memoria ctm 2012 - Grupo Energía de Bogotá

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MEMORIA ANUAL

2012

Contenido I. La Empresa 1.1 Consorcio Transmantaro 1.2 Carta del Presidente del Directorio 1.3 Declaración de Responsabilidad 1.4 Información general 1.5 Estructura de la propiedad 1.6 Accionistas 1.7 Directorio 1.8 Principales ejecutivos

II. El Sistema 2.1 Desempeño del sector 2.2 Operación y Mantenimiento del Sistema 2.3 Proyectos

III. Clientes 3.1 Nuevos negocios

IV. Sociedad V. Gestión Estratégica VI. Gestión Financiera 6.1 Indicadores de gestión 6.2 Inversiones de capital

VII. Buen Gobierno 7.1 Comité de Auditoría 7.2 Línea Ética

I La Empresa

MEMORIA ANUAL

1.1

CONSORCIO TRANSMANTARO Consorcio Transmantaro S.A. (CTM) es una empresa peruana que forma parte del grupo empresarial ISA, el mayor transportador internacional de energía en Latinoamérica.

1.2

CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO Estimados lectores

El despeño operativo y financiero de Consorcio Transmantaro durante el año 2012 fue muy positivo, hecho que se refleja en sus indicadores, en el cumplimiento de sus obligaciones y en la clasificación de riesgo AAA otorgada por Apoyo & Asociados Internacionales S.A.C. y Pacific Credit Rating, a sus bonos colocados en el mercado de capitales. Desde el punto de vista de la continuidad del servicio de la operación y mantenimiento, la red de CTM registró una disponibilidad de 99.79%, mejorando las metas anuales de desempeño. En lo que respecta al desarrollo de proyectos, la empresa concluyó la construcción y puesta en operación comercial de la Línea de transmisión de 500 Kv entre Zapallal (Carabayllo) - Chimbote - Trujillo y subestaciones asociadas, que contempló la construcción de 532 kilómetros de línea, 2000 Megavatios de transformación y 750 Megavares de compensación. Esa Línea mejora la seguridad, confiabilidad y optimiza las transferencias de energía entre el centro y

2012

norte del país. La inversión estimada para la ejecución de este proyecto fue de USD 207 millones y, con sus más de 1000 torres instaladas, se ha convertido en el proyecto de transmisión de energía más importante que haya puesto en servicio en el Perú. Asimismo, avanzó en la construcción de la Línea de transmisión en circuito simple a 220 kV entre Talara, y en el proyecto de construcción y puesta en operación comercial de la línea de transmisión en circuito simple a 220 kV Pomacocha- Carhuamayo. De otro lado, la empresa llegó a un acuerdo con el Estado para continuar la construcción del proyecto Línea de Transmisión Machupicchu – Abancay – Cotaruse en 220 kV, obra fundamental para el abastecimiento eléctrico en el sur peruano. A nivel financiero, debo destacar la constitución, del segundo Fideicomiso de Gestión de la empresa, que permitirá ejecutar el proyecto Línea de Transmisión Trujillo – Chiclayo en 500 kV. Dicha transacción permitirá apalancar el crecimiento de CTM, mejorando la competitividad, asegurando el cumplimiento de indicadores financieros y manteniendo la clasificación de riesgo AAA. La gestión de la empresa fue realizada por Red de Energía del Perú, empresa que cumplió con sus compromisos y nos permitió seguir adelante con nuestro desarrollo. Finalmente, quiero destacar la participación de los accionistas de Consorcio Transmantaro, Interconexión Eléctrica ISA y Empresa de Energía de Bogotá, quienes a lo largo de los años han mantenido un compromiso constante con el crecimiento de la empresa y el desarrollo del Perú. Muchas gracias

Luis Fernando Alarcón Mantilla Presidente del Directorio

1.3

DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD El presente documento contiene información veraz y suficiente respecto al desarrollo del negocio de Consorcio Transmantaro S.A. durante el año 2012. Sin perjuicio de la responsabilidad que compete al emisor, los firmantes se hacen responsables por su contenido conforme a las disposiciones legales aplicables.

Luis Fernando Alarcón Mantilla Presidente del Directorio

Carlos Mario Caro Sánchez Gerente General

1.4

INFORMACIÓN GENERAL Consorcio Transmantaro S.A. tiene por objeto la construcción, operación y mantenimiento de redes de transmisión de energía eléctrica y el desarrollo de sistemas, actividades y servicios de telecomunicaciones. Inicialmente la sociedad se creó para desarrollar la actividad de transmisión eléctrica como concesionaria de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, para unir el Sistema Interconectado Centro-Norte con el Sistema Interconectado. La empresa fue constituida el 30 de enero de 1998 e inscrita en la oficina registral de Lima con la partida N° 11014647 del Registro de Personas Jurídicas. En 1997, el Estado Peruano convocó a concurso público internacional para la concesión y operación del proyecto de la línea de transmisión de energía eléctrica Mantaro-Socabaya, a fin de interconectar el sistema interconectado centro norte (SICN) con el sistema interconectado del sur (SIS) y constituir el sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN). El 15 de enero de 1998, la Comisión de Promoción de Concesiones Privadas (Promcepri) adjudicó la buena pro del concurso público internacional para la concesión eléctrica del sistema de transmisión Mantaro-Socabaya a Consorcio Transmantaro S. A. (CTM). El operador estratégico para operar la Línea Mantaro-Socabaya fue Hydro-Québec International Inc. El 27 de febrero de 1998, CTM suscribió con el Ministerio de Energía y Minas - en representación del Estado - el Contrato BOOT para el diseño, suministro, construcción y explotación del Sistema de Transmisión Mantaro–Socabaya (sistema principal de transmisión), por un plazo de 33 años, luego del cual los bienes objeto de la concesión serán transferidos al Estado. El 8 de octubre del 2000, CTM comenzó la operación de la Interconexión Mantaro-Socabaya, con lo cual se interconectó la transmisión eléctrica del SEIN. A partir del 12 de diciembre de 2006, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA), con la participación accionaria de la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB), pasó a ser el nuevo operador estratégico de la empresa.

En la actualidad, Red de Energía del Perú (REP) actúa como Centro Gestor de Consorcio Transmantaro, prestando servicios de gestión integral, técnica y administrativa.

Tipo de sociedad

Sociedad Anónima

RUC

20383316473

C.I.I.U.

4011

Domicilio legal

Avenida Juan de Arona N° 720, Oficina 601, San Isidro, Lima 15046 (Perú)

Teléfono

+51 (1) 7126600

Fax

+51 (1) 712 6845

Auditor externo

Medina, Zaldívar, Paredes & Asociados Sociedad Civil de Responsabilidad Limitadafirma miembro de Ernst & Young

Clasificadoras de riesgo

Apoyo & Asociados Internacionales Pacific Credit Rating

1.5

ESTRUCTURA DE LA PROPIEDAD El capital de la sociedad autorizado, suscrito y pagado al 31 de diciembre de 2012 está representado por 580´714,259 acciones comunes de un valor nominal de S/.1 cada una, el capital social asciende a S/. 580´714,259.

1.6

ACCIONISTAS Los accionistas de Consorcio Transmantaro son Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) y Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB), importantes actores del sector energía latinoamericano. Composición accionaria al 31 de diciembre de 2012 No.

Accionista

%

País

1

Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P

60

Colombia

2

Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P

40

Colombia

Total

100

Accionistas titulares del Capital Social de las Personas Jurídicas Titulares de las Acciones de la empresa (5% o más). 1

Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P

País

La Nación

51.41 Colombia

Empresas Públicas de Medellín

10.17 Colombia

Ecopetrol Accionistas con menos del 5% de las acciones Total 2

%

Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P Distrito Capital de Bogotá

5.32 Colombia 33.10 100.00 % País 76.28 Colombia

Ecopetrol

6.87 Colombia

Corficolombiana S.A.

3.56 Colombia

Otros

13.29

Total

100.00

INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA

1 ISA, directamente y a través de sus 30 filiales y subsidiarias, adelanta importantes proyectos de infraestructura que impulsan el desarrollo en el continente, contribuyendo al desarrollo de los habitantes de Colombia, Brasil, Perú, Chile, Bolivia, Ecuador, Argentina, Panamá y América Central. Para lograrlo, focaliza sus actividades en los negocios de Transporte de Energía Eléctrica, Transporte de Telecomunicaciones, Concesiones Viales y Gestión Inteligente de Sistemas de Tiempo Real. Por más de 45 años la Compañía se ha caracterizado por la prestación eficiente y confiable de sus servicios, en un marco de respeto a los derechos humanos y de protección al medio ambiente, con el fin de favorecer la competitividad y sostenibilidad regional, el mejoramiento de la calidad de vida y el desarrollo de las sociedades donde tiene presencia, todo ello gracias a un equipo humano conformado por 3,686 trabajadores altamente calificados y comprometidos. Al cierre de 2012, ISA contaba en sus estados financieros

2 consolidados, con activos cercanos a los USD 14.6 billones e ingresos por USD 2.4 billones. ISA focaliza su estrategia buscando nuevas oportunidades en la región, amparada en la diversificación de mercados, sectores y divisas; el incremento de su rentabilidad a través de una operación eficiente, una sólida estructura de capital y unas relaciones constructivas con los reguladores. ISA es una empresa socialmente responsable, caracterizada por una postura ética, seria y comprometida con iniciativas como el Pacto Global, los Objetivos del Milenio y el cambio climático, que permiten crear valor para sus grupos de interés, los negocios y las generaciones futuras. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA ISA a través de sus empresas filiales y subsidiarias expande, opera y mantiene sistemas de transmisión de energía a alto voltaje, posicionándose como uno de los mayores transportadores de electricidad en América Latina. Lo anterior, gracias a los 40,680 km de

circuito de alta tensión que opera, a las interconexiones internacionales entre Venezuela y Colombia, Colombia y Ecuador y Ecuador y Perú, y a sus 73,214 MVA de capacidad de transformación.

de telecomunicaciones con la mayor red terrestre de tendido continuo del continente; cruza por siete países, conecta la costa Pacífica con la costa Atlántica y une las telecomunicaciones de toda Suramérica.

ISA cuenta en Colombia con sus empresas ISA y TRANSELCA; en Perú con ISA Perú, Red de Energía del Perú –REP–, Consorcio Transmantaro –CTM– y Proyectos de Infraestructura del Perú –PDI–; en Bolivia con ISA Bolivia; en Chile INTERCHILE y en Brasil con las subsidiarias Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista –CTEEP, Interligação Elétrica Pinheiros – PINHEIROS–, Interligação Elétrica Serra do Japi –SERRA DO JAPI–, Interligação Elétrica de Minas Gerais –IEMG– y EVRECY.

ISA posee en Centroamérica una participación accionaria de 11.11% en REDCA, la empresa encargada de administrar los activos de fibra óptica del Proyecto SIEPAC. INTERNEXA, como filial de ISA, en conjunto con los demás socios, participa en la construcción y futura operación de 1,800 km de fibras ópticas, con las cuales podrá consolidar una red continental de 24,530 km de longitud.

Adicionalmente, ISA posee una participación accionaria de 11.11% en la Empresa Propietaria de la Red –EPR–, entidad que opera el Sistema de Interconexión Eléctrica de Países de América Central–SIEPAC– y el 50% de la empresa binacional Interconexión Eléctrica Colombia–Panamá–ICP–. TRANSPORTE DE TELECOMUNICACIONES La participación de ISA en este negocio está materializada a través de INTERNEXA, compañía que tras una década de operaciones, ha extendido 22,730 km de fibra óptica, que la consolidan como la operadora

INTERNEXA, convencida de que la masificación de la banda ancha y la disponibilidad inmediata de contenidos producidos internacional y localmente son las claves para mejorar la calidad de vida de las personas, ha desarrollado una estrategia que le permite ser líder en Latinoamérica en la distribución de contenidos digitales relevantes. En este sentido, ha configurado un centro de datos en Colombia, Brasil, Perú y próximamente en Chile, en los cuales almacena los servidores de distribuidores internacionales de contenido digital. De esta forma, la filial de telecomunicaciones de ISA se consolida como un proveedor

único, que permite acceder a los contenidos más consultados por los usuarios latinoamericanos, de manera directa e integrada. Este sistema genera las condiciones propicias para el desarrollo a gran escala de una industria de contenidos en la región. CONCESIONES VIALES ISA estructura, diseña, construye, opera y mantiene infraestructura vial, en mercados donde pueda ser relevante. La operación y mantenimiento se efectúa de acuerdo con los estándares establecidos por el ente regulador del negocio en cada uno de los países donde se tiene presencia, y está soportado en procesos que garanticen excelencia operativa y seguridad para los usuarios. ISA a través de INTERVIAL CHILE y sus cinco concesionarias (Ruta del Maipo, Ruta del Maule, Ruta del Bosque, Ruta de la Araucanía y Ruta de los Ríos) opera 907 km de autopistas que se extienden desde Santiago hasta la ciudad de Río Bueno, convirtiéndose en la mayor operadora de vías interurbanas del país austral. GESTIÓN INTELIGENTE DE SISTEMAS DE TIEMPO REAL ISA a través de XM desarrolla actividades de planeación, diseño, optimización, puesta en servicio, operación, administración o gerenciamiento de sistemas transaccionales o plataformas tecnológicas, que

involucran el intercambio de información con valor agregado, y mercados de bienes y servicios relacionados. La experiencia desarrollada por XM en la operación del sistema eléctrico y la administración del mercado de electricidad, le permiten brindar a diversos sectores de la economía soluciones inteligentes basadas en la tecnología y el conocimiento adquirido: • Sector eléctrico: XM tiene a su cargo en Colombia la operación del Sistema Interconectado Nacional –SIN–, la administración del Mercado de Energía Mayorista –MEM– y la administración de las Transacciones Internacionales de Electricidad –TIEs– con Ecuador. • Sector financiero: con la Bolsa de Valores de Colombia – BVC– opera Derivex, la empresa administradora del mercado de derivados energéticos del país y participa como inversionista en la Cámara de Riesgo Central de Contraparte –CRCC–. • Sector tránsito y transporte: la empresa Sistemas Inteligentes en Red –SIR–, filial de XM, opera el Centro de Control de Tránsito –CCT– del Sistema Inteligente de Movilidad de Medellín –SIMM–. rentable y sostenible de sus servicios, y con un plan de inversiones a largo plazo, REP contribuye al desarrollo del país y sus comunidades.

EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ

1 El Grupo Energía de Bogotá es un grupo empresarial que participa en el negocio de transmisión y distribución de energía eléctrica y de transporte y distribución de gas natural, el cual además de ser uno de los actores más importantes del sector energético Colombiano, por el tamaño y solidez de sus activos y por los mercados que atiende, tiene presencia internacional en Perú y Guatemala, con perspectiva de crecimiento en otros países de la región. Igualmente, el grupo posee inversiones relevantes en otros negocios de la cadena de electricidad (generación y distribución/comercialización) y de gas natural (distribución/ comercialización) en alianzas con socios muy reconocidos a nivel internacional: Grupo Endesa (Italia- España), Gas Natural (España), Citigroup e ISA (Colombia). Actualmente, el principal accionista de EEB es la Ciudad de Bogotá D.C. con el 76,28% del capital de la sociedad. A diciembre de 2012 EEB consolidada alcanzaba un valor

2 de activos equivalentes a U$ 8.307 millones de dólares y un patrimonio de U$ 5.088 millones de dólares constituyéndose como uno de los grupos empresariales más importantes del sector energético en Colombia. EMPRESAS CON CONTROL ACCIONARIO En el sector de Gas Natural la participación de EEB es la siguiente: TGI. Empresa donde EEB posee una participación del 68.05%, es el transportador más importante del país por longitud de gasoductos (3.774 km con capacidad de transporte total de 650 Mpcd) y por el volumen promedio transportado que alcanzó los 407 Mpcd. La infraestructura de TGI enlaza el sistema de la Costa Atlántica con el interior del país, a su vez que interconecta los principales campos de producción de gas (Cusiana en los Llanos Orientales y Guajira en la Costa Atlántica) con los principales centros de consumo en Colombia.

CONTUGÁS. Es el vehículo constituido por EEB (75%) y TGI (25%) para desarrollar el negocio de distribución de gas natural por ductos en el departamento de ICA (Perú). En marzo de 2009 se firmó el contrato de Concesión por un periodo de 30 años (prorrogables 30 años). CALIDDA (Gas Natural de Lima y Callao SA). es una empresa Peruana que tiene la concesión del Estado del Perú para diseñar, construir y operar el sistema de distribución de gas natural en el Departamento de Lima y la Provincia Constitucional de Callao, por un plazo de 33 años (a partir del año 2000), prorrogables hasta un periodo máximo de 60 años. EEB tomó control de la compañía en febrero de 2011 luego de la compra a AEI del 60%. A diciembre de 2012 se atendían 103.724 clientes y se tenían cerca de 151.768 vehículos convertidos a gas natural vehicular. Por su parte en el sector de electricidad la participación de EEB es la siguiente: EEB TRANSMISIÓN. EEB es la tercera mayor empresa de transmisión de electricidad en Colombia, a diciembre de 2012 la participación en los ingresos del Sistema de Transmisión Nacional fue el 8.0%.

Posee y opera 1.448 km de circuitos de transmisión a 230kV que representan el 12,4% del total de red del STN a 230 kV, tiene activos en 16 subestaciones a 230 kV (50 bahías de líneas, 9 bahías de acople, 7 bahías de seccionamiento y 11 módulos comunes), 5 bahías de compensación capacitiva a 115 kV y 3 bahías de reactores inductivos a 230 kV. Como proyectos en curso tiene: i)

ii)

La expansión del sistema de transporte en Guatemala, y, La construcción de 3 subestaciones y líneas asociadas a 230 kV obtenidas por convocatoria de la UPME en 2012; subestación Armenia, subestación Alférez y subestación Tesalia.

TRECSA. En el 2009, EEB incursiona en el negocio de Transmisión de electricidad en Guatemala (TRECSA) mediante la adjudicación de la totalidad de la expansión del sistema de transmisión de dicho país. El proyecto consiste en el diseño, construcción y operación permanente del sistema de transmisión, que incluye 6 lotes distribuidos a lo largo del territorio guatemalteco, constituyendo un total de 850

km de líneas de 230 kV y 24 obras entre las que se incluyen ampliaciones y construcción de nuevas subestaciones. Con este proyecto se busca garantizar la cobertura, calidad y confiabilidad del sistema para afrontar los grandes retos de crecimiento de la demanda y la economía del país. La inversión estimada es de USD 370 millones. DECSA–EEC. Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A. ESP (DECSA ESP), con una participación del 51% de EEB y 49% de Codensa, fue constituida con el objeto de adquirir el 82,34% de las acciones de la Empresa de Energía Cundinamarca S.A. ESP. (EEC), empresa de servicios públicos que centra su estrategia en los negocios de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica. Atiende 254.246 clientes en 77 municipios de Cundinamarca. EMPRESAS SIN ACCIONARIO

CONTROL

En el sector de electricidad: EMGESA. EEB posee el 51,51% de EMGESA (el 14,07% corresponde a acciones preferenciales) empresa que en el 2012 continuó siendo uno de los líderes del mercado de generación de energía eléctrica en Colombia. También atiende como comercializador parte del mercado no regulado (15.7 %). Durante 2012, EMGESA generó

12.090 GWh el equivalente al 20,7 % del total Nacional. EMGESA inició en el 2010 la construcción del proyecto hidroeléctrico El Quimbo (400 MW) el cual demandará una inversión de 837 millones de dólares y se espera que entre en operación en el año 2014. CODENSA. En CODENSA SA ESP, EEB tiene el 51,51% (el 15,15% corresponde a acciones preferenciales), es la empresa más grande del país en distribución-comercialización de energía eléctrica, atiende el 24% del mercado de distribución en Colombia, con 2.587.848 clientes, ubicados en Bogotá y 95 municipios aledaños. En el 2012 facturó 8.031 GWh, con un nivel de pérdidas de 7,31%. REP. EEB posee el 40% de Red de Energía del Perú – REP, siendo esta la compañía de transmisión de energía eléctrica más importante del Perú, controla el 51% del sistema interconectado. CTM. En el 2006, EEB e ISA fueron adjudicatarios del Consorcio Transmantaro, en Perú, con una línea de 610 km que une el sistema central con el sistema sur. EEB participa en CTM en el 40%. REP y CTM participan en más del 64% del total del sistema de Transmisión en el Perú. EMSA. EEB posee el 16,2% de la Electrificadora del Meta (EMSA) empresa distribuidora y

comercializadora de energía eléctrica en la zona oriental de Colombia con 231.760 clientes. Otras Participaciones. Igualmente, EEB participa con el 2,5% en ISAGEN, empresa de generación eléctrica que vende aproximadamente 11.000 Gwh/año y posee una participación accionaría de 1,82% en el capital social de ISA. En el sector de gas natural: GAS NATURAL S.A. EEB posee el 25% de Gas Natural S.A. ESP, mayor distribuidora y comercializadora de gas natural en Colombia, con 1.843.154 clientes en el mercado de Bogotá, Soacha y Sibaté. La empresa tiene una cobertura efectiva superior al 91% del mercado residencial en Bogotá y ha logrado en los últimos años un incremento importante en el consumo de Gas Natural Vehicular contando con 135.535

vehículos que funcionan a gas en la ciudad. Adicionalmente, Gas Natural SA ESP controla las empresas distribuidorascomercializadoras que atienden los mercados de Bucaramanga, Barrancabermeja y el Altiplano CundiBoyacense. PROMIGAS SA. EEB en febrero de 2011 adquirió el 15,6% en el capital de Promigas a través de su participación del 30% en Promigas Holding, Promigas LTD y Promigas Investment. Promigas es el segundo transportador de gas natural más importante de Colombia con una participación de mercado cercana al 45%. Su sistema enlaza los campos de Guajira y de La Creciente con los centros urbanos de la Costa Atlántica, con una longitud de gasoductos 1.822 Km sin incluir a Transmetano y Transoccidente.

1.6

DIRECTORIO El directorio de Consorcio Transmantaro está integrado por cinco directores titulares y cinco directores alternos. Éstos son elegidos por la Junta General de Accionistas para un periodo de dos años, teniendo además la posibilidad de ser reelegidos de manera indefinida. PRESIDENTE VICEPRESIDENTE M IEMBROS TITULARES

Luis Fernando Alarcón Mantilla Mónica De Greiff Lindo

Luis Ernesto Mejía Castro Bernardo Vargas Gibsone Guido Alberto Nule Amín Ernesto Moreno Restrepo

(*)

M IEMBROS ALTERNOS (**) Ana Mercedes Villegas Mejía Camilo Barco Muñoz Julián Darío Cadavid Velásquez Brenda Rodríguez Tovar Henry Navarro Sánchez Jorge Armando Pinzón Barragán

Luis Fernando Alarcón Mantilla Asumió la presidencia del directorio de Consorcio Transmantaro el 20 de marzo de 2007, siendo Gerente General de ISA desde enero de ese mismo año. Nacido en Bucaramanga (Colombia), previamente se desempeñó como presidente de la Asociación de Administradoras de Fondos de Pensiones y Cesantías (ASOFONDOS). Asimismo, fue Ministro de Hacienda y Crédito Público de Colombia y representó a Colombia como Director Ejecutivo en el Banco Interamericano de Desarrollo. También fue Presidente de la Flota Mercante Grancolombiana y miembro de las Juntas Directivas del Banco de Bogotá, la Bolsa de Valores de Colombia, Petrocolombia S.A., ISA, CTEEP e INTERNEXA, entre otras compañías y entidades financieras. Estudió Ingeniería Civil y realizó postgrado en Economía, ambos en la Universidad de los Andes. Posteriormente obtuvo un Master of Science en Ingeniería Civil (Sistemas de Recursos Hidráulicos) en el Instituto Tecnológico de Massachussets (MIT), y en 1995 participó en el Programa Avanzado de Gerencia de la Universidad de Oxford.

Mónica de Greiff Lindo Se desempeña como Directora de Consorcio Transmantaro desde el 17 de marzo de 2009. Es abogada de la Universidad del Rosario. Ocupó el cargo público de Viceministra de Minas y Energía, Ministra de Justicia y Derecho en 1989. Entre 1991 y 1993 fue Vicepresidenta de Shell en Colombia. En 1994 fue Consejera de Asuntos Internacionales, y entre 1995 y 1998 fue representante del Presidente en la Comisión Nacional de Televisión. En 2008 fue designada por el Alcalde Mayor de Bogotá

(*)

Director Titular de CTM hasta el 23 de agosto de 2012.

(**)

Directora Alterna de CTM hasta el 23 de agosto de 2012.

como Secretaria Distrital de Desarrollo Económico y el 19 de enero de 2009 como Presidenta de EEB. Luis Ernesto Mejía Castro Se desempeñó como Director Titular hasta el 20 de agosto de 2012. Es Abogado de la Universidad San Buenaventura, con estudios de Master en Administración de Empresas del Instituto Colombiano de Estudios Superiores de INCOLDA -ICESI. Ha ocupado diversos cargos en el sector industrial privado y en la actividad gremial, entre los cuales se destacan: MAC S.A., donde se desempeñó como Gerente de Relaciones Industriales, Asistente de Presidencia, Gerente Financiero, Gerente Comercial, Vicepresidente Administrativo y Gerente General; fue Viceministro de Hidrocarburos y Minas y Ministro de Minas y Energía. Actualmente es consultor independiente y miembro de las Juntas Directivas de: Fundación Cerrejón para el Progreso de la Guajira; Consejo Superior de la Universidad ICESI; Carvajal Internacional S. A. e Isagen S.A. E.S.P.

Bernardo Vargas Gibsone Director de Consorcio Transmantaro desde el 21 de agosto de 2012. Como Socio fundador de Nogal a comienzos del 2001, el Sr. Vargas ha liderado varias transacciones importantes. Antes de fundar Nogal en 2001 el Sr. Vargas se desempeñó como Presidente de ING Barings en Colombia, donde fue responsable por todas las actividades de Banca de Inversión y Banca Corporativa. El Sr. Vargas se unió a Baring Securities en 1994 como el Director de la Región Andina y de forma subsecuente fue nombrado como Presidente y CEO para las operaciones fusionadas de Barings e ING Colombia en Enero de 1997. El Sr. Vargas es Economista de la Universidad de los Andes y tiene un MBA de la Universidad de Columbia y su experiencia incluye participación como miembro de Junta Directiva de Spectrum, Amarilo, Asociación Tejido Humano, Fundación Best Buddies, Lumni y Dynamo.

Guido Alberto Nule Amín Director de Consorcio Transmantaro desde diciembre de 2006 y Gerente General en Transelca desde setiembre de 1998. Estudió Economía en la Universidad del Atlántico (Barranquilla) y un diplomado en Banca de

Desarrollo en la American University (Estados Unidos). Ocupó los cargos de Presidente de Promigas (1983 – 1992), Ministro de Comunicaciones de Colombia (1992) y Ministro de Minas y Energía de Colombia (1992 – 1994), además de desempeñarse como consultor y asesor de empresas (1994 – 1998).

Ernesto Moreno Restrepo Director de Consorcio Transmantaro desde diciembre del 2006. Es el actual Vicepresidente de Transmisión en Empresa de Energía de Bogotá (EEB). Estudió Ingeniería Eléctrica en la Universidad de los Andes (Bogotá) y la especialización en Administración de Empresas y Mercadeo de la Universidad de los Andes. Ha sido Jefe de División de Planeamiento Eléctrico en EEB.

Ana Mercedes Villegas Mejía Directora Alterna de Consorcio Transmantaro hasta el 20 de agosto de 2012. Se desempeñó como Directora de Gestión y Organización en CTEEP desde octubre de 2006 hasta julio de 2008, fecha en la cual ocupó el cargo de Gerente de Transporte de Energía de ISA, en el cual fue nombrada en agosto del 2002. Es Ingeniera Eléctrica de la Universidad Pontificia Bolivariana. Cuenta además con un Master en Aprovechamiento de Recursos Hidráulicos de la Universidad Nacional y un Diploma en Alta Gerencia de la Universidad de Los Andes.

Camilo Barco Muñoz Director Alterno de Consorcio Transmantaro desde el 21 de agosto de 2012. El Dr. Camilo Barco es Abogado del Colegio Mayor de Nuestra Señora del Rosario y Especialista en Legislación Financiera de la Universidad de los Andes; también realizó estudios de postgrado en finanzas de la London School of Economics y Chicago Booth School of Business en la Universidad de Chicago. Ha ocupado varios cargos dentro del sector público y privado incluyendo, entre otros, Director de Banca de Inversión, Gerente de Negocios y Asesor de Proyectos Especiales en infraestructura del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Sus últimos cargos fueron como Gerente de Consultoría Financiera de Deloitte Consulting y Chief Financial Officer del Grupo Coremar. El Dr. Barco trabaja como Gerente de Finanzas Corporativas de ISA desde 2008.

Henry Navarro Sánchez Director Alterno de Consorcio Transmantaro desde diciembre de 2006, es el actual Vicepresidente de Portafolio Accionario y Planeación Corporativa en EEB. Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional de Colombia, cuenta con una maestría en Sistemas de Potencia por la Universidad Nacional de Colombia y en Ingeniería Eléctrica por la Universidad de Manchester (Inglaterra). Se desempeñó anteriormente como director de Planeación, Transmisión y Desarrollo en EEB.

Julián Cadavid Velásquez Director Alterno de Consorcio Transmantaro desde diciembre de 2006 hasta el 11 de agosto de 2008, y nuevamente fue designado como director alterno a partir del 17 de marzo de 2009 a la fecha. Actualmente es el Gerente de Transporte de Energía de ISA. Es Ingeniero Electricista de la Universidad Pontifica Bolivariana. Anteriormente desarrolló labores en Red de Energía del Perú como Gerente de Transmisión (2002 – 2005), Ingeniero Coordinador de Operación del Centro de Control Nacional y director de Gestión de la Red, además de ocupar los cargos de Director del Centro de Transmisión de Energía Noroccidente (Ancón Sur) y Gerente de Mantenimiento de la Gerencia de Transporte de Energía en ISA.

Brenda Rodríguez Tovar Directora Alterna de Consorcio Transmantaro desde diciembre de 2006, actualmente ocupa el cargo de Gerente Financiera en Transelca. Es Economista de la Universidad Simón Bolívar, cuenta con un postgrado en Administración Financiera otorgado por la Universidad del Norte (Colombia)a y un MBA otorgado por la Universidad de los Andes (Colombia). Anteriormente estuvo vinculada a Terpel Del Norte, ocupando diferentes posiciones en dicha empresa siendo la última el de Subgerente Financiero.

Jorge Armando Pinzón Barragán Es Director Alterno de Consorcio Transmantaro desde diciembre del 2006 y actualmente ocupa el cargo de Vicepresidente Financiero en EEB. Estudió Economía en la Universidad Nacional de Colombia y cuenta con una

especialización en Impuestos por la Universidad Externado de Colombia. Ha sido jefe de División de Planeamiento Financiero en EEB.

1.7

PRINCIPALES EJECUTIVOS Luis Alejandro Camargo Suan Gerente General de Consorcio Transmantaro S.A. desde marzo del 2010 hasta el 12 de marzo de 2012. Es Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional de Colombia con un MSc en Computer Studies de la Universidad de Essex (UK) y una especialización en Derecho de los Negocios de la Universidad Externado de Colombia. Ingresó al grupo empresarial ISA en 1981, liderando diversas responsabilidades, entre las que destacan Director de Informática; las Gerencias de Servicios de Información, del Mercado de Energía Mayorista de ISA, y la Gerencia de Operaciones Financieras de XM Compañía de Expertos en Mercados.

Carlos Mario Caro Sánchez Gerente General de Consorcio Transmantaro S.A. desde el 13 de marzo de 2012. Es Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional de Colombia con una Maestría en Logística Integral de la Universidad Pontificia Comillas en Madrid. Ha desarrollado una exitosa carrera de 17 años en ISA. Se desempeñó como Gerente de Suministros y Servicios en la compañía CTEEP, principal concesionaria privada del transporte de energía en Brasil, liderando con éxito el proyecto de la Optimización de la Cadena de Abastecimiento en la empresa, implementando el modelo de “strategic sourcing” para las compras estratégicas de la misma. Asimismo, fue Director de Operaciones y Mantenimiento de Concesiones Viales de ISA, en Colombia; diseñando el Modelo de Operación y Mantenimiento para el proyecto Autopistas de la Montaña, que consiste en la construcción, operación y mantenimiento de una concesión vial de 1210 km, en alta montaña.

José Miguel Acosta Suárez

Contralor de Consorcio Transmantaro desde Diciembre 2006, es Ingeniero Eléctrico de profesión, posee una especialización en Finanzas además de una Maestría en Administración de Empresas, ambas otorgadas por la Universidad de los Andes (Bogotá). Es auditor interno certificado (CIA) y cuenta con las Certificaciones en Autoevaluación del control (CCSA) y Certification in Risk Management Assurance (CRMA) por el Instituto de Auditores Internos (IIA). Fue Jefe de Oficina de Control Interno además de ocupar distintos cargos técnicos y administrativos en EEB y otras empresas del sector. Cuenta con una experiencia laboral de 31 años.

Construimos importantes proyectos que impulsan el desarrollo del país

II El Sistema

MEMORIA ANUAL

2.1

DESEMPEÑO DEL SECTOR Al cierre del 2012, el Perú alcanzó un crecimiento estimado de 6.4 %, cifra que refleja un crecimiento sostenido pese a la crisis internacional y proporciona un marco de estabilidad para la inversión. La producción de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) alcanzó los 37,321.08 GWh durante el año 2012, que representa un incremento de 5.97% respecto al 2010. Durante el año 2012, la máxima demanda del SEIN fue 5,290.9 MW, ocurrida el viernes 07 de diciembre, que representa un incremento de 6.65% respecto a la registrada en el 2011. Para el 2013, en el sector transmisión, se prevé: el ingreso de la línea de transmisión Trujillo- La Niña en 500 kV; la repotenciación de las capacidades de transmisión línea 220 kV Pachachaca -La Oroya, línea 220 kV Piura Oeste-Talara; y la construcción de la nueva subestación Pariñas 220 kV y la nueva subestación Reque 220 kV. También, se implementará el reactor serie entre las subestaciones de Chilca REPChilca CTM para mitigar el incremento de los niveles de cortocircuito en las subestaciones de Lima.

2012

2.2

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA CTM cuenta con 9 subestaciones y 2,245 km de circuitos de líneas de transmisión en 500, 220 y 138 kV, además posee 3,638 MVA de capacidad de transformación operativa y capacidad no operativa/reserva 688 MVA. 

La Interconexión 220 kV Centro Norte – Sur involucra las subestaciones Mantaro, Cotaruse y Socabaya y una línea de transmisión 1,221.6 km de circuitos, compensación serie en Cotaruse y SVC de +300/-100 Mvar en Socabaya.



La L.T. 220 kV Platanal – Chilca de 106.8 km permite a la C.H. El Platanal evacuar su capacidad de generación al SEIN.



La L.T. 138 kV La Niña – Bayobar de 40.61 km permite alimentar a la mina Miskimayo, que abarca también la transformación 220/138 kV en la subestación La Niña.



La L.T. 500 kV Chilca – Carabayllo – Chimbote Nueva – Trujillo Nueva de 611.8 km de circuitos de línea, abarca las subestaciones Chilca, Carabayllo, Chimbote Nueva y Trujillo Nueva que consideran autotransformadores de 500/220 kV en las cuatro subestaciones y compensación shunt en Carabayllo, Chimbote Nueva y Trujillo Nueva.



La L.T. 220 kV Trujillo Nueva – Trujillo Norte de 7.82 km de circuitos de líneas que conecta el sistema de 500kV y 220kV en Trujillo Norte.



La L.T. 220 kV Chilca – Planicie - Carabayllo – Zapallal de 200 km de circuitos, abarca sus respectivas celdas en las subestaciones; Chilca, Planicie y Carabayllo.



La L.T. 220 kV Independencia – Ica de 57.1 km, abarca sus respectivas celdas en las subestaciones Independencia e Ica.

CTM soporta sus actividades de operación y mantenimiento mediante contratos de servicios de operación y mantenimiento con la empresa REP, con lo que garantiza un servicio confiable a sus instalaciones distribuidas a lo largo del país.

DESARROLLO DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA Durante el año 2012, el crecimiento de la máxima demanda nacional y el déficit de generación en el área sur del SEIN, demandó un mayor uso de la línea de interconexión entre las zonas norte y sur del país. La congestión de la línea Mantaro-Socabaya fue aliviada, en su momento, con el ingreso de la repotenciación de esta línea en julio de 2011, mediante refuerzo de la capacidad de trasporte en la zona del Colca, la instalación de un SVC de +300/-100 MVAr y el aumento del nivel de compensación serie de la línea de 50% a 65% de su reactancia, permitiendo el transporte de 505 MVA; si bien esta repotenciación ha dado mayor capacidad de transmisión de energía eficiente del centro al sur del país por el orden de 200 MW adicionales, la atención de la demanda del sur se ha hecho más dependiente de la operatividad de este único enlace, lo que no otorga confiabilidad al sistema sur. Durante los meses de enero a marzo del 2012, se produjeron 5 desconexiones de la Interconexión 220 kV Centro Norte – Sur por descargas atmosféricas, en zonas donde estadísticamente no se tenía incidencia de éstas. Estas desconexiones originaron colapsos totales y parciales en el sistema Sur, ya que la atención de la demanda del área Sur tiene una extremada dependencia de la operatividad de esta línea de interconexión repotenciada a 505 MVA; que llegó a transportar una potencia máxima de 621 MW, por encima del valor que llegó en el 2011 que fue 609 MW, superando su capacidad nominal. A consecuencia de estos eventos, del 10 de febrero al 15 de abril el COES limitó el flujo de la interconexión a 330 MW medidos en Socabaya en el periodo de 12:00 a 18:00 horas, horario de mayor probabilidad de descargas atmosféricas; así mismo, el COES limitó el flujo de esta línea a 300 MW

en horas fuera de punta y 440 MW en horas de punta del 22 de diciembre de 2012 al 29 marzo del 2013. En noviembre de 2012, se puso en operación experimental las líneas transmisión en 500 kV, la LT Carabayllo – Chimbote Nueva – Trujillo Nueva de 522 km. Con su puesta en servicio se ha fortalecido el transporte de energía entre el centro y norte del país Proyecto que en Diciembre 29 de 2012 quedó en Operación Comercial. En el 2012, en la línea de interconexión 220 kV Mantaro-Socabaya, se instalaron 60 separadores de fases, 200 pararrayos de línea y se realizaron mejoramientos de las puestas a tierra con la finalidad de mejorar el desempeño de las líneas frente a el efecto “galloping” ocasionado por efecto de las intensas nevadas y a las intensas descargas atmosféricas que se han presentado en los últimos años. También, se inició la contratación de una empresa internacional especializada para la realización de un estudio complementario a las soluciones implementadas. Las inversiones realizadas fueron de aproximadamente USD 670,000. Por otro lado, en lo que respecta a la gestión de planear la red, se elaboró el Estudio “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Red de Energía del Perú - PEXP-REP” correspondiente al periodo 20122021 el cual apunta a evitar problemas de congestionamiento, problemas de control de tensión, entre otros aspectos relevantes de la operación. Entre los principales resultados del estudio, para la concesión de CTM, se identificaron importantes refuerzos los cuales son necesarios para la operación con niveles de seguridad y confiabilidad en el mediano y largo plazo, como por ejemplo: 

El refuerzo de la red troncal de transmisión entre las áreas centro-norte con el área sur del SEIN a través de un nuevo corredor de transmisión en 500 kV. Se recomendó que esta nueva línea de transmisión recorriera las subestaciones de Mantaro, Cotaruse, Nueva Socabaya en 500 kV. Esta recomendación se sustenta en la atención continua y segura del venidero crecimiento de la zona sur del país, destacándose los megaproyectos mineros de Cerro Verde, Antapacay y Las Bambas, esta última con 150 MW a incorporarse desde la subestación Cotaruse 220 kV.



La reconfiguración del área Lima a través de una iniciativa de división del corredor de transmisión Chilca-Carabayllo con una

nueva subestación que fue propuesta en el Plan de Expansión REP 2010-2019 denominado subestación Refinería 500/220 kV. En el Plan de Transmisión COES 2013-2022 se ha generado una nueva versión de esta propuesta denominada proyecto Nueva subestación Carapongo

220 kV cuyo alcance mantiene la

esencia presentada por REP. Este proyecto es muy importante para el área Lima pues permitirá mitigar los problemas que se vienen presentando algún tiempo atrás, como por ejemplo: congestionamientos de los corredores existentes en 220 kV que recorren las subestaciones de Chilca-San Juan-Santa RosaChavarría,

Ventanilla,

falta

de

espacio

para

nuevas

subestaciones, problemas de servidumbre, incremento de niveles de cortocircuito, entre otros. 

En un mediano, largo plazo, la implementación del segundo circuito en 500 kV desde la subestación Carabayllo-ChimboteTrujillo y La Niña, siendo este último tramo muy importante para la evacuación de generación del megaproyecto hidráulico Veracruz de 730 MW y

para futuros escenarios de

exportación/importación de energía con Ecuador.

INDICADORES DE SERVICIO La calidad del servicio de transmisión ha venido mejorado a lo largo del tiempo. Así, el número de fallas por cada 100 km-año para las líneas de 220 kV fue 1.56 en 2012, el cual permanece por debajo de la meta.

Desde el punto de vista de la continuidad del servicio de la operación y mantenimiento, la red de CTM registró una disponibilidad de 99.79%.

En el índice de Energía No Suministrada alcanzó un nivel 2.24 GWh, ubicándose debajo de la meta anual de 2012. La Tasa de Interrupciones

tuvo un comportamiento satisfactorio y se ubicó en 0.67, por debajo de la meta, la cual fue 0.85; a continuación se muestra la siguiente gráfica.

2.3

PROYECTOS Para el 2012, CTM continuó con el desarrollo de los diferentes proyectos que fueron obtenidos mediante concursos públicos internacionales y cuyos avances destacamos:



La construcción y puesta en operación comercial el 29 de diciembre de 2012 de una Línea de transmisión de 500 kV entre Zapallal (Carabayllo) - Chimbote - Trujillo y subestaciones asociadas que contempló la construcción de 532 kilómetros de línea, 2000 MVA de transformación y 750 MVAr de compensación. Esta Línea mejora la seguridad, confiabilidad y optimiza las transferencias de energía entre el centro y norte del País, la inversión estimada para la ejecución de este proyecto fue de USD 207 millones. Con sus más de 1000 torres de alta tensión instaladas, este es el proyecto de transmisión de energía más importante que se ha puesto en servicio en el Perú.



Se avanzó en un 94% en la construcción de la Línea de transmisión en circuito simple a 220 kV entre Talara y Piura y la adecuación de las subestaciones asociadas. Este Proyecto con una inversión del orden de USD 20.3 millones comprende la construcción de 103 km de línea, que mejoran la seguridad y confiablidad del suministro de energía en el norte del País, su puesta en operación comercial está planeada para el 26 de abril de 2013.



Igualmente en el proyecto de construcción y puesta en operación comercial de la línea de transmisión en circuito simple a 220 kV Pomacocha - Carhuamayo y la adecuación de las subestaciones asociadas se avanzó en un 94.7%. Este proyecto con una inversión del orden de USD 23.55 millones, reforzará la transmisión de la zona de la sierra central y se prevé su puesta en operación para el primer semestre de 2013.

PROYECTOS DE TERCEROS En cuanto a los proyectos encargados por empresas del sector privado, se viene ejecutando la construcción del proyecto Línea de Transmisión 500 kV SE Fénix – SE Chilca 220/500 kV, con una longitud de 7.9 km y subestaciones asociadas con una inversión estimada de USD 15.8 millones, el cual al cierre del año 2012 presenta un avance de 89.96%. Adicionalmente, se ejecutan las obras del proyecto Línea de Transmisión a 500 kV SE Olleros – SE Chilca 220/500 kV con un avance del 62.01% y con una versión estimada de USD 11.22 millones. Al finalizar el año 2012, se venían ejecutando proyectos de concesión que comprenden la instalación de 3145 MVA de transformación y 1150 MVAr de compensación; además, de la construcción de 1488 km de líneas de transmisión con una inversión del orden de USD 506.63 millones.

III Clientes

En el año 2012, la facturación por los servicios que prestó Consorcio Transmantaro ascendió a S/. 160.84 millones, sin considerar el impuesto general a las ventas. Los ingresos incluyen el Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario del Sistema Principal de Transmisión por el 70% de los ingresos, del Sistema Garantizado de Transmisión por el 15% y los servicios de transmisión Sistema Complementario de Transmisión – SCT del orden de 15%, como se muestra en el siguiente cuadro: Facturación 2012 S/.

INGRESOS CTM I - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (SPT)

112 577 083,35

II - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (SCT)

23 737 937,99

III - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (SGT)

24 388 980,46

IV –INGRESOS POR SERVICIOS COMPLEMENTARIOS Y TÉCNICOS ESP. TOTAL INGRESOS SERVICIOS

140 795,47 160 844 797,27

Facturación por Servicios del Año 2012 SGT, 15%

Otros, 0%

SCT, 15%

SPT SCT SGT Otros SPT, 70%

Los clientes a los cuales la compañía prestó servicios de transmisión en el año 2012 fueron:

Aguas y Energía del Perú Aipsa Celepsa Chinango Duke Energy Egenor Edegel Eepsa Egasa Egemsa

Egesur Eléctrica Santa Rosa Electroperú Enersur Gepsa Hidroeléctrica Santa Cruz Kallpa Generación Maja Energía Petramas.S.A.C.

San Gabán SDF Energía Shougesa Sinersa SN Power Perú Sociedad Minera Corona Termoselva

Los clientes a los cuales la compañía prestó servicios de transmisión derivados de Contratos del SCT en el año 2012 fueron: Celepsa Compañía Minera Misky Mayo

Duke Energy Egenor Kallpa

Durante el primer semestre de 2012, Consorcio Transmantaro sustentó ante el OSINERGMIN la liquidación anual de los ingresos por el servicio de Transmisión Eléctrica, que corresponde al período marzo 2011febrero 2012. Se aplicó el procedimiento establecido en la Resolución de OSINERGMIN Nº 336-2004-OS/CD y el índice Finished Goods Less Food and Energy (índice WPSSOP3500) del Departamento de trabajo de los Estados Unidos, el cual varió de 148.6 a 181 entre septiembre 2000 y febrero 2012, para la actualización del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 057-2012-OS/CD, se fijó el Costo Total de Transmisión para el periodo mayo 2012 abril 2013 en US$ 44.77 Millones, constituido por: (i) Anualidad del VNR de US$ 27.1 Millones, (ii) Anualidad del Monto a Restituir de la Adenda Nº 5 de US$ 1.1 Millones, (iii) Costo Anual de Operación y Mantenimiento de US$ 6.2 Millones, (iv) Anualidad del VNR y Costo Anual de Operación y Mantenimiento de la Adenda N° 8 de US$ 11.98 Millones y (v) la Liquidación Anual US$ -1.54 Millones.

3.2

NUEVOS NEGOCIOS En el año 2012, CTM suscribió acuerdos de inversiones con terceros para la prestación del servicio de transmisión como parte del Sistema Complementario de Transmisión (SCT) en el marco de la Ley N° 28832. En tal sentido, se tuvieron los siguientes logros:



Conexión ATN 2 220 kV – Cotaruse El 26 de noviembre de 2012 se suscribió con la Empresa ATN 2 S.A. un Contrato de Servicios de Transmisión (SCT) por dos salidas de línea de transmisión en 220 kV en la Subestación Cotaruse, la cual permitirá la conexión del proyecto minero Las Bambas ubicado en el departamento de Apurímac, desarrollado por la empresa Xstrata Tintaya S.A. El contrato suscrito es por un plazo de 18 años.



Conexión Minera Suyamarca 220 kV – Cotaruse El 23 de noviembre de 2012 se suscribió con la Empresa Minera Suyamarca S.A.C. un Contrato de Servicios de Transmisión (SCT) por una salida de línea de transmisión en 220 kV, en la Subestación Cotaruse, la cual permitirá la conexión del proyecto minero Inmaculada ubicado en el departamento de Ayacucho. El contrato suscrito es por un plazo de 18 años.

IV Sociedad

En su papel de Centro Gestor de Consorcio Transmantaro, la empresa Red de Energía del Perú ejecuta la gestión social la empresa sobre las 142 comunidades que integran su área de influencia.

V Gestión Estratégica

5.1

INDICADORES DE GESTIÓN El monitoreo de la gestión estratégica asegura el mejoramiento continuo y el logro de los objetivos empresariales. La gestión estratégica de Consorcio Transamantaro reportó el cumplimiento de los siguientes resultados al finalizar el año 2012: CUADRO DE GESTION DE INDICADORES - CONSORCIO TRANSMANTARO 2012 --- INDICADORES DE MÁXIMO NIVEL ---

PRODUCTIVIDAD MERCADO Y EFICIENCIA

FINANCIERA

Perspectiva

Unidad

Diciembre 2012

EBITDA CTM

Miles USD

41,882

Pago de compensaciones CTM

USD

3,678

AOM total CTM

Miles USD

12,196

Garantizar un servicio confiable, disponible y seguro

Energía no suministrada total CTM

Mwh

2,244

Articular y gestionar el relacionamiento con los grupos de interés

Cumplimiento de metas en solución de nuevas ocupaciones en servidumbres CTM

%

100%

Objetivo estratégico Incrementar el Valor del Negocio de TE

Garantizar niveles de costos eficientes

Indicador

VI Gestión Financiera

Durante el año 2012, Consorcio Transmantaro (CTM) alcanzó un buen desempeño, lo cual se refleja en sus indicadores, en el cumplimiento de sus obligaciones y en la clasificación de riesgo AAA (Apoyo & Asociados Internacionales S.A.C. y Pacific Credit Rating) de los bonos colocados en el mercado de capitales. A diciembre 2011 se tenía un saldo de US$ 10 millones correspondiente al primer programa de bonos – 2da emisión (serie B), los cuales se redimieron en diciembre del 2012. En el mes de diciembre del 2012 se constituyó el segundo Fideicomiso de Gestión, cuyo financiamiento tiene como propósito realizar la ejecución del proyecto Línea de Transmisión Trujillo – Chiclayo en 500 kV, siendo una transacción que permite apalancar el crecimiento de CTM, mejorando la competitividad y asegurando el cumplimiento de indicadores, a la vez de mantener la clasificación de riesgo AAA. Medina, Zaldívar, Paredes y Asociados Sociedad Civil de R. L., firma miembro de ERNST & YOUNG, auditora externa de CTM desde el año 2009, revisó los estados financieros preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera – NIIF– emitiendo opinión sin salvedades para el cierre del ejercicio fiscal 2012. Durante el ejercicio el auditor externo no efectuó servicios adicionales a la revisión de los estados financieros. Algunos servicios de asesorías especializadas fueron brindados por diferentes firmas de auditoría y consultoría.

6.1

RESULTADOS FINANCIEROS Al 31 de diciembre de 2012, el resultado neto del ejercicio es de US$ 14.3 millones, valor inferior en 23.2% a los resultados obtenidos en el ejercicio del año 2011, producto principalmente de la mayor provisión del mantenimiento mayor en aplicación de la NIC 37 y al mayor gasto financiero de los nuevos proyectos. Los ingresos operacionales de la compañía alcanzaron un valor de US$ 54 millones lo que significó un incremento del 21.6% respecto a los ingresos del año 2011 (US$ 44 millones) principalmente por la entrada en operación a mediados del año 2011 de los siguientes proyectos: Ampliación 1 a la Concesión Mantaro – Socabaya y los proyectos Chilca – La Planicie –Zapallal e Ica – Independencia.

Como resultado de la entrada en operación de los proyectos mencionados, en el año 2012 se presentó un incremento del EBITDA del 10%, al pasar de US$ 37.9 millones en el año 2011 a US$ 41.8 millones en el año 2012. Los costos y gastos operacionales (sin incluir provisiones, depreciaciones ni amortizaciones por US$ 16 millones), alcanzaron un valor total de US$ 12.2 millones, que reflejan un incremento del 87% frente a los montos devengados en el año 2011, generado principalmente por el mayor servicio de mantenimiento de las líneas de transmisión asociada a los nuevos proyectos en ejecución. Cabe mencionar que en aplicación de CINIIF 12, la compañía reconoce como gastos en el estado de ganancias y pérdidas, los costos de construcción de las líneas de transmisión, ya que de acuerdo con dicha interpretación, la compañía presta un servicio de construcción a favor del Estado Peruano. La norma establece también que se reconozca como ingreso el valor razonable del servicio brindado, que para el caso corresponde al mismo importe del costo incurrido, toda vez que no se genera ningún margen en estos servicios, al ser prestados, administrados y supervisados por la empresa relacionada PDI. El valor de los referidos servicios asciende a US$ 129.42 millones, y no se han incluido en el resumen adjunto del estado de resultados por no afectar la utilidad operacional. La amortización, depreciación y provisiones del ejercicio tuvieron un valor de US$ 16.3 millones, lo cual significó un aumento del 43% en relación al periodo anterior, explicado por una mayor amortización por la entrada en operación de los proyectos mencionados. Estado de Resultados

(Expresado en miles de US$)

2012

2011

Variación %

Ingresos Operacionales Costos y Gastos de operación

54,078 -12,196

44,465 -6,510

21.6 87.3

EBITDA Provisiones, Amortización y depreciación

41,882 -16,277

37,955 -11,392

10.3 42.9

Utilidad operacional

25,605

26,563

-3.6

-5,785

53

-10,919.2

Utilidad antes de impuestos y participaciones

19,820

26,616

-25.5

Impuesto a la renta y Part. de los trabajadores Utilidad neta del año

-5,451 14,369

-7,895 18,721

-31.0 -23.2

Ingresos (gastos) Financieros (neto)

54,078

50,000

2012

44,465

2011

41,882 37,955

40,000

30,000

25,605 26,563 18,721

20,000 14,369

12,196 10,000

6,510

0 Ingresos Operacionales

Costos y Gastos de operación

EBITDA

Utilidad operacional

Utilidad neta

Los ingresos financieros generados en el año 2012 estuvieron compuestos por los excedentes de tesorería, la aplicación de la NIC 17 y los ingresos por la Adenda 5 del contrato de concesión Mantaro – Socabaya. Los ingresos financieros del ejercicio alcanzaron un valor de US$ 9.3 millones, frente a US$ 7.0 millones registrados el 2011. En lo que se refiere a los gastos financieros netos, presentan una ejecución de US$ 15.0 millones, lo que representa un aumento de 116% frente al 2011, explicada principalmente por los mayores saldos de la deuda, dadas las mayores inversiones de proyectos en ejecución. Estado de Situación Financiera (Expresado en miles de dólares US$

Activo

2012

Activo corriente Activo no corriente Total Activo Pasivo y patrimonio neto Pasivo corriente Pasivo no corriente Total pasivo Patrimonio neto Total pasivo y patrimonio neto

2011

Variación

32,776

26,585

6,191

740,786

593,304

147,482

773,562

619,889

153,673

2012

2011

Variación

33,059

125,900

-92,842

469,124

236,979

232,146

502,183

362,879

139,304

271,379

257,010

14,369

773,562

619,889

153,673

Los activos no corrientes de la compañía presentaron un aumento de US$ 147 millones, lo cual se explica principalmente por el incremento en

la instalación de maquinaria y equipo neto de amortización y las mayores cuentas por cobrar por arrendamiento financiero, producto de la ejecución de nuevas inversiones en el año. El pasivo corriente presentó una disminución de US$ 93 millones, debido a la reclasificación de los préstamos de corto plazo con vinculadas al pasivo no corriente. El pasivo no corriente se incrementó en US$ 232 millones, explicado principalmente por la reclasificación antes mencionada, el Préstamo bancario a mediano plazo firmado con los bancos BCP y Bancolombia por US$ 160 millones, cuyo propósito es financiar el proyecto Zapallal – Trujillo. Adicionalmente, se firmó un contrato de préstamo con el Banco Continental - BBVA por US$ 90 millones a un plazo de 8 años y un préstamo subordinado recibido de la vinculada Red de Energía del Perú S.A. (REP), los cuales se han utilizado para la financiación de los proyectos Talara – Piura, Ica - Independencia, Pomacocha – Carhuamayo, Conexión Fénix, entre los principales. Para financiar el Proyecto LLTT Trujillo-Chiclayo en 500 kV se firmó en diciembre el contrato de préstamo bancario a mediano plazo firmado con el Banco de Crédito del Perú - BCP por hasta US$ 100 millones, de los cuales se han desembolsado US$ 10 millones. Al finalizar el año, el patrimonio de la compañía alcanzó los US$ 271 millones, de los cuales US$ 194.4 millones corresponden a capital social y capital adicional, US$ 9.8 millones a reserva legal, y US$ 67.1 millones a resultados acumulados, incluyendo la utilidad del año. Durante el año 2012 no se recibió ningún aporte de capital. 900,000 800,000 700,000

773,562

2012

2011

619,889

600,000

502,183

500,000 362,879

400,000

271,379 257,010

300,000 200,000 100,000 0

Total activo

Total pasivo

Patrimonio neto

6.2

INVERSIONES DE CAPITAL Durante el año 2012, Consorcio Transmantaro ejecutó inversiones en gastos de capital por US$ 141 millones y corresponden a inversiones en proyectos asociados a concesiones, entre los que destacan: LLTT Zapallal – Trujillo y Trujillo-Chiclayo en 500kV; LLTT Pomacocha-Carhuamayo y LLTT Talara – Piura.

6.3

INDICADORES FINANCIEROS Indicadores Financieros

2012

2011

Índice de Endeudamiento Patrimonial

1.85x

1.41x

Índice de Endeudamiento

0.65x

0.59x

Índice de Liquidez – Prueba corriente

0.95x

0.21x

41,882

37,955

Margen EBITDA

77.45%

85.36%

Margen Operacional

47.35%

59.74%

Margen Neto

26.57%

42.10%

EBITDA (miles de USD)

Los indicadores financieros de la empresa evidencian una saludable condición financiera.

VII Buen Gobierno

7.1

COMITÉ DE AUDITORÍA El principal propósito del Comité de Auditoría es asistir al Directorio en el cumplimiento de sus responsabilidades de vigilancia sobre el sistema de control interno de la Empresa. Sesiona por lo menos cuatro veces al año y está conformado por tres miembros.

• • •

Jorge Pinzón Barragán – Director Alterno, Presidente del Comité de Auditoría Brenda Rodríguez Tovar – Directora Alterna, John Jairo Vásquez López – Auditor Corporativo del Grupo ISA

El Gerente General y el Contralor asisten al Comité con voz y sin voto, este último, quien asume las funciones de Auditor Interno, participa como Secretario Técnico del Comité. El Auditor Externo asiste como invitado cuando sea requerido por el Comité de Auditoría.

7.2

LÍNEA ÉTICA Red de Energía del Perú S.A. como empresa vinculada que gestiona las actividades de Consorcio Transmantaro S.A., le brinda el servicio de Línea Ética, herramienta implementada para colaborar en la prevención y detección del fraude y de conductas irregulares, a través de los siguientes canales: Línea gratuita: 0800-55305 Página web: http://www.lineaeticarep.com Correo electrónico: [email protected] La Empresa no ha tenido conocimiento de casos de corrupción en los cuales se vea involucrada con terceros o que involucre a sus colaboradores.

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