinas administrativas, según contrato firmado el 1 de abril de 2008. Al 31 de diciembre de 2008, en adición a los servicios mencionados anteriormente, la Compañía mantenía un contrato de servicios de operación y mantenimiento de las plantas y asistencia administrativa, financiera y técnica.





(b) Transacciones con empresas relacionadas

Las principales transacciones con empresas relacionadas comprenden:

2008US$000

2009US$000

- 2,065

- -

27,872 129

525 1,069

256 111

- -

Servicios de operación y mantenimiento de las plantas de generación eléctrica, así como asistencia administrativa, financiera y técnica, recibida de GSEPServicio de asesoría y consultoría recibido de GSEPCompra de activo fijo a GSEPReembolso de gastosCompra de carbón a Electrabel N.V.Curso de capacitación al personal por GDF SUEZ Central America

(c) Remuneraciones de la plana gerencial

Las remuneraciones y/o compensaciones pagadas durante el año 2009 y 2008 a la plana gerencial, que tiene la autoridad y responsabilidad de planificar, dirigir y controlar las actividades de la Compañía de manera directa o indirecta, fue de (en miles) US$1,931 y US$1,056, respectivamente.



8. SUMINISTROS Y COMBUSTIBLES


2008US$000

2009US$000

12,532 14,806 5,497

32,835

12,991 11,825 14,211

39,027

Suministros y repuestosCombustibles y carbónExistencias por recibir

Total

2008US$000

2009US$000

7,835 217

8,052

- 283

283

Saldo a favor por impuesto a la renta (Nota 13)Diversas

Total

7. OTRAS CUENTAS POR COBRAR


El saldo a favor por impuesto a la renta puede ser recuperado solicitando su devolución, o aplicándolo como crédito contra futuros pagos a cuenta y de regularización del referido impuesto.





LargoPlazo


LargoPlazo


3,949 85

1,325 842

6,201

14,012 841

- -

14,853

3,949 85

1,476 393

5,903

10,275 927

- -

11,202

Derecho de Usufructo y Aportes Sociales (Nota 1 (b))Costos de financiamientoSegurosOtros

Total

2008US$000

2009US$000

- 64

(64)

-

- 175

(175)

-

Saldo inicialAumentosBajas por destrucción

Total

El movimiento en la provisión para desvalorización de suministros y combustibles fue como sigue:

En opinión de la Gerencia, al 31 de diciembre de 2009 y 2008, no es necesario constituir provisión para desvalorización de existencias.

9. GASTOS CONTRATADOS POR ANTICIPADO


2009 2008



10. INMUEBLES, MAQUINARIA Y EQUIPO, NETO

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

Edificios y OtrasInstalaciones

US$000

Maquinariay EquipoUS$000

TerrenosUS$000

2,419

21 - -

2,440

1,210 - -

3,650

-

- -

-

- -

-

2,440

3,650

163,975

339 -

2,018

166,332

237 -

13,502

180,071

32,336

5,648 -

37,984

5,937 -

43,921

128,348

136,150

219,621

1,129 -

1,248

221,998

2,918 (2)

71,017

295,931

63,154

15,721 -

78,875

17,181 -

96,056

143,123

199,875

Costo:Saldos al 1 de enero de 2008





Depreciación:Saldos al 1 de enero de 2008

AdicionesRetiros


AdicionesRetiros


Costo neto:Al 31 de diciembre de 2008






Unidades de Transporte

US$000

Muebles yEnseresUS$000

1,918

43 (193)

-

1,768

59 (40)

-

1,787

1,108

263 (133)

1,238

233 (40)

1,431

530

356

872

368 (1) 3

1,242

163 - -

1,405

346

93 (1)

438

116 -

554

804

851

EquiposDiversosUS$000

21,800

2,407 -

217

24,424

8,564 -

7,935

40,923

11,271

1,041 -

12,312

1,687 -

13,999

12,112

26,924

Trabajosen CursoUS$000

27,305

58,569 (131)

(5,302)

80,441

20,000 -

(92,454)

7,987

-

- -

-

- -

-

80,441

7,987

TotalUS$000

437,910

62,876 (325)

(1,816) -

498,645

33,151 (42)

-

531,754

108,215 -

22,766 (134)

- 130,847

25,154 (40)

155,961

367,798

375,793



3 3,10,20 y 33

2010

10,20 y 25

Edificios y otras instalacionesMaquinaria y equipoUnidades de transporteMuebles y enseresEquipos diversos

(b) La depreciación de inmuebles, maquinaria y equipo por el ejercicio 2009 de (en miles) US$25,154 (US$22,766 en 2008) está incluida en la cuenta costo de ventas de energía eléctrica por US$24,712 (US$21,668 en 2008) y gastos de administración por US$442 (US$1,098 en 2008).

(c) En noviembre de 2006 la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento financiero para financiar la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno (Notas 1 y 15), la que empezó a operar en junio 2007. El costo de los activos adquiridos a la construcción de este activo ascendió a (en miles) US$47,357, y se encuentran contabilizados en sus respectivas cuentas. La depreciación acumulada de este activo es de (en miles) US$11,822 (US$6,905 al 31 de diciembre de 2008). En diciembre de 2007 la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento financiero para financiar parte de la construcción de la tercera unidad de la misma central (Notas 1 y 15), la que empezó a operar en agosto 2009. Al 31 de diciembre de 2009, el valor en libros de los desembolsos efectuados para la construcción de este activo asciende a (en miles) US$82,517 (US$63,497 al 31 de diciembre de 2008), los cuales se encuentran contabilizados en sus respectivas cuentas. El monto total financiado con contratos de arrendamiento fue de (en miles) US$66,332.

(d) Al 31 de diciembre de 2009 este rubro incluye maquinaria y equipo y unidades de transporte por (en miles) US$32,101 (US$20,341 en 2008), totalmente depreciados que todavía se encuentran en uso.

(e) De acuerdo con las políticas establecidas por la Gerencia, al 31 de diciembre de 2009 la Compañía tiene contratadas pólizas de seguros contra todo riesgo, que le permiten asegurar sus principales activos hasta por una suma asegurada de (en miles) US$879,509. En opinión de la Gerencia, las pólizas de seguros contratadas están de acuerdo con el estándar utilizado por empresas equivalentes del sector, y cubren adecuadamente el riesgo de eventuales pérdidas por cualquier siniestro que pudiera ocurrir, considerando el tipo de activos que posee la Compañía.

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





OtrosUS$000

DerechosContrato

Yuncán (b)US$000

Costo de ProyectoC.T. Ilo 21US$000

ProyectoQuitaracsa

US$000

54,388

- -

54,388

- -

54,388

4,459

1,813

6,272

1,813

8,085

48,116

46,303

500

- -

500

- -

500

201

22

223

22

245

277

255

-

- -

-

778 1,317

2,095

-

-

-

-

-

-

2,095

2,158

345 133

2,636

- 276

2,912

1,336

925

2,261

296

2,557

375

355

TotalUS$000

57,046

345 133

57,524

778 1,593

59,895

5,996

2,760

8,756

2,131

10,887

48,768

49,008

Costo:


AdicionesOtros cambios


Saldo inicial de subsidiaria adquiridaAdiciones


Amortización:


Adiciones


Adiciones


Costo neto:



11. OTROS ACTIVOS, NETO

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



3 4.35

33.33100

Derechos - Contrato YuncánCosto de Proyecto C.T. Ilo 21SoftwareOtros

(b) Corresponde a los desembolsos efectuados por “Derecho por Contrato” y el pago inicial del “Aporte social” (Nota 1), y son amortizados en 30 años a partir del 7 de septiembre de 2005 (fecha de recepción de la C.H. Yuncán).

(c) La amortización de otros activos por el ejercicio 2009 de (en miles) US$2,131 (US$2,760 en 2008) está incluida en la cuenta de costo de ventas de energía eléctrica por US$1,879 (US$2,759 en 2008) y gastos de administración por US$252 (US$1 en 2008).

12. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES


2008US$000

2009US$000

17,566 379

17,945

19,962 155

20,117

Facturas y provisionesEmpresas relacionadas (Nota 6)

Total

2008US$000

2009US$000

17,615 330

17,945

19,952 165

20,117

Dentro de los plazos de vencimientoVencidas

Total

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

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





2008US$000

2009US$000

- 2,287

2,287

2,842 7,522

10,364

Impuesto a la renta Participación de los trabajadores

Total

2008US$000

2009US$000

2,842 (2,842) 24,970

(32,805)

(7,835)

12,767 (12,767) 42,875

(40,033)

2,842

Saldos inicialesPagos a cuenta y de regularización por el ejercicio anteriorImpuesto a la renta calculado por el ejercicio (Nota 27 (c))Pagos a cuenta del impuesto a la renta e ITAN del ejercicio

Saldos finales

2008US$000

2009US$000

7,522 (7,522) 4,381

(2,094)

2,287

- -

7,522 -

7,522

Saldos inicialesPagos de participación de los trabajadores por el ejercicio anteriorParticipación de los trabajadores del ejercicio (Nota 27 (c))Pagos a cuenta de participación de los trabajadores del ejercicio

Saldos finales

13. IMPUESTO A LA RENTA Y PARTICIPACION DE LOS TRABAJADORES CORRIENTE


El movimiento en el impuesto a la renta corriente fue como sigue:

El movimiento en la participación de los trabajadores corriente fue como sigue:



LargoPlazo

US$000

CorrienteUS$000Vencimiento

LargoPlazo

US$000

CorrienteUS$000

30,000 10,000

1,872 30,732

- - - - -

72,604

- 72,604

- 45,000

3,744 36,238

41,794 29,122 10,000 15,000 26,177

207,075

1,670 208,745

20,000 10,000 15,769

-

- - - - -

45,769

- 45,769

- 55,000

5,616 63,497

38,476 26,811 10,000

- -

199,400

(136) 199,264

Préstamos bancarios (a)Préstamo Sindicado (b)Leasing C.T. ChilcaUno, Unidad 2 (c)Leasing C.T. ChilcaUno, Unidad 3 (d)Bonos ( e) Primera Emisión Segunda Emisión Tercera Emisión Cuarta Emisión Quinta Emisión Total obligaciones a valor nominal

Ajuste al costo amortizado

Enero y Abril 2010Junio 2015

Noviembre 2009/ 2012Diciembre 2011 / 2014

Noviembre 2017Junio 2018Junio 2028

Agosto 2016Agosto 2014

2009 2008

2008US$000

2009US$000

8,092 660

1,595

73 54 97

458

11,029

7,070 2,163

816

123 91 98

152

10,513

TributosIntereses por pagar sobre bonos y préstamos bancariosRemuneraciones y vacacionesAportes previsionales y de seguridad social:AFPESSALUDCompensación por tiempo de serviciosDiversas

Total

14. OTRAS CUENTAS POR PAGAR


15. OBLIGACIONES FINANCIERAS






(a) Los préstamos bancarios corresponden a pagarés en dólares estadounidenses otorgados por entidades bancarias locales para financiar capital de trabajo; son de vencimiento corriente y no se ha otorgado garantías específicas.

(b) El préstamo Sindicado fue otorgado el 30 de junio de 2005 por un grupo de bancos nacionales por un monto de US$100 millones, de los cuales US$27.5 millones corresponden al Banco de Crédito del Perú S.A. (BCP), US$45 millones al Banco Continental S.A. (BBVA) y US$27.5 millones al Citibank del Perú S.A. Los fondos obtenidos de este préstamo fueron utilizados para cancelar una deuda contraída con el BCP, completar los pagos del Contrato de Usufructo de la C.H. Yuncán y para la adquisición de activos fijos. Este préstamo devenga interés a LIBOR a tres meses más 2.90%.

Con fecha de 17 de octubre de 2006 el BBVA cedió al Scotiabank Perú S.A.A., una parte del monto adeudado (US$15 millones).

Con fecha de 30 de junio de 2008, la Compañía suscribió una adenda al contrato de préstamo, que en términos generales lo modifica a través de (i) la eliminación del paquete de garantías otorgado en el contrato, es decir, la hipoteca de la C.T. Ilo 21 y de las líneas de transmisión, (ii) la eliminación del fideicomiso de flujos de cobro de SPCC y del seguro y (iii) flexibilización y/o eliminación de algunos resguardos financieros. El 18 de julio de 2008 se ha inscrito en registros públicos el contrato de Cancelación y Levantamiento de Garantías y Resolución del Contrato Marco de Acreedores Garantizados.

(c) Corresponde a dos contratos de arrendamiento financiero suscritos con el BCP para la construcción e instalación de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno. Un contrato de arrendamiento financiero comprende la construcción de edificios y obras civiles por (en miles) US$9,360, con amortizaciones trimestrales a LIBOR a tres meses más 1.55% y con plazo de 5 años, y el otro contrato de arrendamiento financiero para la adquisición de maquinaria y equipo por (en miles) US$27,794, con amortizaciones trimestrales a LIBOR a tres meses más 1.175% con plazo de 2 años. La opción de compra será igual al 0.10% del monto financiado más IGV. Ambos contratos se firmaron el 24 de noviembre de 2006 y entraron en vigencia el 27 de noviembre de 2007.

En relación con dichos 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 y derecho de acceso a favor del BCP, sobre una parte del inmueble (propiedad de la Compañía) donde se encuentra la planta de generación termoeléctrica, con la finalidad expresa de que se lleve a cabo la construcción, instalación e implementación de las obras a que se refieren los contratos de arrendamiento financiero y el EPC. Este contrato se encontrará vigente por un plazo de 5 años contados a partir de su suscripción.

Durante la construcción del Proyecto, el BCP pagó 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 los contratos de arrendamiento financiero con el BCP:





2008US$000

2009US$000

Tasa deInterésVencimientoInicioBonos

30/11/07

09/06/08

09/06/08

30/06/09

30/06/09

30/11/17

09/06/18

09/06/28

30/06/16

30/06/14




en dólares)


en dólares)


41,794

29,122

10,000

15,000

26,177

122,093

38,476

26,811

10,000

-

-

75,287

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

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

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

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

Quinta Emisión por (en miles) S/.75,600 Total obligaciones a valor nominal

Para cubrirse de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, por sus emisiones de bonos en nuevos soles, la Compañía ha contratado con bancos locales “swaps” de monedas y tasa de interés (Nota 20).

(f) Los principales resguardos financieros que la Compañía debe cumplir y que se detallan en el contrato del préstamo Sindicado, en los contratos de arrendamiento financiero y en el prospecto marco del Primer Programa de Bonos Corporativos, son los siguientes:

El cumplimiento de los resguardos financieros descritos en el párrafo anterior, es supervisado por la Gerencia y, en su opinión, la Compañía ha cumplido con los resguardos financieros asumidos al 31 de diciembre de 2009 y 2008.

A continuación se detallan las características de cada emisión de bonos corporativos:

Saldos al31 de diciembre



2008US$000

2009US$000

- 72,604 42,604 13,707

150,764

279,679

45,769 41,649 41,649 11,835

104,267

245,169

20092010201120122013 al 2028

Total

16. CAPITAL SOCIAL

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008 el capital social está representado por 199,970,023 acciones comunes, de S/.1.00 de valor nominal cada una (equivalente a US$0.346), autorizadas, emitidas y pagadas.

Al 31 de diciembre de 2009 y 2008, la estructura de participación accionaria de la Compañía fue como sigue:

Al 31 de diciembre de 2009, la cotización bursátil por acción fue de S/.12.12 (S/.12.45 al 31 de diciembre de 2008).

17. CAPITAL ADICIONAL

Corresponde a la prima de capital, de libre disponibilidad, resultante del aumento de capital por aporte de las AFPs en 2004. Dicha prima resultó de comparar el monto de los aportes efectuados por las AFPs de (en miles) US$48,000 con el monto de (en miles) US$12,078, correspondiente al valor en dólares estadounidenses de las 42,098,992 acciones comunes emitidas de S/.1.00 de valor nominal, aplicando el tipo de cambio de S/.3.4855 por cada US$1.00.

(g) Las obligaciones financieras son pagaderas como sigue:

Año

Total deParticipación

No. deAcciones

123,443,25012,292,14711,576,55452,658 ,072

199,970,023

61.736.155.79

26.33

100.00

SUEZ Tractebel S.A. HO – Fondo 2 IN – Fondo 2 Otros (319 accionistas)

Total

Accionistas





Dividendo porAcción Común

US$000EjercicioFecha del Acuerdo de Directorio o Junta

Obligatoria Anual de Accionistas

DividendoTotal

US$000

28,180 42,588

70,768

41,566 24,486

66,052

0.14090.2130

0.20790.1224


Total


Total

18. RESERVA LEGAL

De acuerdo con la Ley General de Sociedades, la reserva legal se constituye transfiriendo como mínimo 10% de la utilidad neta de cada ejercicio, después de deducir pérdidas acumuladas, hasta que alcance un monto equivalente a la quinta parte del capital. En ausencia de utilidades no distribuidas o reservas de libre disposición, la reserva legal debe ser destinada a compensar pérdidas, pero debe ser repuesta. La reserva legal puede ser capitalizada, pero igualmente debe ser repuesta. Al 31 de diciembre de 2009 y 2008 la reserva legal ha alcanzado el monto equivalente a la quinta parte del capital.

19. DISTRIBUCION 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, las personas jurídicas domiciliadas que acuerden la distribución de dividendos o cualquier otra forma de distribución de utilidades, retendrán el 4.1% del monto a distribuir, excepto cuando la distribución se efectúe a favor de personas jurídicas domiciliadas.

No existen restricciones para la remesa de dividendos ni para la repatriación del capital a los inversionistas extranjeros.

Distribución de dividendos

La política actual de dividendos establece la distribución del noventa por ciento (90%) de las utilidades anuales disponibles, según se determinen en cada ejercicio anual, o un porcentaje mayor si así se considera conveniente.

Durante el ejercicio 2009 y 2008 se pagaron dividendos por (en miles) US$70,768 y US$66,052, como sigue:

A cuenta ejercicio 2009Final ejercicio 2008

A cuenta ejercicio 2008

Final ejercicio 2007



20. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS

Bonos Corporativos

Como resultado de la Primera y Segunda Emisión de Bonos Corporativos, emitidos en nuevos soles (moneda distinta a la moneda funcional de la Compañía), dentro del marco del Primer Programa de Bonos Corporativos, y para cubrirse del riesgo de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, la Compañía decidió contratar con Citibank del Perú S.A. (Citibank) instrumentos financieros derivados Swaps de monedas denominados “Cross currency swaps”. De acuerdo a lo mencionado, la Compañía intercambió con Citibank:

(i) Un total de (en miles) S/.120,700, a una tasa de interés anual de 6.8125% por (en miles) US$40,000 a una tasa de interés anual de 5.755%, por el mismo plazo de los bonos. Es decir, que el tipo de cambio fijado del instrumento equivale a S/.3.0175. Con esto la Compañía logró fijar un tipo de cambio en dólares para los pagos a realizar durante la vigencia de los bonos; y

(ii) Un total de (en miles) S/.84,105 a una tasa de interés anual de 7.1875% por (en miles) US$29,973 a una tasa de interés anual de 6.179%, por el mismo plazo de los bonos. Es decir, que el tipo de cambio fijado del instrumento equivale a S/.2.806. Con esto la Compañía logró fijar un tipo de cambio en dólares para los pagos a realizar durante la vigencia de los bonos.

Como resultado de la Quinta Emisión de Bonos Corporativos, emitidos dentro del marco del Primer Programa de Bonos Corporativos, y para cubrirse del riesgo de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, la Compañía decidió contratar con el Banco Continental S.A. (BBVA) instrumentos financieros derivados Swaps de monedas denominados “Cross currency swaps”. La Compañía intercambió con el BBVA un total de (en miles) S/.75,600 a una tasa de interés anual de 6.875% por (en miles) US$25,117 a una tasa de interés anual de 5.375%, por el mismo plazo de los bonos. Es decir, que el tipo de cambio fijado del instrumento equivale a S/.3.009. Con esto la Compañía logró fijar los pagos en dólares durante la vigencia de los bonos.

Préstamo Sindicado

Por otro lado, el 8 de enero de 2009 para cubrirse de futuras fluctuaciones de la tasa establecida para el Préstamo Sindicado - LIBOR (Nota 15(b)) ascendente a (en miles) US$65,000 a dicha fecha, la Compañía decidió contratar con el Citibank, instrumentos financieros derivados de tasas de interés para mitigar dicho riesgo. La Compañía intercambió LIBOR a tres meses + 2.90% por una tasa de interés fija de 2.015%.

Consideraciones generales de los ¨swaps¨

La ganancia generada por los “swaps” durante 2009 fue de (en miles) US$918 (US$548 en 2008) y se presenta en el rubro Ingresos financieros del estado de ganancias y pérdidas (Nota 24).





Al 31 de diciembre de 2009 el valor razonable de los instrumentos financieros derivados fue de (en miles) US$2,459, que se presentan en la cuenta patrimonial resultado no realizado por instrumentos financieros derivados, neto del impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido de (en miles) US$231 (Nota 28(a)) y del ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de (en miles) US$1,770.

Al 31 de diciembre de 2008 el valor razonable de los instrumentos financieros derivados fue de (en miles) US$27,230, que se presentan en la cuenta patrimonial resultado no realizado por instrumentos financieros, neto del impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido de (en miles) US$7,474 (Nota 28(a)) y del ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de (en miles) US$4,986.

21. VENTAS NETAS DE ENERGIA ELECTRICA

2008US$000

2009US$000

232,190 89,479 23,397 15,213 8,341 3,637

372,257

348,804 88,777 15,177 (4,716) (8,416) 6,511

446,137

Ventas de EnergíaVentas de PotenciaVentas de PeajeCompensaciones COESCompensaciones D.U. 049Otros ingresos

Total

Ventas de energía eléctrica



22. COSTO DE VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA

23. GASTOS DE ADMINISTRACION

2008US$000

2009US$000

162,749 28,479 10,541 3,310 3,949 3,693 3,562 7,747

26,591 533

251,154

186,961 30,447 8,895 4,163 3,948 3,198 2,369 7,868

24,427 751

273,027

Consumo de combustiblesCompra de energía, potencia, peajeCargas de personalAporte 1 % Empresas EléctricasDerecho de usufructo y aporte social Consumo de suministros y repuestosMantenimiento equipos industrialesOtros gastos de generaciónProvisiones del ejercicio:Depreciación y amortizaciónOtros

Total

2008US$000

2009US$000

5,296 4,137 2,065

545 1,250

694 252

14,239

3,893 5,342

464 1,310 1,279

1,099 228

13,615

Cargas de personalServicios prestados por tercerosServicios de asistencia administrativa, financiera y técnicaTributosCargas diversas de gestiónProvisiones del ejercicio:Depreciación y amortizaciónOtros

Total

Gastos de administración

Costo de ventas de energía eléctrica





24. INGRESOS FINANCIEROS

25. GASTOS FINANCIEROS

26. PARTICIPACION DE LOS TRABAJADORES

2008US$000

2009US$000

4,899 918 312 113

79

6,321

- 548

1,653 339 106

2,646

Diferencia en cambio netaIngresos por SWAPS (Nota 20)Intereses de depósitos a plazoOtros ingresos financierosIntereses de depósitos bancarios

Total

2008US$000

2009US$000

13,438 -

678 1,473

199

15,788

12,467 4,454

842 -

162

17,925

Intereses de préstamos Diferencia de cambio netaImpuesto a las transacciones financierasIntereses provisión por contingenciaOtros gastos financieros

Total

2008US$000

2009US$000

4,381 393

4,774

7,522 21

7,543

Participación en las utilidades que se otorga a los trabajadores deacuerdo con el D. Legislativo 892 - 5% sobre la renta imponibleantes de impuesto a la renta (Nota 27 (c))Participación diferida (Nota 28 (c))

Total

Gasto por participación de los trabajadores

Gastos financieros

Ingresos financieros



27. IMPUESTO A LA RENTA

(a) Régimen tributario del impuesto a la renta

(i) 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 se encuentran sujetas a una tasa adicional de 4.1%, sobre toda suma que pueda considerarse una disposición indirecta de utilidades, que incluyen sumas cargadas a gastos e ingresos no declarados; esto es, gastos susceptibles de haber beneficiado a los accionistas, participacionistas, entre otros; gastos particulares ajenos al negocio; gastos de cargo de accionistas, participacionistas, entre otros, que son asumidos por la persona jurídica.

(ii) 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 empresas relacionadas o con sujetos residentes en territorios de baja o nula imposición, deberán: (a) 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, y (b) contar con un Estudio Técnico de Precios de Transferencia, además de la documentación sustentatoria de este Estudio, cuando el monto de sus ingresos devengados superen los (en miles) S/.6,000, y hubieran efectuado transacciones con empresas relacionadas en un monto superior a (en miles) S/.1,000.

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

A partir del ejercicio 2008 las transacciones que los contribuyentes domiciliados en el país realicen con partes relacionadas domiciliadas, deberán estar incluidas en los correspondientes Estudios Técnicos de Precios.

La Compañía está realizando el Estudio Técnico de Precios de Transferencia correspondiente al año 2008. En opinión de la Gerencia de la Compañía, no resultarán pasivos de importancia para los estados financieros a dicha fecha, en relación con los precios de transferencia.

(iii) Modificaciones significativas al Impuesto a la Renta

A partir del 1 de enero de 2010, entraron en vigencia algunos cambios en el régimen de determinación del Impuesto a la Renta aplicable a las empresas de conformidad con el Decreto Legislativo 942 y sus modificatorias, así como por las Leyes 29342 y





29492, esta última publicada el 31 de diciembre de 2009. A continuación se muestra un breve resumen de los cambios más importantes:

- Intereses derivados de depósitos en el Sistema Financiero

- Intereses y reajustes de capital provenientes de letras hipotecarias

cuya



2008US$000

2009US$000

24,970 2,243

27,213

42,875 125

43,000

Impuesto a la renta corriente (acápite (c))Impuesto diferido (Nota 28 (c))

Total

(d) Situación tributaria

Las declaraciones juradas del impuesto a la renta de los años 2005 a 2008 y la que será presentada por el ejercicio 2009, de la Compañia y su Subsidiaria, están pendientes de revisión por la administración tributaria, la cual tiene la facultad de efectuar dicha revisión dentro de los cuatro años siguientes al año de presentación de la declaración jurada de impuesto a la renta.

2008US$000

2009US$000

97,608

(4,043) 2,660

(391)

(10,979) 1,812

947

87,614 (4,381)

83,233

24,970

144,047

3,384 5,356

(1,800)

(2,133) 1,812 (229)

150,437 (7,522)

142,915

42,875

Utilidad antes de impuesto a la rentaGastos no deducibles:Diferencia de cambio de pagos a cuenta del Impuesto a la Renta e Impuesto General a las ventasOtros gastos no deduciblesIngresos exonerados:Otros ingresos exoneradosDiferencias temporales:DepreciaciónAmortización C.H. YuncánOtros

Renta gravable para computar la participación de los trabajadoresParticipación de los trabajadores - 5% (Nota 26)

Renta gravable para computar el impuesto a la renta corriente

Impuesto a la renta corriente - 30%

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

(c) El impuesto a la renta corriente fue determinado como sigue:





Debido a las posibles interpretaciones que las autoridades tributarias pueden dar a las normas legales aplicables en cada año, a la fecha, no es posible determinar si de las revisiones que se realicen resultarán o no pasivos para la Compañía y su Subsidiaria, por lo que cualquier eventual mayor impuesto o recargo que pudiera resultar de las revisiones fiscales sería aplicado a los resultados del ejercicio en que estos se determinen. Sin embargo, en opinión de la Gerencia cualquier eventual liquidación adicional de impuestos no sería significativa para los estados financieros al 31 de diciembre de 2009 y 2008.

(e) Conciliación de la tasa efectiva del impuesto a la renta y participación de los trabajadores con la tasa tributaria combinada

La conciliación de la tasa efectiva combinada del impuesto a la renta y participación de los trabajadores de 32.77% al 31 de diciembre de 2009 (35.09% en 2008), con la tasa tributaria combinada de 33.50% que resulta de considerar la tasa de 30% de impuesto a la renta y el 5% de la participación de los trabajadores, es como sigue:

%

97,608

32,699

(427) (131) (154)

31,987

100.00

33.50

(0.44) (0.13) (0.16)

32.77

144,047

48,255

2,928 (602)

(38)

50,543

100.00

33.50

2.03 (0.42) (0.02)

35.09

Utilidad antes de participación a los trabajadores diferida e impuesto a la renta

Participación de los trabajadores e impuesto a la renta calculado según tasa tributaria combinada

Efecto tributario sobre adiciones y deducciones:

Gastos no deduciblesIngresos exoneradosOtros ajustes

Participación de los trabajadores e Impuesto a la renta corriente y diferido registrado según tasa efectiva combinada

2008US$000

%2009US$000



2008US$000

2009US$000

(9,239) (52,662)

(61,901)

(8,029) (43,531)

(51,560)

Participación de los trabajadores diferidaImpuesto a la renta diferido

Total

2008US$000

2009US$000

393 2,243

2,636

21 125

146

Participación de los trabajadores diferida (Nota 26)Impuesto a la renta diferido (Nota 27)

Total

28. IMPUESTO A LA RENTA Y PARTICIPACION DE LOS TRABAJADORES DIFERIDO

(a) El movimiento en el pasivo neto por impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido y las diferencias temporales que le dieron origen en 2009 y 2008, fueron como sigue:

Pasivo:Tasa de depreciación y amortización menor que la tributariaInstrumentos financieros derivadosActivo:Instrumentos financieros derivadosOtros

Pasivo, neto

59,135 -

- (247)

58,888

107 -

- 77

184

- -

(7,474) -

(7,474)

379 -

- (417)

(38)

59,621 -

(7,474) (587)

51,560

3,073 -

- (437)

2,636

- 231

7,474 -

7,705

62,694 231

- (1,024)

61,901

SaldoInicial

US$000


US$000


US$000

2008 - Adiciones / Recuperos 2009 - Adiciones / Recuperos

AjustesUS$000

SaldoFinal

US$000


US$000


US$000

SaldoFinal

US$000

(b) El saldo del pasivo neto por impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido comprende:

(c) El gasto por impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferido por el ejercicio comprende:





2008US$000

2009US$000

65,621

199,970,023

0.328

93,504

199,970,023

0.468

Utilidad neta atribuible a los accionistas comunes

Promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante el periodo


29. UTILIDAD POR ACCION

La utilidad básica por acción común ha sido calculada dividiendo la utilidad neta del ejercicio atribuible a los accionistas comunes, entre el promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante el ejercicio. No se ha calculado utilidad diluida 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:



30. COMPROMISOS

Al cierre del 31 de diciembre de 2009, la Compañía mantiene los siguientes contratos vigentes:

Duracióndel Contrato

ContratosInicio deVigencia

del Contrato

4 años3 años4 años4 años4 años4 años

4 años4 años5 años4 años

3 años 3 meses

20 años5 años16 años13 años7 años3 años10 años10 años5 años3 años

5 años 4 meses5 años5 años5 años5 años5 años10 años5 años

01/01/0701/01/0801/01/0701/01/0701/01/0701/01/07

01/01/0801/01/0801/01/0801/01/0901/10/09

18/04/9701/11/0301/07/0401/06/0701/08/0501/01/0701/02/0701/04/0701/05/0701/01/0801/09/0701/04/0801/04/0801/04/0801/04/0801/05/0801/05/0801/07/08

31/12/1031/12/1031/12/1031/12/1031/12/1031/12/10

31/12/1131/12/1131/12/1231/12/1231/12/12

17/04/1731/12/0930/06/2030/06/2031/12/1231/12/0931/01/1731/03/1730/04/1231/12/1031/12/1231/03/1331/03/1331/03/1331/03/1330/04/1330/04/1830/06/13

74.017.596.285.946.422.96

65.0485.2120.76

1.81217.45

205.001.00

18.0012.0021.00

1.602.805.002.002.001.903.355.501.651.002.80

24.000.25

74.017.596.285.946.422.96

65.0485.2120.76

1.81217.45

205.001.20

56.0012.0021.00

3.302.805.002.002.001.904.20

14.101.909.003.00

24.001.30


Luz del Sur S.A.A.Electro Sur Medio S.A.A.Electronoroeste S.A.Electronorte S.A.Hidrandina S.A.Electrosur S.A.


Edelnor S.A.A. (I Convocatoria - EDLN)Edelnor S.A.A. (II Convocatoria - EDLN)Electro Sur Medio S.A.A. (I Convocatoria - LDS)Edecañete (I Convocatoria - LDS)Luz del Sur S.A.A. (I Convocatoria - LDS)

Clientes libres

Southern Perú Copper CorporationJunta de Propietarios de Edificio WieseQuimpac S.A. PANASAEmpresa Minera Los Quenuales S.A.Banco Continental S.A.Minera Bateas S.A.C.Compañía Minera San Juan (Perú) S.A.Compañia Minera Raura S.A.Compañia Vena Perú S.A.C.Perubar S.A.Compañía Universal Textil S.A.Alicorp S.A.A.Industrial del Espino S.A.Textil Piura S.A.Universidad de Lima Xstrata Tintaya S.A.Manufacturas de Metales y Aluminio Record S.A.

Fecha deTerminación

HoraPunta (MW)

Hora Fuerade Punta (MW)

Potencia Contratada





31. CONTINGENCIAS

Al 31 de diciembre de 2009, la Compañía tiene las siguientes contingencias:

(a) Procesos judiciales

Proceso de Laudo Arbitral seguido con Empresa de Generación de Arequipa S.A. (EGASA), Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) y Empresa de Generación Eléctrica de San Gabán S.A. (SAN GABAN), existe discrepancia entre las partes respecto a la tasa de interés que debía aplicarse a los intereses devengados del capital que la Compañía canceló a las mencionadas empresas por orden del Tribunal Arbitral en 2002. La suma en disputa según los cálculos efectuados por EGASA, SAN GABAN y EGESUR asciende a (en miles) S/.8,762 (equivalentes a (en miles) US$3,034), los cuales han sido reconocidos por la Compañía al 31 de diciembre de 2009 (US$1,424 al 31 de diciembre de 2008). Según sus asesores legales, el monto provisionado por la Compañía es suficiente.

(b) Situaciones contingentes del sector energía

Durante el periodo 2007, el COES - SINAC no asignó a la Compañía los retiros de potencia y energía efectuados por las empresas distribuidoras sin respaldo contractual, en cumplimiento a lo ordenado por el Cuarto Juzgado Civil de Lima mediante Medida Cautelar Fuera de Proceso Nro. 27772-05 interpuesta por la Compañía contra el COES - SINAC y concedida a favor de la Compañía con fecha 11 de julio de 2005.

El 23 de enero de 2008, el COES - SINAC solicitó la variación de las medidas cautelares concedidas, señalando que, bajo la vigencia de la Ley 29179, Ley que establece el mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado, le corresponde atribuir retiros sin respaldo contractual a las empresas generadoras, entre ellas EnerSur S.A. Mediante Resolución N°18 este pedido fue declarado improcedente, razón por la cual el COES - SINAC interpuso recurso de apelación, el cual está pendiente de ser resuelto.

(c) Cartas fianza y garantías:

En garantía de los pagos por “Derecho de Usufructo y Aporte Social” del Contrato de Usufructo (Nota 1), la Compañía otorgó a favor de 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. Asimismo existe una carta fianza por (en miles) S/.1,775 a favor del Ministerio de Energía y Minas por la ejecución de obras de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno, y una carta fianza por (en miles) S/.1,775 para la ejecución de obras Ciclo Combinado. De igual modo, existe una carta fianza a favor del Ministerio de Energía y Minas por (en miles) S/.35,500 por el cumplimiento del cronograma de las obras de concesión de Quitaracsa. Existe asimismo una a favor de la SUNAT por (en miles) S/.320 por la importación temporal de una grúa para el mantenimiento de Chilca Uno.



5.1

264 1,320

1,584

952

Hasta un añoMás de un año hasta cinco años

Total

Valor presente de los pagos mínimos

32. ARRENDAMIENTO OPERATIVO

Con fecha 18 de diciembre de 2003, la empresa relacionada GSEP firmó un Contrato de Subarrendamiento del inmueble donde están ubicadas las oficinas corporativas de la Compañía y de GSEP. Posteriormente con fecha 1 de enero de 2008, la Compañía aceptó la cesión de la posición contractual en el Contrato de Subarrendamiento que mantenía la empresa relacionada. El plazo de vigencia del contrato fue el 5 de enero de 2009.

A partir del 5 de enero de 2009, se inicia el Contrato de Constitución de Usufructo Condicionado entre la Compañía y los propietarios. El plazo de vigencia es de 25 años. Este contrato de usufructo será de carácter voluntario para la Compañía que tendrá derecho a darlo por terminado de manera anticipada y genera una renta mensual de (en miles) US$22 más impuestos.

La renta mensual pactada asciende a (en miles) US$22 más impuestos.

Al 31 de diciembre de 2009, los pagos mínimos futuros de arrendamiento son como sigue:

La tasa interna de retorno utilizada para el cálculo del valor presente de los pagos mínimos es de 12%.

33. MEDIO AMBIENTE

Conforme a lo dispuesto por el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas, la Compañía presentó ante el Ministerio de Energía y Minas (MEM) un Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (“PAMA”). El PAMA presentado por la Compañía fue aprobado y se estableció un plazo de 2 años para que realizara las inversiones y gastos necesarios a fin de adecuar sus operaciones a las normas y límites máximos permisibles, el cual venció en 1999. A la fecha, la Compañía ha cumplido con las medidas establecidas en el PAMA para adecuar sus operaciones a las regulaciones ambientales.

Adicionalmente, la Compañía se encuentra sometida a auditoría ambiental anual a cargo de entidades independientes, debidamente autorizadas a tal efecto, que son contratadas directamente por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (“OSINERG”).

Al 31 de diciembre de 2009, el gasto acumulado relacionado directamente con la protección del medio ambiente ascendió a (en miles) US$438 (US$757 en 2008).

US$000

Estados Financieros Auditados



34. HECHOS POSTERIORES

Seguro de Lucro Cesante

Como consecuencia de los daños causados por el huracán Ike en la ciudad de Houston en Estados Unidos de Norteamérica en septiembre de 2008, fueron afectados componentes de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno que estaban en el puerto de Houston esperando ser embarcados hacia Perú; en consecuencia, dicha situación ocasionó un retraso en la entrada en operación comercial de dicha unidad. La tercera unidad debería haber entrado en operación comercial el 24 de marzo de 2009; sin embargo, inició sus operaciones el 2 de agosto de 2009. La Compañía mantiene una póliza DSU - Delay in Start-up (seguro por lucro cesante por el retraso en entrada en operación) para la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno con la aseguradora Liberty International Underwriters (Liberty). El 12 de noviembre de 2009, la Compañía presentó un reclamo formal a Liberty por un monto de (en miles) US$9,168, neto del valor del deducible, el cual fue corregido por la Compañía el 13 de enero de 2010 a (en miles) US$11,558, neto del valor del deducible.

Dicho reclamo está sujeto a la aceptación, cambios y ajustes, toda vez que los peritos contadores nombrados por Liberty, concluyan su auditoría.

Debido a la demora en la respuesta por parte de la aseguradora, el 29 de enero de 2010, la Compañía presentó una solicitud de adelanto por (en miles) US$5,500. Dicho monto ha sido pagado por la aseguradora el 2 de febrero de 2010.

A la fecha el monto y el reclamo propiamente siguen siendo revisados por los auditores de Liberty, y, en opinión de la Gerencia de la Compañía no existe, seguridad que dicho monto será aceptado parcial o totalmente.

Fusión por Absorción de Quitaracsa

En septiembre de 2009 se llevaron a cabo las Juntas Generales de Accionistas de la Compañía y de Quitaracsa, donde se acordó la fusión por absorción de ésta última. Los acuerdos de dicha fusión fueron informados públicamente en el mismo mes. La entrada en vigencia de la referida fusión estaba condicionada a que se produjeran algunos eventos precedentes, en especial la aprobación por parte de la Autoridad Nacional del Agua y del Ministerio de Energía y Minas sobre la transferencia de determinados permisos y concesión otorgados por dichas entidades a Quitaracsa. Dichos eventos y aprobaciones se fueron cumpliendo y obteniendo a lo largo de los últimos meses de 2009 y a inicios de 2010. De esta forma, el 15 de febrero de 2010, los Directorios de la Compañía y Quitaracsa certificaron e informaron que se habían cumplido todas las condiciones para la fusión y que la fecha de entrada en vigencia de la misma sería el día siguiente a la certificación antes mencionada, es decir el 16 de febrero de 2010.


GOBIERNO CORPORATIVOAnexo 2//

5.2

I. Sección Primera:Evaluación de 26 PrincipiosLOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS

Razón Social:

RUC:

Dirección:

Teléfono:

Fax:

Página Web:

Representante Bursátil:Representante Bursátil Alterno:

Representante Bursátil Alterno:

EnerSur S.A.

20333363900

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

(511) 616-7979

(511) 616-7878

www.enersur.com.pe

André CanguçúMarlene Panes ViverosMilagros Pereda Carrán

Información sobre el cumplimiento de los Principios de Buen Gobierno Corporativo de las sociedades peruanas correspondiente al ejercicio 2009.

A continuación se presenta la autoevaluación 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”:

Principios Cumplimiento0 1 2 3 4

1. Principio (I.C.1. segundo párrafo).- No se debe incorporar en la agenda asuntos genéricos, debiéndose precisar los puntos a tratar de modo que se discuta cada tema por separado, facilitando su análisis y evitando la resolución conjunta de temas respecto de los cuales se puede tener una opinión diferente.

2. Principio (I.C.1. tercer párrafo).- El lugar de celebración de las Juntas Generales se debe fijar de modo que se facilite la asistencia de los accionistas a las mismas.

X

X


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

I. Tipo Número

Junta General de Accionistas

Junta Especial de Accionistas

1

1

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

c. ¿Qué medios, además del contemplado en el Artículo 43 de la Ley General de Sociedades, utiliza la Empresa para convocar a las Juntas?

(X) Correo Electrónico ( ) Directamente en la Empresa (X) Vía Telefónica (X) Página de Internet ( ) Correo Postal ( ) Otros( ) Ninguno

Fecha deaviso de

Convocatoria

Fechade laJunta

Lugarde laJunta

Horade

inicio

Horade

término

Tipo de Junta

Quór

um

%

Nº

De

Acc

.A

sist

ente

s

Esp

ecia

l

Gen

eral

Duración

05/03/2009

28/08/2009

17/03/2009

08/09/2009

92.91%

97.19%

10:00 a.m.

10:00 a.m.

10:50 a.m.

12:00 a.m.

15

16

( )

( X )

( X )

( )

Country Club Hotel

Oficinas Enersur S.A.



Si No

Solo para accionistas

Para el público en general

( )

( )

( X )

( X )

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

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

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?

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

Est

atuto

Man

ual

Otr

os

Reg

lam

ento

Inte

rno

( ) ( ) ( ) ( )

Denominación del Documento *

(X) NO SE ENCUENTRAN REGULADOS

( ) SÍ ( X ) NO

PrincipioCumplimiento

0 1 2 3 4

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.

X

( ) NO CUENTA CON PÁGINA WEB


5.2Gobierno Corporativo


b. En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa detalle los mecanismos alternativos.

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

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


Est

atuto

Man

ual

Otr

os

Reg

lam

ento

Inte

rno

( ) ( ) ( ) ( )


( ) NO SE ENCUENTRAN REGULADOS

PrincipioCumplimiento

0 1 2 3 4

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.

X

Número de Solicitudes

Recibidas

0

Aceptadas

0

Rechazadas

0

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:

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

Tipo de JuntaFecha de Junta

General Especial

( X )

( )

( )

( X )

17/03/2009

08/09/2009

92.9%

97.182%

0.013%

0.009%

Participación (%) sobreel total de acciones con derecho a voto

A través de poderes Ejercicio Directo

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

Representación por cualquier medio decomunicación del cual quede constancia.

24 HORAS

No se requiere un pago

ANTICIPACIÓN (número de días previos a la junta con que debe presentarse el poder)

COSTO (indique si existe un pago que exija la empresa para estos efectos y a cuánto asciende)

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


Est

atuto

Man

ual

Otr

os

Reg

lam

ento

Inte

rno

( X ) ( ) ( ) ( )




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

a. Indique el número de Directores Dependientes e Independientes de la EMPRESA1.

TRATAMIENTO EQUITATIVO DE LOS ACCIONISTAS

Principio Cumplimiento0 1 2 3 4

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.


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.

( ) SÍ ( ) NO ( X ) NO APLICA

X

Dependientes

Independientes

Total

5

22

7

Directores Número

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.

Cabe precisar que cada uno de los Directores (7) tiene su respectivo Alterno, y en el caso de los Directores Independientes sus Alternos también son

Independientes.

1

2



b. Indique los requisitos especiales (distintos de los necesarios para ser Director) para ser Director Independiente de la EMPRESA?

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

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:

(X) NO EXISTEN REQUISITOS ESPECIALES


Est

atuto

Man

ual

Otr

os

Reg

lam

ento

Inte

rno

( ) ( ) ( ) ( )



Vinculación con:Nombres yApellidos

delDirector

Nombres y Apellidosdel Accionista1/. / Director / Gerente

AfinidadInformación

Adicional2/.

Acci

onis

ta1/

.

Dir

ecto

r

Ger

ente

( ) ( ) ( )

Accionistas con una participación igual o mayor al 5% de las acciones de la empresa (por clase de acción, incluidas las acciones de inversión).

En el caso exista vinculación con algún accionista incluir su participación accionaria. En el caso la vinculación sea con algún miembro de la plana gerencial,

incluir su cargo.

1/.

2/.




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:

Cargo gerencial quedesempeña o desempeñó

Fecha en el cargo gerencial

Inicio Termino

Gerente General 27/04/2006

Nombres y Apellidosdel Director

Patrick Eeckelers (Director Titular)

André de Aquino Fontenelle Canguçú(Director Alterno)

Gerente de Finanzas,Administración y Contraloría 01/12/2004

Cargo gerencial quedesempeña o desempeñó

Fecha

Inicio Termino

Banco Falabella Perú S.A. 27/09/2007

Nombres y Apellidosdel Director

Fernando Zavala Lombardi (Director)

Carlos H. Ruiz de Somocurcio(Director) La Positiva Seguros y Reaseguros S.A. 1986

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:




X

2000-2009 100%

Razón social de la sociedad de auditoria Servicio* Periodo Retribución**

Gris, Hernández y Asociados S.A. Dictámenes deinformación financiera

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

b. Describa los mecanismos preestablecidos para contratar a la sociedad de auditoría encargada de dictaminar los estados financieros anuales (incluida la identificación del órgano de la EMPRESA encargado de elegir a la sociedad auditora).

COMUNICACIÓN Y TRANSPARENCIA INFORMATIVA


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.

* 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.

La Junta General de Accionistas acordó designar a la Sociedad Auditora, por recomendación del Directorio.

( ) NO EXISTEN MECANISMOS PREESTABLECIDOS




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.

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


Est

atuto

Man

ual

Otr

os

Reg

lam

ento

Inte

rno

( X ) ( ) ( ) ( )



( X ) SÍ ( ) NO

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

GDF SUEZ Energy Perú S.A.

Quitaracsa S.A., Empresa de Generación Eléctrica

Tipo de Junta

0 1 2 3 4 5 Más de 5 No aplica

( )( X ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )




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.

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.

X


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.

AccionistasMedios Grupos de interés

Correo electrónico

Directamente en la empresa

Via telefónica

Página de internet

Correo postal

Otros. detalle

( X )

( X )

( X )

( )

( X )

( )

( X )

( X )

( X )

( )

( X )

( )

Área encargada Gerencia de Finanzas, Administración y Contraloría

André De Aquino Fontenelle Canguçu

Gerente de Finanzas, Administración y Contraloría

Finanzas, Administración y Contraloría

Persona encargada

Nombres y apellidos Cargo Área




Número de Solicitudes

Recibidas

2

Aceptadas

2

Rechazadas

0

c. Indique si el procedimiento de la EMPRESA para tramitar las solicitudes de información de los accionistas y/o los grupos de interés de la EMPRESA se encuentra regulado en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

d. Indique el número de solicitudes de información presentadas por los accionistas y/o grupos de interés de la EMPRESA durante el ejercicio materia del presente informe.

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

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

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


Sistema Integrado de Mejora de Procesos:P0105 - Punto único de contacto

Est

atuto

Man

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Inte

rno

( ) ( ) ( ) ( X )


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

( ) SÍ ( X ) NO




X

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

b. Detalle los criterios preestablecidos de carácter objetivo que permiten calificar determinada información como confidencial. Adicionalmente indique el número de solicitudes de información presentadas por los accionistas durante el ejercicio materia del presente informe que fueron rechazadas debido al carácter confidencial de la información.

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


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.

( X ) El Directorio

( X ) El Gerente General

( X ) Otros. Detalle: Representantes Legales

No existen criterios preestablecidos. No se ha recibido ni rechazado ninguna solicitud de información presentada por accionistas durante el ejercicio correspondiente al año 2009, debido al carácter confidencial de la información. No obstante, de presentarse ello, las personas referidas en el literal (a) anterior efectuarán la evaluación.

( X ) NO EXISTEN CRITERIOS PREESTABLECIDOS


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Reg

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( ) ( ) ( ) ( )






X


10. Principio (IV.F. primer párrafo).- La sociedad debe contar con auditoria 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 a la Gerencia.

( X ) SÍ ( ) NO

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

b. En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa, dentro de la estructura orgánica de la EMPRESA indique, jerárquicamente, de quién depende auditoría interna y a quién tiene la obligación de reportar.

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.

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.


Est

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Reg

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( ) ( ) ( ) ( )


(X) NO SE ENCUENTRAN REGULADAS

Depende de:

Reporta a:

Victor Sakaguchi Tsuda – Auditor Interno GDF SUEZ

Gerencia General




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.

X


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.

LAS RESPONSABILIDADES DEL DIRECTORIO

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

X

X


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.


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( X ) ( ) ( ) ( )





b. Indique el órgano que se encarga de:

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.

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



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( X ) ( ) ( ) ( )


Función Directorio GerenteGeneral

Otros(Indique)

Contratar y sustituir al Gerente General

Contratar y sustituir a la Plana Gerencial

Fijar la remuneración de los principales ejecutivos

Evaluar la remuneración de los principales ejecutivos

Evaluar la remuneración de los Directores

( X )

( X )

( X )

( )

( )

( )

( X )

( X )

( X )

( ) Junta Generalde Accionistas

Politícas para: SÍ NO

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

( X )

( X )

( X )

( )

( )

( )

( )

( )

( 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.

X


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.


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( ) ( ) ( ) ( X )

( X )



Sistema Integrado de Mejora de Procesos:P0401- Selección de Personal- V04

La remuneración se fija considerando la Metodología HAY y/o los lineamientos del Grupo GDF SUEZ comunicados internamente.

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.


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( ) ( ) ( ) ( X ) Normas Internas de Conducta





X


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 auditoria independiente, y la existencia de los debidos sistemas de control, en particular, control de riesgos financieros y no financieros y cumplimiento de la ley.


Número de casos 0

b. Indique el número de casos de conflictos de intereses que han sido materia de discusión por parte del Directorio durante el ejercicio materia del presente informe.

c. Indique si la EMPRESA o el Directorio de 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.

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.

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

Codigo de Ética del Grupo GDF SUEZ

( X ) SÍ ( ) NO




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

c. Indique si los sistemas de control a que se refiere la pregunta anterior se encuentran regulados en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

Riesgos financieros:Implementación del Programa INCOME (antes CODIS, requerido por el Grupo GDF SUEZ) para asegurar fidedignidad de los estados financieros

Riesgos operativos, ambientales y de seguridad y salud ocupacional:Sistema de gestión basado en los requisitos de las normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001:

- P0108 – Identificación de peligros y evaluación de riesgos- P0109 – Identificación y evaluación de riesgos ambientales


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( ) ( ) ( ) ( X )


( 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

( X ) SÍ ( ) NO


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.




X


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.

X


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

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

b. Indique los procedimientos preestablecidos para supervisar la efectividad de las prácticas de gobierno, especificando el número de evaluaciones que se han realizado durante el período.

No existen procedimientos preestablecidos, sin embargo, si en el curso de sus

actividades el Directorio considera que es conveniente realizar cambios para mejorar las

prácticas de gobierno los efectúa, por ejemplo la creación de Comités.

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

( X ) SÍ ( ) NO


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( ) ( ) ( ) ( )






( ) NO SE ENCUENTRA REGULADA

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


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( ) ( ) ( ) ( X ) Normas Internas de Conducta



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( ) ( ) ( ) ( )



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

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.

(X) NO APLICA, LA EMPRESA NO CUENTA CON LA REFERIDA POLÍTICA




X


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

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.

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.

Comité de Auditoría

I. Fecha de creación: 5 de mayo de 2006 Fecha de término:

II. Funciones:

III. Principales reglas de organización y funcionamiento:

V. Número de sesiones realizadas durante el ejercicio: 2

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

IV. Miembros del Comité:Nombres y Apellidos Fecha

Inicio TérminoCargo dentro del Comité

José Ricardo Briceño VillenaManlio Alessi Remedi

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

PresidenteMiembroMiembro




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

X


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

Revisar y evaluar las transacciones a efectuarse entre la empresa y una empresa vinculada o afiliada a ella y/o GDF SUEZ, analizando los términos de dichas transacciones y presentando sus recomendaciones al Directorio.

Comité de Transacciones entre Compañías Vinculadas

I. Fecha de creación: 5 de mayo de 2006 Fecha de término:

II. Funciones:

III. Principales reglas de organización y funcionamiento:

V. Número de sesiones realizadas durante el ejercicio: 0

VI. Cuenta con facultades delegadas de acuerdo con el artículo 174 de la ley general de sociedades: ( ) SÍ ( X ) NO

IV. Miembros del comité:Nombres y Apellidos Fecha

Inicio TérminoCargo dentro del comité

José Ricardo Briceño VillenaAndré de Aquino Fontenelle CanguçúPatrick Eeckelers

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

PresidenteMiembroMiembro




X


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

1 Corresponde al primer nombramiento.2 Incluir la formación profesional y si cuenta con experiencia en otros Directorios.3 Aplicable obligatoriamente solo para los directores con una participación sobre el capital social mayor o igual al 5% de las acciones de la empresa.

Ingeniero Electromecánico, cuenta con experiencia en otros Directorios.

Nombres yApellidos

Formación2Fecha

Inicio1 Termino No deAcciones

Part.(%)

Part. Accionaria3

Directores Dependientes

Jan Flachet 25/06/2003

Economista, cuenta con experiencia en otros Directorios.

Directores Independientes

Fernando Zavala Lombardi

19/03/2007

Ingeniero Industrial, cuenta con experiencia en otros Directorios.

José Ricardo BriceñoVillena

27/02/2004

Licenciado en Ciencias Económicas Aplicadas, cuenta con experiencia en otros Directorios.

Manlio Alessi Remedi 25/06/2003

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

Eric Kenis 27/02/2004

Ingeniero de Electrotécnica y Mecánica.

Patrick Eeckelers 08/05/2006

Abogado, cuenta con experiencia en otros Directorios.

Patrick Obyn 27/02/2004

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




X


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.

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

b. ¿Con cuántos días de anticipación se encuentra a disposición de los Directores de la EMPRESA la información referida a los asuntos a tratar en una sesión?

c. Indique si el procedimiento establecido para que los Directores analicen la información considerada como confidencial se encuentra regulado en algún (os) documento (s) de la EMPRESA.

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

Menor a 3 días Mayor a 5 díasDe 3 a 5 días

Información no confidencial ( X ) ( ) ( )

Información confidencial ( X ) ( ) ( )

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


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( ) ( ) ( ) ( )





X


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

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

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

c. Indique la lista de asesores especializados del Directorio que han prestado servicios para la toma de decisiones de la EMPRESA durante el ejercicio materia del presente informe.


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( ) ( ) ( ) ( )


( X ) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON LAS REFERIDAS POLÍTICAS

( ) NO SE ENCUENTRAN REGULADAS




X


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

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.

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

b. En caso la respuesta a la pregunta anterior sea afirmativa, de acuerdo con el segundo párrafo del artículo 157 de la Ley General de Sociedades, indique lo siguiente:

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


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( ) ( ) ( ) ( )


( ) SÍ ( X ) NO

SÍ NO

¿El Directorio eligió al reemplazante? ( )( )

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




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

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


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( X ) ( ) ( ) ( )


X

X


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

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.

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





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.

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

* 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.

Presidente de Directorio

Presidente Ejecutivo

Gerente General

Plana Gerencial Perfiles de Puestos Internos

( X )

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( X )

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( )

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( X )

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Denominación del Documento *Responsable de:

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No

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a**

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X


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

( ) 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




* 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.

Remuneración fija Retribución (%)*Remuneración variable

( X ) ( )0.52%

Gerente General

Plana Gerencial ( X ) ( )

( ) SÍ ( X ) NO

c. Indique si la EMPRESA tiene establecidos algún tipo de garantías o similar en caso de despidos del Gerente General y/o plana gerencial.

II. Sección Segunda:Información AdicionalDERECHOS DE LOS ACCIONISTAS

( X ) SÍ ( ) NO

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.

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 la retribución (sin considerar bonificaciones) que percibe el Gerente General y plana erencial es:




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.

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

(X) OTROS, especifique: Las acciones se encuentran representadas mediante anotaciones en cuenta.

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

Gerencia Legal

Luis Felipe Vianna Birolini

Carlos Alfredo León León Gerente Legal Legal

General Counsel GDF SUEZ Energy Perú S.A. / Secretario del Directorio designado durante las sesiones realizadas en el ejercicio 2009.

Información sujeta a actualización

Periodicidad Domicilio CorreoElectrónico Teléfono

Menor a MensualMensual TrimestralAnualMayor a Anual

( )( )( )( )( )

( )( )( )( )( )

( )( )( )( )( )

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

Área encargada

Persona encargada

Nombres y Apellidos Cargo Área




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

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 aprobación 19 de marzo de 2007

Organo que lo aprobó Junta General de Accionistas

Política de dividendos (Criterios para la distribución de utilidades)

La distribución de dividendos se efectuará de acuerdo a la participación en el capital social de cada accionista.Sólo se distribuirá el monto que quedare luego de efectuar las deducciones expresamente dispuestas por Ley.Se repartirá la suma equivalente al noventa por ciento (90%) de las utilidades anuales disponibles, según éstas sean determinadas en cada ejercicio anual, a contar del ejercicio 2004, o un porcentaje mayor si así se estimara conveniente.El Directorio de la Sociedad determinará las fechas en que se efectuará el pago de los dividendos acordados, según la disponibilidad de recursos.El cumplimiento de la política de dividendos se encuentra condicionada a las utilidades que realmente se obtengan.El Directorio de la Sociedad podrá acordar la distribución de dividendos a cuenta.

a)

b)

c)

d)

e)

f)

Dividendo por AcciónFecha de entrega

En efectivo En acciones

Clase de Acción: Comunes Ejercicio N -1 : 30/04/2008Ejercicio N -1 : 06/11/2008Ejercicio N : 24/04/2009Ejercicio N : 30/10/2009Clase de Acción: Ejercicio N-1Ejercicio NAcciones de InversiónEjercicio N-1Ejercicio N

$24’485,223.48 $41’566,226.75 $42’587,599.89 $28’181,664.97




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

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

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

Número de sesiones realizadas: 16

4Número de sesiones en las cuales uno o más directores fueron representados por Directores Suplentes o Alternos

3Número de Directores Titulares que fueron representados en al menos una oportunidad

(X) NO APLICA. LA EMPRESA NO CUENTA CON PROGRAMAS DE BONIFICACIÓN PARA DIRECTORES


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( ) ( ) ( ) ( )



DIRECTORIO




k. Indique el porcentaje que representa el monto total de las retribuciones anuales de los directores, respecto al nivel de ingresos brutos, según los estados financieros de la EMPRESA.

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

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

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.

Retribuciones Totales (%)

Directores Independientes

Directores Dependientes

0.005%

ACCIONISTAS Y TENENCIAS

Clase de Acción: Comunes

( ) SÍ ( ) NO

Clase de acción (incluidas las de inversión)

Número de tenedores(al cierre del ejercicio)

322

322

Acciones con derecho a votoAcciones sin derecho a votoAcciones de inversiónTotal

Número deacciones

Suez Tractebel S.A.Ho-Fondo 2In-Fondo 2

123’443,25012’292,14711’576,554

61.736.147%5.78%

BelgaPeruanaPeruana

Nombres y Apellidos Participación (%) Nacionalidad





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

p. ¿Existe un registro de casos de incumplimiento al reglamento a que se refiere la pregunta a) anterior?

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

Código de Ética de GDF SUEZ; Normas Internas de Conducta; Reglamento Interno de Trabajo y Cartilla de Identidad Corporativa (incluye Misión, Visión y Valores de la Empresa).

OTROS

( X ) SÍ ( ) NO

( ) SÍ ( X ) NO

Número deaccionesNombres y Apellidos Participación (%) Nacionalidad

Clase de Acción: ..........................................

Número deaccionesNombres y Apellidos Participación (%) Nacionalidad

Acciones de inversión


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

s. Incluya cualquiera otra información que lo considere conveniente.

* Aprobado por el CEO y Presidente del Directorio del Grupo GDF SUEZ. Enersur como empresa integrante del Grupo GDF SUEZ, está obligada a cumplir con el Código de Ética de GDF SUEZ.

Área encargada

Persona encargada

Nombres y Apellidos Cargo Área

Denominación del Documento Órgano deAprobación

Fecha deaprobación

Fecha de últimamodificación

Estatuto

Sistema Integrado de Mejora de Procesos:

Junta Generalde Accionistas

06/05/1998 15/08/2007

P0109 - Identificación y evaluación de riesgos ambientales – V03

Gerencia de Asuntos Corporativos

18/02/2009

Normas Internas de Conducta Directorio 16/06/2005

Reglamento Interno de Trabajo Gerente General 01/09/2008

Cartilla de Identidad Corporativa Gerente General 26/02/2008

Régimen de Poderes Directorio 11/11/2008 10/02/2009

Código de Ética Directorio*

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.


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Memoria Enersur-finaldemasias BIBLOS · 32-37 38 2.3 Instalaciones de la Empresa 49 2.4 Principales...

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