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Esatados Finacieros de EnersurTRANSCRIPT
EnerSur S.A. Dictamen de los Auditores Independientes Estados Financieros Años terminados el 31 de diciembre de 2011 y 2010 (Reexpresado)
Beltrán, Gris y Asociados S. Civil de R.L. Las Begonias 441, Piso 6 San Isidro, Lima 27 Perú Tel: +51 (1)211 8585 Fax: +51 (1)211 8586 www.deloitte.com/pe
DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES
A los señores Accionistas y Directores de
EnerSur S.A.
1. Hemos auditado los estados financieros adjuntos de EnerSur S.A. (una subsidiaria de
SUEZ Tractebel S.A. de Bélgica), que comprenden los estados de situación financiera al 31
de diciembre de 2011 y 2010 (reexpresados), y al 1 de enero de 2010 (reexpresados) y los
estados de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por los
años terminados el 31 de diciembre de 2011 y 2010 (reexpresados), así como el resumen de
políticas contables significativas y otras notas explicativas.
Responsabilidad de la Gerencia con respecto a los estados financieros
2. La Gerencia es responsable de la preparación y presentación razonable de dichos estados
financieros consolidados de conformidad con Normas Internacionales de Información
Financiera, y respecto a aquel control interno que la Gerencia determine que es necesario
para permitir la preparación de estados financieros que no contengan errores materiales, ya
sea debido a fraude o error.
Responsabilidad del Auditor
3. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre dichos estados financieros
basada en nuestras auditorías. Nuestras auditorías fueron realizadas de conformidad con
Normas de Auditoría Generalmente Aceptadas en Perú. Tales normas requieren que
cumplamos con requerimientos éticos, y que planifiquemos y realicemos la auditoría para
obtener una seguridad razonable de que los estados financieros no contienen errores
materiales.
4. Una auditoría comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de
auditoría sobre los saldos y revelaciones en los estados financieros. Los procedimientos
seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la evaluación del riesgo de que
los estados financieros consolidados contengan errores materiales, ya sea debido a fraude o
error. Al efectuar esta evaluación de riesgo, el auditor toma en consideración el control
interno pertinente de la Compañía para la preparación y presentación razonable de los
estados financieros, a fin de diseñar aquellos procedimientos de auditoría que sean
apropiados de acuerdo con las circunstancias, pero no con el propósito de expresar una
opinión sobre la efectividad del control interno de la Compañía. Una auditoría también
comprende la evaluación de la aplicabilidad de las políticas contables utilizadas, y la
razonabilidad de las estimaciones contables realizadas por la Gerencia, así como una
evaluación de la presentación general de los estados financieros.
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Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada
para proporcionarnos una base para sustentar nuestra opinión.
Opinión
5. En nuestra opinión, los estados financieros antes indicados presentan razonablemente, en
todos sus aspectos materiales, la situación financiera de EnerSur S.A. al 31 de diciembre
de 2011 y 2010 (reexpresado), y al 1 de enero de 2010 (reexpresado), su desempeño
financiero y sus flujos de efectivo por los años terminados el 31 de diciembre de 2011 y
2010 (reexpresado), de conformidad con las Normas Internacionales de Información
Financiera.
Enfasis de un asunto
6. Como se describe en la Nota 2 a los estados financieros adjuntos, la Compañía ha adoptado
al 31 de diciembre de 2011 las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF),
emitidas por el IASB vigentes internacionalmente, en cumplimiento de lo establecido por
la Superintendencia del Mercado de Valores (antes CONASEV). Los efectos de la adopción
se detallan también en la mencionada nota. Los estados financieros por el año terminado el
31 de diciembre de 2010 y el estado de situación financiera al 1 de enero de 2010 han sido
reexpresados retroactivamente para propósitos comparativos para reflejar los efectos de la
adopción a esas fechas.
Refrendado por:
_____________________(Socia)
Karla Velásquez Alva
CPC Matrícula No. 21595
14 de febrero de 2012
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ENERSUR S.A.
ESTADOS DE SITUACION FINANCIERA
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 Y 1 DE ENERO DE 2010 (REEXPRESADO)
(Expresado en miles de dólares estadounidenses (US$000))
ACTIVO Notas 31.12.2011 31.12.2010 01.01.2010 PASIVO Y PATRIMONIO Notas 31.12.2011 31.12.2010 01.01.2010
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
(Nota 2) (Nota 2) (Nota 2) (Nota 2)
ACTIVOS CORRIENTES: PASIVOS CORRIENTES:
Efectivo y equivalentes al efectivo 5 21,646 49,621 24,527 Obligaciones financieras 16 43,705 42,631 72,604
Cuentas por cobrar comerciales (neto) 6 42,962 40,751 55,117 Cuentas por pagar comerciales 13 32,097 21,978 17,945
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas 7 38 125 103 Cuentas por pagar a entidades relacionadas 7 239 1,365 36
Otras cuentas por cobrar 8 2,391 399 8,052 Pasivos por impuestos a las ganancias 26 8,558 2,808 -
Suministros y combustibles 9 46,044 26,903 30,371 Provision por beneficios a los empleados 14 7,849 7,363 4,106
Gastos pagados por anticipado 10 7,265 5,082 6,201 Otras cuentas por pagar 15 11,289 6,295 9,210
Total activos corrientes 120,346 122,881 124,371 Total pasivos corrientes 103,737 82,440 103,901
ACTIVOS NO CORRIENTES: PASIVOS NO CORRIENTES:
Instrumentos financieros derivados 18 5,043 - 2,459 Provisiones 31 589 561 3,075
Gastos pagados por anticipado 10 21,425 19,544 14,853 Obligaciones financieras 16 355,400 258,099 203,568
Anticipos otorgados 1 (d) 12,737 15,417 20,486 Instrumentos financieros derivados 18 - 4,334 -
Propiedades, planta y equipo (neto) 11 622,066 451,068 382,808 Pasivos por impuestos a las ganancias diferido 27 60,819 58,633 57,047
Otros activos (neto) 12 61,964 53,772 51,508
Total pasivos no corrientes 416,808 321,627 263,690
Total activos no corrientes 723,235 539,801 472,114
TOTAL PASIVOS 520,545 404,067 367,591
PATRIMONIO:
Capital social 17 (a) 69,079 69,079 69,079
Capital adicional 17 (b) 35,922 35,922 35,922
Reserva legal 17 (c) 13,816 13,816 13,816
Resultados acumulados 207,283 146,052 109,595
Resultado no realizado por instrumentos
financieros derivados 18 (3,064) (6,254) 482
Total Patrimonio 323,036 258,615 228,894
TOTAL ACTIVOS 843,581 662,682 596,485 TOTAL PASIVOS Y PATRIMONIO 843,581 662,682 596,485
Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros.
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ENERSUR S.A.
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (REEXPRESADO)
(Expresados en miles de dólares estadounidenses (US$000))
Notas 2011 2010
US$000 US$000
(Nota 2)
Ventas netas de energía eléctrica 20 416,709 398,909
Costo de ventas de energía eléctrica 21 (266,222) (271,496)
Ganancia bruta 150,487 127,413
Gastos de administración 22 (18,407) (18,022)
Ganancia en venta de activos fijos (0) 1,468
Otros ingresos 23 1,830 19,663
Otros gastos (282) (492)
Ganancia operativa 133,628 130,030
Ingresos financieros 24 5,840 2,371
Gastos financieros 25 (15,672) (16,275)
Resultado antes de impuesto a las ganancias 123,796 116,126
Gasto por impuesto a las ganancias 26 (38,159) (35,515)
Ganancia neta del ejercicio 85,637 80,611
Componentes de Otro Resultado Integral:
Variación Neta por Coberturas del Flujo de Efectivo 3,190 (6,736)
Resultado integral total del ejercicio 88,827 73,875
Utilidad básica y diluida por acción común (en dólares estadounidenses) 28 0.428 0.403
Las notas adjuntas son parte integrante de estos estados financieros.
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ENERSUR S.A.
ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (REXPRESADO) Y 1 DE ENERO DE 2010 (REEXPRESADO)
(Expresados en miles de dólares estadounidenses (US$000))
Variación Neta
Otras por Coberturas
Acciones Capital Reservas de Resultados de Flujos de Total
Comunes adicional Capital Acumulado Efectivo Patrimonio
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
(Nota 17(a)) (Nota 17(b)) (Nota 17(c)) (Nota 17(d)) Nota 18
Saldos al 1 de enero de 2010 según PCGA Perú (Nota 2) 69,079 35,922 13,816 101,480 482 220,779
Ajustes por implementación NIIF - - - 8,115 - 8,115
Saldo Inicial Reexpresado (Nota 2) 69,079 35,922 13,816 109,595 482 228,894
Cambios en Patrimonio:
Resultado Integral:
Ganancia Neta del Ejercicio - - - 80,611 - 80,611
Otro Resultado Integral - - - - (6,736) (6,736)
Resultado Integral Total del Ejercicio - - - 80,611 (6,736) 73,875
Dividendos en Efectivo Declarados - - - (44,154) - (44,154)
Total de Cambios en Patrimonio - - - 36,457 (6,736) 29,721
Saldos al 31 de diciembre de 2010 (Nota 2) 69,079 35,922 13,816 146,052 (6,254) 258,615
Cambios en Patrimonio:
Resultado Integral:
Ganancia Neta del Ejercicio - - - 85,636 - 85,636
Otro Resultado Integral - - - - 3,190 3,190
Resultado Integral Total del Ejercicio - - - 85,636 3,190 88,826
Dividendos en Efectivo Declarados - - - (24,405) - (24,405)
Total de Cambios en Patrimonio - - - 61,231 3,190 64,421
Saldos al 31 de diciembre de 2011 69,079 35,922 13,816 207,283 (3,064) 323,036
Las notas adjuntan son parte integrante de los estados financieros.
Capital Emitido
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ENERSUR S.A.
ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (REEXPRESADO)
(Expresado en miles de dólares estadounidenses (US$000))
31/12/2011 31/12/2010
US$000 US$000
ACTIVIDADES DE OPERACION (Nota 2)
Cobranza a (por):
Venta de bienes y prestación de servicios 490,491 489,046
Intereses y rendimientos recibidos 790 711
Otras entradas de efectivo relativos a la actividad de operación 13,229 18,998
Pagos a (por):
Proveedores de bienes y servicios (279,731) (269,736)
Empleados (16,835) (24,398)
Impuestos a las ganancias (30,404) (53,853)
Intereses y rendimientos (15,409) (11,423)
Otros pagos de efectivo relativos a la actividad de operación (57,715) (12,608)
Flujos de efectivo y equivalente al efectivo procedente de actividades de operación 104,417 136,737
ACTIVIDADES DE INVERSION
Cobranza a (por):
Venta de propiedades, planta y equipo 14 1,609
Pagos a (por):
Compra de propiedades, planta y equipo (85,058) (33,678)
Compra de activos intangibles (10,312) (4,391)
Flujos de efectivo y equivalente al efectivo utilizados en actividades de inversión (95,356) (36,460)
ACTIVIDADES DE FINANCIACION
Cobranza a (por):
Obtención de préstamos a corto plazo 40,000 10,000
Obtención de préstamos a largo plazo - 40,043
Pagos a (por):
Amortización o pago de préstamos a corto plazo (10,000) (40,000)
Amortización o pago de préstamos a largo plazo (10,000) (8,499)
Pasivos por arrendamiento financiero (32,631) (32,573)
Dividendos (24,405) (44,154)
Flujos de efectivo y equivalente al efectivo utilizados en actividades de financiación (37,036) (75,183)
AUMENTO (DISMINUCION) NETO DE EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL
EFECTIVO (27,975) 25,094
EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO AL INICIO DEL EJERCICIO 49,621 24,527
EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO AL FINALIZAR EL
EJERCICIO 21,646 49,621
Las notas adjuntan son parte integrante de los estados financieros.
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ENERSUR S.A.
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS
POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010
(REEXPRESADO) Y 1 DE ENERO DE 2010 (REEXPRESADO)
Cifras expresadas en miles (excepto se indique de otra forma)
1. IDENTIFICACION DE LA COMPAÑIA Y ACTIVIDAD ECONOMICA
(a) Constitución y actividad económica
EnerSur S.A. (en adelante la Compañía), es una subsidiaria de Suez Tractebel S.A. de
Bélgica, que posee el 61.73% de las acciones de capital y fue constituida en Lima, Perú el
20 de septiembre de 1996.
La Compañía tiene por objeto la generación y transmisión de energía eléctrica en sistemas
secundarios, a través de sus plantas de generación eléctrica ubicadas en los departamentos
de Lima y Moquegua, y de la Central Hidroeléctrica de Yuncán ubicada en Cerro de Pasco;
así como la venta de energía eléctrica a clientes regulados y libres dentro del territorio
peruano que forman parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del cual la
Compañía es integrante.
El domicilio legal de la Compañía es Av. República de Panamá N° 3490, San Isidro, Lima,
Perú.
(b) Aprobación de estados financieros
Los estados financieros adjuntos por el año terminado al 31 de diciembre de 2011
preparados de conformidad con normas internacionales de información financiera, fueron
autorizados para su emisión por la Gerencia de la Compañía. Estos estados serán sometidos
al Directorio en la sesión que se realizará el 14 de febrero de 2012 para su aprobación, y
luego puestos a consideración de la Junta General Obligatoria Anual de Accionistas que se
realizará dentro del plazo de ley para su aprobación definitiva. Los estados financieros por
el año terminado el 31 de diciembre de 2010 (previamente reportados), preparados de
conformidad con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú hasta esa fecha
(en adelante PCGA Perú), fueron aprobados por la Junta General Obligatoria Anual de
Accionistas realizada el 15 de marzo de 2011.
(c) Adquisición y fusión
Con fecha 27 de marzo de 2009, la Compañía adquirió la totalidad de las acciones de
Quitaracsa S.A. Empresa de Generación Eléctrica (en adelante Quitaracsa) por un valor de
US$2,605, neto de S/.108 correspondiente a un ajuste al precio acordado por las partes
(Nota 12).
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Con fecha 8 de setiembre de 2009, las Juntas Generales de Accionistas de la Compañía y de
Quitaracsa aprobaron la fusión por absorción de ésta última por parte de la Compañía, la
misma que se hizo efectiva el 16 de febrero de 2010, luego de cumplir todas las condiciones
para la fusión.
A la fecha efectiva de la fusión, Quitaracsa presentaba la siguiente información financiera:
US$000
Activos:
Efectivo 357
Otras cuentas por cobrar 423
Gastos contratados por anticipado 2
Activos intangibles 2,643
Total 3,425
Patrimonio neto 3,425
(d) Principales Contratos de Operación y Convenios
(i) 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.
Con fecha 24 de abril de 2009, las partes acordaron la modificación de las bases para
la determinación de los precios de potencia y energía a ser facturados mensualmente a
partir de enero 2009. La venta total de energía, potencia y otros facturados a SPCC en
2011 fue de US$188.62 millones (US$154.8 millones en 2010) y representa el 45.2%
(38.8% en 2010) del total de ventas de la Compañía (Nota 4 (iv)).
(ii) Contrato de Usufructo
Con fecha 16 de febrero de 2004, la Compañía y Empresa de Generación de Energía
Eléctrica del Centro S.A. (actualmente Activos Mineros S.A.C.) suscribieron, con
intervención de la Agencia de Promoción de la Inversión – 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).
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En cumplimiento de dicho contrato, la Compañía realizó los siguientes pagos que se
encuentran registrados como Otros activos (Nota 12) y se vienen amortizando durante
el plazo del contrato de usufructo:
“Derecho por contrato”, por un monto de US$48.4 millones, que se terminó de
pagar en junio de 2005.
“Aporte social”, por un monto de US$5.9 millones, que fue depositado en un
Fondo Fideicomiso, para destinarse exclusivamente a la ejecución de proyectos
de inversión en la zona de influencia del proyecto.
Adicionalmente, la Compañía está obligada a realizar los siguientes pagos:
“Derecho de usufructo”, por un monto de US$105.5 millones, que son pagados
en 34 cuotas semestrales de acuerdo al calendario de pagos establecido hasta el
año 2022. En 2011, un monto de US$6,579 (US$6,712 en 2010) fue pagado y
registrado en Gastos pagados por anticipado. Estos pagos están siendo
amortizados en función al plazo de vigencia del contrato.
El total pagado al 31 de diciembre de 2011 según contrato asciende a US$44,532
(US$37,953 al 31 de diciembre de 2010) y el saldo al 31 de diciembre de 2011,
neto de amortización asciende a US$22,155 (US$19,176 al 31 de diciembre de
2010) (Nota 10).
“Aporte social”, por un monto de US$12.9 millones, el cual estuvo siendo
depositado en un Fondo Fideicomiso (ahora Fondo Social) de acuerdo al
calendario de pagos establecido (34 cuotas semestrales), para destinarse
exclusivamente a la ejecución de proyectos de inversión en la zona de influencia
del proyecto. En 2011, un monto de US$814 (US$823 en 2010) fue pagado y
registrado en el rubro Gastos pagados por anticipado. Estos pagos están siendo
amortizados en función al plazo de vigencia del contrato.
El total pagado al 31 de diciembre de 2011 según contrato asciende a US$5,468
(US$4,654 al 31 de diciembre de 2010) y el saldo al 31 de diciembre de 2011,
neto de amortización asciende a US$ 2,837 (US$2,371 al 31 de diciembre de
2010) (Nota 10).
De conformidad con lo establecido en el Decreto Legislativo N°966 y su
reglamento D.S. No 082-2008, el Fondo Fideicomiso se transfirió a un Fondo
Social constituido por la Asociación Civil Fondo Social Yuncán. En abril de
2009, la Compañía firmó un acuerdo con PROINVERSION en virtud del cual se
transfirieron US$8,794 al Fondo Social con lo cual quedó sin efecto el Fondo
Fideicomiso.
Con fecha 14 de mayo de 2004, la Compañía suscribió con el Estado Peruano un
Contrato de Garantías en virtud del cual el Estado Peruano garantiza las
obligaciones que Activos Mineros S.A.C. ha asumido en relación al presente
Contrato de Usufructo.
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(iii) Contratos de Construcción - Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T.
ChilcaUno)
Al 31 de diciembre de 2011, la C.T. ChilcaUno ubicada en el distrito de Chilca,
departamento de Lima, comprende tres turbinas a gas natural con una potencia
instalada total de aproximadamente 541MW y que funcionan en ciclo abierto.
La primera unidad entró en operación en diciembre de 2006, la segunda en julio de
2007, y la tercera en agosto de 2009. Para la ejecución de este proyecto, la Compañía
celebró, entre otros, los siguientes contratos:
En junio de 2005, un contrato de construcción llave en mano denominado
“Engineering Procurement and Construction” (EPC) con Siemens Westinghouse
Power Corporation (SWPC) para la construcción de la primera y segunda turbina
por US$83.8 millones. La Gerencia decidió financiar la construcción de la
segunda unidad mediante contratos de arrendamiento financiero con el Banco de
Crédito del Perú - BCP (Notas 11 y 16).
En abril de 2006, un contrato de suministro de gas natural con el consorcio de
productores del gas de Camisea (el Consorcio). Este contrato, con sus respectivas
modificatorias, establece, entre otros, que la Compañía debe adquirir gas del
Consorcio en forma exclusiva hasta la cantidad diaria máxima establecida en
3,650 mil m3/día. La vigencia de este contrato es de 15 años e incluye una
ampliación de las cantidades contratadas, necesarias para la operación de la
segunda unidad. Posteriormente, se han modificado los términos de este contrato
a efectos de obtener el suministro de gas necesario para la operación de la tercera
unidad de la C.T. ChilcaUno.
En diciembre de 2004, un contrato de servicio de transporte de gas natural
interrumpible con Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP). Este contrato
tiene una vigencia de 15 años contados a partir del inicio de la prestación del
servicio.
En diciembre de 2007, un contrato y adendas de servicio de transporte de gas
natural firme con (TGP) por una cantidad de 1.9 millones de m3/día, en virtud de
la adjudicación de transformación parcial de la cantidad interrumpible. El
contrato y sus adendas se encuentran vigentes hasta el 31 de diciembre de 2030.
En agosto de 2007, la Compañía firmó un nuevo contrato EPC con SWPC para la
construcción de la tercera turbina por un precio de US$66.3 millones. La
construcción empezó en el primer trimestre de 2008 y la Gerencia decidió
financiarla mediante contratos de arrendamiento financiero con el Banco
Continental S.A. (Notas 11 y 16). Esta turbina entró en operación en agosto
2009.
En agosto de 2011, la Compañía participó en el Open Season realizado por TGP
y se adjudicó la adquisición de 128 mil m3/día y 318 mil m3/día para el 2013 y
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2014, respectivamente, lo que representará el 91% del consumo total de
ChilcaUno en cada periodo.
(iv) Contratos relacionados a la Conversión de la C.T ChilcaUno a Ciclo
Combinado
En mayo 2010 se firmó un contrato EPC con la empresa coreana POSCO Engineering
& Contruction Co. Ltd. para la conversión a ciclo combinado de la C.T. ChilcaUno.
Esta nueva turbina a vapor tendrá una potencia aproximada de 270 MW, la cual se
sumará a la potencia actual de la C.T. ChilcaUno.
En julio 2010 se firmó un contrato llave en mano con la empresa Siemens S.A.C. por
el suministro de equipos y conexión del ciclo combinado a la sub-estación existente en
220 KV.
La Gerencia decidió financiar la construcción de esta turbina mediante un contrato de
arrendamiento financiero con el BCP por un monto de US$310 millones (Notas 11 y
16). La puesta en marcha de este proyecto se estima para el segundo semestre de 2013.
(v) “Services Contract” - Contrato de servicios firmado con Siemens Power
Generation Service Company, Ltd.
En septiembre de 2006 se firmó el “Services Contract” que contempla la prestación de
servicios de inspección para los mantenimientos menores y mayores que necesitarán
las dos unidades de generación a gas mencionadas en el acápite (iii) de esta nota, de
manera periódica en función a las horas en producción de cada una de las turbinas, a
partir del año 2009.
Asimismo, en setiembre de 2007, se firmó otro contrato “Services Contract” que
contempla la prestación de los mismos servicios para la tercera turbina de la C.T.
ChilcaUno, de manera periódica en función a las horas en producción, a partir del año
2010.
Cada uno de estos contratos, tienen vigencia por 16 años ó 100,000 horas de
producción, lo que ocurra primero. Asimismo, los contratos establecen los costos por
tipo de inspección, que serán pagados al momento en que se incurran en ellos.
- 12 -
(vi) “Program Parts, Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract”
– Contrato de servicios de mantenimiento, instalación de partes y soporte
logístico firmado con Siemens Power Generation, Inc.
En septiembre de 2006 se firmó el “Program Parts, Miscellaneous Hardware and
Logistics Support Contract” que contempla la prestación de servicios a partir de la
puesta en marcha de cada una de las turbinas a gas mencionadas en el acápite (iii) de
esta nota, y tiene vigencia por 16 años o 100,000 horas de producción, lo que ocurra
primero.
El servicio incluye, entre otros, el soporte logístico, la compra de partes y repuestos
según el programa de mantenimiento establecido en el anterior contrato y también la
mano de obra necesaria para el montaje, desmontaje y reemplazo efectivo de las partes
adquiridas.
Para las dos primeras turbinas, la Compañía paga una tarifa fija anual de US$320, y
una tarifa variable calculada en base a las horas equivalente de producción de cada
turbina, que serán pagadas al final de cada trimestre.
Asimismo, en septiembre de 2007, se firmó un nuevo contrato “Program Parts,
Miscellaneous Hardware and Logistics Support Contract” que contempla la prestación
de los mismos servicios que necesitará la tercera unidad de generación a gas
mencionada en el acápite (iii), y tiene vigencia por 16 años ó 100,000 horas de
producción, lo que ocurra primero. La tarifa anual es US$225 y la tarifa variable será
calculada de la misma manera que para las turbinas anteriores, en base a las horas
equivalentes de producción.
En el caso de los contratos descritos en este acápite y acápite (v), los pagos por
adelantado realizados por la Compañía se registran en una cuenta de Anticipos
otorgados y se reconocerán como activo fijo al momento de efectuarse el
mantenimiento mayor según el programa establecido en los contratos. En 2011 y
2010, la Compañía reconoció como activo un total de US$10,063 y US$11,879,
respectivamente, correspondiente al “Inspection Hot Gas” (supervisión) de la primera
y segunda unidad de la C.T ChilcaUno, respectivamente.
Al 31 de diciembre de 2011, el saldo en Anticipos otorgados, que corresponde al pago
por estos conceptos asciende a US$12,737 (US$15,417 al 31 de diciembre de 2010).
Por otro lado, un total de US$4.5 millones que fueron pagados por única vez al inicio
del mencionado contrato, relacionados con partes y repuestos, fueron registrados como
inmuebles, maquinaria y equipo (Nota 3 (h)).
(vii) Contrato de Construcción Central Hidroeléctrica Quitaracsa I
En noviembre de 2010 se suscribió el “Contrato de Precios Unitarios para el
Suministro y Construcción de las Obras Civiles de la Central Hidroeléctrica
Quitaracsa I” con la empresa constructora JME S.A.C. Este proyecto consiste en la
construcción de una central hidroeléctrica de aproximadamente 112 MW de potencia
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instalada, ubicada en el distrito de Yuracmarca, provincia de Huaylas, departamento
de Ancash.
Asimismo, en diciembre de 2010, se suscribió el “Contrato a Suma Alzada para el
Suministro e Instalación de Equipos Electromecánicos de la Central Hidroeléctrica
Quitaracsa I” con las empresas Rainpower Norway A.S., Rainpower Perú S.A.C. y
S.T.E. Energy S.p.A.
Al 31 de diciembre de 2011, el proyecto se encuentra en proceso y los desembolsos
acumulados ascienden a US$74,122 los cuales se presentan como Obras en Curso en
el rubro Inmuebles, maquinaria y equipo del estado de situación financiera.
(viii) Contrato EPC y Contratos de Arrendamiento Financiero para el Proyecto
“Reserva Fría de Generación-Planta Ilo”
En enero de 2011, la Compañía suscribió con el Ministerio de Energía y Minas el
Contrato de Concesión del Proyecto “Reserva Fría de Generación” - Planta Ilo”.
En el marco del desarrollo e implementación del referido proyecto, la Compañía
suscribió en mayo de 2011 un Contrato (“Power Generation Facilities, Engineering,
Procurement and Construction Contract”) para la construcción del “Proyecto Reserva
Fría de Generación – Planta Ilo” (el “Proyecto”) con General Electric International,
INC., Sucursal Perú, Santos CMI, INC., Santos CMI Perú S.A. y Santos CMI S.A.
La Compañía decidió financiar este proyecto mediante contratos de arrendamiento
financiero con bancos locales, suscribiendo en abril de 2011, los siguientes contratos:
Contrato de Arrendamiento Financiero de Bienes suscrito con el Banco de
Crédito del Perú, por un monto de hasta U$100 millones; y
Contrato de Arrendamiento Financiero de Obras y Bienes con el BBVA Banco
Continental, por un monto de hasta U$100 millones.
Las obligaciones de EnerSur de acuerdo con estos contratos se encuentran respaldadas
con una garantía (“Payment Guarantee”) otorgada por GDF SUEZ CC s.c.r.l. de
Bélgica.
Cabe mencionar que en el marco de este financiamiento, la Compañía suscribió con el
Banco de Crédito del Perú S.A. y el BBVA Banco Continental S.A., los Acuerdos de
Subordinación relacionados con el programa de bonos corporativos, el préstamo
sindicado y los otros contratos de arrendamiento financiero mantenidos con dichas
instituciones financieras (Nota 16).
Al 31 de diciembre de 2011, el proyecto se encuentra en proceso y los desembolsos
acumulados ascienden a US$55,917, los cuales se presentan como Obras en Curso en
el rurbo Inmuebles, maquinaria y equipo del estado de situación financiera.
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(ix) Regulación operativa y normas legales que afectan las actividades del Sector
Eléctrico
Ley de Concesiones Eléctricas.
Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica.
Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el
mercado regulado.
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.
Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico.
Decreto de Urgencia N° 079-2010 que extiende hasta el 31 de diciembre de 2013
el Decreto de Urgencia N° 049-2008 que asegura continuidad en la prestación del
servicio eléctrico.
Decreto de Urgencia N° 032-2010 que dicta medidas para acelerar la inversión y
facilitar financiamiento para proyectos de electricidad.
Al 31 de diciembre de 2011, no hubo cambios importantes a las normas legales y
operativas relacionadas con el sector eléctrico, que tuvieran un efecto significativo
sobre la situación y desempeño financiero de la Compañía.
2. ADOPCION DE NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACION
FINANCIERA (NIIF) Y NUEVAS NORMAS E INTERPRETACIONES EMITIDAS
INTERNACIONALMENTE
(a) Adopción de Normas Internacionales de Información financiera
Mediante Resolución No. 102-2010-EF/94.01.1 de fecha 14 de octubre de 2010, la
Superintendencia del Mercado de Valores (SMV antes la CONASEV) dispuso que todas las
personas jurídicas que se encuentren bajo el ámbito de su supervisión deberán preparar sus
estados financieros con observancia plena de las Normas Internacionales de Información
Financiera (NIIF por sus siglas en español e IFRS, por sus siglas en inglés), que emita el
Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por sus siglas en inglés)
vigentes internacionalmente, precisando en las notas una declaración en forma explícita y
sin reserva sobre el cumplimiento de dichas normas. Concordante con esta resolución para
el caso de la Compañía, la preparación y presentación de los primeros estados financieros
en los que se aplican plenamente las NIIF es la información financiera auditada anual al 31
de diciembre de 2011, y se efectúa de conformidad con lo dispuesto en la NIIF 1
“Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información Financiera”.
Para efectos de la presentación de estos estados financieros de acuerdo con las NIIF, se
consideró como fecha de transición el 1 de enero de 2010, con objeto de preparar el primer
juego de los estados financieros al 31 de diciembre de 2010. Conforme a lo anterior, la
información contenida en los estados financieros y notas explicativas referidas al año 2010
se presenta, a efectos comparativos, con la información similar relativa al año 2011.
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Esta normativa supone, con respecto a la que se encontraba en vigor al tiempo de
formularse los estados financieros de la Compañía de 2010, entre otros asuntos, lo
siguiente:
- Cambios en las políticas contables, criterios de valoración y forma de presentación de
los estados financieros que forman parte de los estados financieros anuales, y
- Un incremento significativo en la información facilitada en la memoria de los estados
financieros anuales.
En la Nota 33 a los estados financieros adjuntos, se muestra la conciliación del estado de
situación financiera al 1 de enero de 2010 y al 31 de diciembre de 2010, y del estado de
resultados integrales por el año terminado el 31 de diciembre de 2010 preparados
previamente de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en Perú y
los correspondientes estados financieros determinados de acuerdo con NIIF.
(b) Nuevas NIIF e interpretaciones que afectan los montos reportados y sus
revelaciones en el año actual y anterior
A la fecha de emisión de estos estados financieros, las siguientes normas e interpretaciones
fueron emitidas y aplicadas a los períodos contables que comenzaron a partir del 1 de enero
de 2010:
- Enmiendas a la NIC 1 Presentación de Estados Financieros (como parte de
Mejoras a las NIIF publicadas en 2010). Las enmiendas a la NIC 1 aclaran que una
entidad puede mostrar y revelar un análisis de otro resultado integral por línea en el
estado de cambios en el patrimonio o en notas a los estados financieros. En el año
corriente, por cada componente de patrimonio, la Compañía ha optado por presentar
este análisis en una sola línea del otro resultado integral en el estado de cambios en el
patrimonio. Tales enmiendas han sido aplicadas retrospectivamente; así mismo, las
revelaciones en los estados financieros han sido modificadas para reflejar este cambio.
(c) Nuevas NIIF e interpretaciones que no afectaron significativamente los montos
reportados y sus revelaciones en el año actual y anterior
Las siguientes normas e interpretaciones y modificaciones a las normas existentes fueron
publicadas con aplicación obligatoria para los períodos contables que comenzaron a partir
del 1 de enero de 2010 o períodos subsecuentes, pero no fueron relevantes para las
operaciones de la Compañía:
- NIC 24 Información a Revelar sobre Entidades Relacionadas (revisada en 2009). La NIC 24 (revisada en 2009) ha sido revisada en los siguientes dos aspectos: (a) la
definición de una parte relacionada; y (b) introducción de una exención parcial de los
requisitos de revelación para entidades relacionadas con el gobierno. La aplicación de
la definición revisada de entidades relacionadas en la NIC 24 (revisada en 2009) en el
año corriente, no ha originado la identificación adicional de entidades relacionadas en
relación con años anteriores.
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- Enmiendas a la NIIF 3 Combinaciones de negocio. Como parte de las mejoras de
las NIIF, publicadas en 2010, la NIIF 3 fue enmendada para indicar que la opción de
medición en cuanto a la participación de no controladoras a la fecha de adquisición es
aplicable solamente a aquellos intereses que representen propiedad real actual y que
den derecho a sus titulares a una parte proporcional de los activos netos de la entidad
en caso de la liquidación. Todos los otros tipos de participación de intereses no
controladores son medidos al valor razonable a la fecha de adquisición, a menos que
otra base de medición sea requerido por otras normas. La NIIF 3 fue enmendada para
proporcionar mayor orientación en la contabilización de los pagos basados en acciones
a trabajadores. En concreto la enmienda específica que las transacciones de pagos
basados en acciones del adquiriente que no sean reemplazadas, deben ser medidas
conforme la NIIF 2 a la fecha de adquisición. Este pronunciamiento no tuvo mayores
implicaciones para la Compañía debido a la ausencia de transacciones que cataloguen
como combinaciones de negocio en el año 2011.
- Enmiendas a la NIC 32 – Clasificación de Emisión de derechos. Las enmiendas
dirigen la clasificación de cierta emisión de derechos denominados en una moneda
extranjera como instrumentos de patrimonio o como pasivos financieros. Según las
enmiendas, los derechos, opciones o warrants emitidos por una entidad a los titulares
para adquirir un número fijo de instrumentos de patrimonio de la entidad por un
periodo fijo en cualquier moneda extranjera son clasificados como instrumento de
patrimonio en los estados financieros de la entidad siempre que la oferta se efectúe a
prorrata a todos los propietarios existentes de la misma clase de sus instrumentos de
patrimonio no derivados. Antes de las modificaciones a la NIC 32, los derechos,
opciones o warrants para adquirir un número fijo de instrumentos de patrimonio de
una entidad por un importe fijo en moneda extranjera eran clasificados como
derivados. Las modificaciones requieren la aplicación retroactiva. El uso de las
enmiendas no ha tenido ningún efecto en las cifras reportadas en el año corriente y en
los años anteriores, debido a que la Compañía no ha emitido instrumentos de esta
naturaleza.
- Enmiendas a la CINIIF 14 Pagos anticipados de un requerimiento mínimo de
financiación. La CINIIF 14 establece cuándo los reembolsos o reducciones de futuras
contribuciones deberían ser considerados como disponibles conforme al párrafo 58 de
la NIC 19; cómo los requerimientos mínimos de financiación podrían afectar la
disponibilidad de reducciones en aportaciones futuras; y cuándo los requerimientos
mínimos de financiación podrían dar lugar a un pasivo. Las enmiendas ahora permiten
el reconocimiento de un activo en la forma de pagos anticipados mínimos en la
financiación de contribuciones. La aplicación de estas enmiendas no ha tenido efecto
material en los estados financieros.
- CINIIF 19 Extinción de pasivos financieros con instrumentos de patrimonio. La
Interpretación proporciona una guía sobre la contabilización para extinción de un
pasivo financiero por la emisión de instrumentos de patrimonio. En concreto, bajo la
CINIIF 19 los instrumentos de patrimonio emitidos bajo estos tipos de contratos, se
medirán a su valor razonable y cualquier diferencia entre el valor en libros del pasivo
financiero extinguido y la consideración pagada se reconocerá en resultados. La
aplicación de la CINIIF 19 no ha tenido ningún efecto sobre los importes reportados
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en el año actual y en años anteriores debido a que la Compañía no ha realizado
ninguna transacción de esta naturaleza.
- Mejoras de las NIIF emitidas en 2010. Excepto por las enmiendas en la NIC 1
descritas anteriormente, la aplicación de las mejoras a las NIIF emitidas en 2010 no ha
tenido ningún efecto material sobre los importes en los estados financieros.
(d) Nuevas NIIF e interpretaciones emitidas aplicables con posterioridad a la fecha
de presentación de los estados financieros
Las siguientes normas e interpretaciones han sido publicadas con aplicación para períodos
que comienzan con posterioridad a la fecha de presentación de estos estados financieros:
- Enmiendas a la NIIF 7 Revelaciones – Transferencia de Activos Financieros.
Efectiva para periodos anuales que comienzan a partir del 1 de julio de 2011 o
posteriormente. Las enmiendas a la NIIF 7 incrementan los requerimientos de
revelaciones para transacciones que involucran la transferencia de activos financieros.
Estas enmiendas tienen por objeto proporcionar mayor transparencia en torno a la
exposición al riesgo, cuando un activo financiero es transferido pero el cedente aún
conserva cierto nivel de exposición continua en el activo. Las enmiendas también
requieren revelaciones cuando las transferencias de activos financieros no están
distribuidas uniformemente en todo el período. La Gerencia estima que estas
enmiendas a la NIIF 7 no tendrán un efecto significativo sobre las revelaciones de la
Compañía, dada la ausencia de transacciones de este tipo en períodos previos. Sin
embargo, si la Compañía realiza otro tipo de transferencias de activos financieros en el
futuro, las revelaciones relacionadas a estas transferencias pueden ser afectadas.
- NIIF 9 Instrumentos Financieros. Efectiva para períodos anuales que comienzan a
partir del 1 de enero de 2013 o posteriormente. La NIIF 9, la cual fue publicada en
noviembre de 2009, introduce nuevos requerimientos para la clasificación y medición
de activos financieros. La enmienda a la NIIF 9 en octubre de 2010 incluye los
requerimientos para la clasificación y medición de pasivos financieros y des-
reconocimiento. Las exigencias claves de la NIIF 9 son descritas a continuación:
La NIIF 9 requiere que todos los activos financieros reconocidos que están dentro del
alcance de la NIC 39 Instrumentos financieros: Reconocimiento y medición sean
medidos posteriormente a su costo amortizado o valor razonable. En concreto, las
inversiones en instrumentos de deuda que se llevan a cabo dentro de un modelo de
negocio cuyo objetivo sea captar flujos de efectivo contractuales, y que cuyos flujos
de efectivo contractuales correspondan exclusivamente a pagos de principal e intereses
sobre capital, son generalmente medidos a su costo amortizado en períodos
subsiguientes de la fecha de cierre.
El efecto más significativo de la NIIF 9 en relación a la clasificación y medición de los
pasivos financieros se refiere a la contabilización de cambios en el valor razonable de
un pasivo financiero atribuible a cambios en el riesgo de crédito de ese pasivo. En
concreto, bajo la NIIF 9, para los pasivos financieros que están designados a valor
razonable con cambios en resultados, el importe del cambio en el valor razonable del
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pasivo financiero, que sea atribuible a cambios en el riesgo de crédito del pasivo, es
presentado en otros resultados integrales, a menos de que el reconocimiento de los
efectos del cambio de riesgo de crédito del pasivo en otros resultados integrales
origine o incremente un desajuste en la utilidad o pérdida. Los cambios en el valor
razonable atribuibles al riesgo de crédito de un pasivo financiero no se reclasifican
posteriormente al estado de resultados integrales. Anteriormente, bajo la NIC 39, el
importe de variación en el valor razonable del pasivo financiero designado a valor
razonable con cambios en resultados era presentado en el estado de resultados
integrales.
La NIIF 9 es efectiva para períodos anuales que inician con posterioridad al 1 de enero
2013, y su aplicación anticipada está permitida. La Gerencia estima que la NIIF 9 se
adoptará en los estados financieros para el período anual que comenzará el 1 de enero
2013, y que su aplicación no tendría un impacto significativo en las cifras reportadas
correspondiente a los activos financieros y pasivos financieros de la Compañía.
- NIIF 12 Revelaciones de Intereses en Otras Entidades. Efectiva para períodos
anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2013 o posteriormente. La NIIF 12 es
una norma de revelación aplicable a entidades que tienen intereses en filiales, acuerdos
conjuntos, sociedades y/o entidades con estructura no consolidada. En general, las
exigencias en la NIIF 12 en temas de revelación son más exigentes que las normas
vigentes.
- NIC 28 (revisada en 2011) Inversiones en Asociadas y Negocios Conjuntos.
Efectiva para períodos anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2013 o
posteriormente. La NIC 28 contiene requerimientos de registro para inversiones en
asociadas y describe los requisitos para la aplicación del método patrimonial cuando
se registra las inversiones en asociadas y negocios conjuntos.
La Gerencia estima que éstas últimas dos normas relacionadas entre sí no tendrían un
impacto significativo sobre las cifras reportadas en los estados financieros. En opinión
de la Gerencia no habría impacto como resultado de la aplicación de estas normas.
- NIIF 13 Medición del Valor Razonable. Efectiva para períodos anuales que
comienzan a partir del 1 de enero de 2013 o posteriormente. La NIIF 13 establece un
único recurso de guía para determinar el valor razonable y las revelaciones sobre la
medición del valor razonable. La norma define el valor razonable, establece un marco
para la medición el valor razonable y requiere revelaciones sobre la medición del valor
razonable. El alcance de la NIIF 13 es amplio ya que se aplica tanto a instrumentos
financieros, como a los no financieros para los cuales otras NIIF requieren o permiten
medir a valor razonable y revelaciones sobre la medición del valor razonable, excepto
en circunstancias específicas. En general los requerimientos de la NIIF 13 son más
extensos que los exigidos en las normas actuales. Por ejemplo, información cualitativa
y cuantitativa sobre la base de la jerarquía del valor razonable de los tres niveles que
en la actualidad requiere los instrumentos financieros sólo bajo NIIF 7 Instrumentos
Financieros: información a revelar, se extenderá por la NIIF 13 para cubrir todos los
activos y pasivos dentro de su alcance. La NIIF 13 es efectiva para períodos anuales
que comiencen a partir del 1 de enero de 2013 o posterior, permitiéndose su aplicación
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anticipada. La Gerencia prevé que la NIIF 13 se adoptará en los estados financieros
para el período anual que comenzará el 1 de enero de 2013, y que la aplicación de la
nueva norma no afectaría de manera significativa las cifras reportadas en los estados
financieros y revelaciones.
- Enmiendas a la NIC 1 - Presentación de elementos de otros resultados integrales.
Efectiva para períodos anuales que comienzan a partir del 1 de julio de 2012 o
posteriormente. Las enmiendas a la NIC 1 mantienen la opción de presentar el estado
de resultados y otros resultados integrales en un solo estado o en dos estados
separados pero consecutivos. Sin embargo la enmienda a la NIC 1 requiere
revelaciones adicionales que deben estar en la sección de otros resultados integrales de
tal manera que estos elementos se agrupen en dos categorías: (a) elementos que no
serán reclasificados posteriormente al estado de resultados y (b) elementos que serán
reclasificados posteriormente al estado de resultados cuando ciertas condiciones
específicas se cumplan. El impuesto sobre la renta sobre elementos de otros resultados
integrales es requerido para ser asignado a la misma base. Las enmiendas a la NIC 1
son efectivas para los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de julio de 2012 o
posteriormente. La presentación de elementos de otros resultados integrales serán
modificados en consecuencia cuando las enmiendas sean aplicadas en los futuros
períodos contables.
- Enmiendas a NIC 12 - Impuesto a las ganancias diferido - Recupero de activos.
Efectiva para períodos anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2012 o
posteriormente. Las modificaciones a la NIC 12, establecen una excepción a los
principios generales de la NIC 12, en cuanto a que la medición de los activos y pasivos
diferidos deben reflejar las consecuencias fiscales que se derivarían de la forma en que
la entidad espera recuperar el importe en libros de un activo. En concreto, bajo las
enmiendas, las propiedades de inversión que se miden usando el método del valor
razonable de acuerdo con la NIC 40 Propiedades de inversión, se presume que son
recuperados a través de la venta para los efectos de medición de los impuestos
diferidos, a menos que la presunción sea refutada en ciertas circunstancias. Las
modificaciones a la NIC 12 son efectivas para los períodos anuales que comiencen a
partir del 1 de enero de 2012. En opinión de la Gerencia, no habría impacto de
significativo como resultado de la aplicación de las enmiendas.
- NIC 19 (revisada en 2011) Beneficios a los trabajadores. Efectiva para períodos
anuales que comienzan a partir del 1 de enero de 2013 o posteriormente. Las
enmiendas a la NIC 19 modifican la contabilización de planes de beneficios definidos
y beneficios por terminación. El cambio más significativo se refiere a la
contabilización de los cambios en las obligaciones de beneficios definidos y plan de
activos. Las enmiendas requieren el reconocimiento de los cambios en las
obligaciones por beneficios definidos y en el valor razonable de los planes de activos
cuando se producen, y por lo tanto eliminan el tratamiento intermedio permitido por la
versión anterior de la NIC 19, y aceleran el reconocimiento de los costos de servicios
pasados. Las modificaciones requieren que todas las ganancias y pérdidas actuariales
sean reconocidas en otros resultados integrales a fin que los activos de pensiones neto
o pasivo reconocido en el estado de posición financiera refleje el valor total del plan
déficit o superávit. Las modificaciones a la NIC 19 son efectivas para los períodos que
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comiencen a partir del 1 de enero de 2013 y permite la aplicación anticipada
retrospectiva con ciertas excepciones. En opinión de la Gerencia no habría impacto de
significativo como resultado de la aplicación de las enmiendas.
3. POLITICAS CONTABLES SIGNIFICATIVAS
Las políticas contables significativas utilizadas por la Compañía en la preparación y
presentación de sus estados financieros son las siguientes:
(a) Declaración de cumplimiento y bases de preparación y presentación
Los estados financieros se preparan y presentan de acuerdo con las Normas e
Interpretaciones emitidas o adoptadas por el IASB (International Accounting Standards
Board), las cuales incluyen las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF),
las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC), y las Interpretaciones emitidas por el
Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera
(CINIIF), o por el anterior Comité Permanente de Interpretación (SIC) - adoptadas por el
IASB.
En la preparación y presentación de los estados financieros de 2011 y 2010, la Compañía ha
observado el cumplimiento de las Normas e Interpretaciones antes mencionadas.
(b) Responsabilidad de la información y estimaciones realizadas
La información contenida en estos estados financieros es responsabilidad de la Junta
Directiva y Gerencia de la Compañía. Para la elaboración de los mismos, se han utilizado
ciertas estimaciones realizadas para cuantificar algunos de los activos, pasivos, ingresos,
gastos y compromisos que figuran registrados en ellos, con base en la experiencia y otros
factores relevantes. Los resultados finales podrían variar de dichas estimaciones.
Estas estimaciones son revisadas sobre una base continua. Las modificaciones a los
estimados contables son reconocidos de forma prospectiva, contabilizándose los efectos del
cambio en los correspondientes estados de resultados del año en que se efectúan las
revisiones correspondientes.
Las estimaciones y sus fuentes de incertidumbre consideradas más importantes para la
elaboración de los estados financieros de la Compañía se refieren a:
- Estimaciones para la compra de energía y potencia.
- Estimaciones para la energía y potencia entregada no facturada.
- Vida útil asignada a propiedad, planta y equipo.
- Valores razonables, clasificación y riesgos de los activos y pasivos financieros.
- Valor razonable de instrumentos financieros derivados.
- Determinación del impuesto a la renta diferido.
- Determinación de moneda funcional.
- Estimaciones por contingencias.
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(c) Moneda funcional y de presentación
La Compañía prepara y presenta sus estados financieros en dólares estadounidenses, que es
su moneda funcional. La moneda funcional es la moneda del entorno económico principal
en el que opera una entidad, aquella que influye en los precios de venta de los bienes o
servicios que comercializa, entre otros factores.
Las transacciones en moneda extranjera diferente a la moneda funcional son convertidas al
tipo de cambio de la fecha de transacción. Los saldos de activos y pasivos financieros
denominados en moneda extranjera diferente a la moneda funcional son convertidos al tipo
de cambio vigente a la fecha del balance general. Las ganancias y pérdidas resultantes de la
conversión son reconocidas en el estado de resultados integrales.
Contabilidad en moneda extranjera
En julio de 1998, la Superintendencia Nacional de Administración Tributaria (SUNAT),
autorizó a la Compañía a llevar su contabilidad, a partir de 1998, en moneda extranjera,
conforme a lo dispuesto en el Código Tributario; por lo que desde esa fecha los estados
financieros son preparados en dólares estadounidenses (US$). Dicha autorización fue
otorgada por la SUNAT antes de la promulgación del Decreto Supremo 151-2002-EF de
fecha septiembre de 2002, que establece los requisitos que deben cumplir los
contribuyentes para llevar su contabilidad en moneda extranjera.
Si bien la Compañía no ha cumplido con los requisitos para llevar contabilidad en moneda
extranjera establecidos en dicho decreto supremo; en opinión de los asesores legales
externos de la Compañía, la SUNAT no cuenta con argumentos legales suficientes para
declarar la nulidad o desconocer la autorización otorgada a la Compañía para llevar su
contabilidad en moneda extranjera al haber prescrito el plazo para que la Administración
Tributaria declare la nulidad de oficio de tal resolución administrativa al amparo de lo
dispuesto en el artículo 202.3 de la Ley 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 2011, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados en
dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.371 (US$0.356 al
31 de diciembre de 2010) por S/.1.00.
(d) Cuentas por cobrar comerciales
Las cuentas por cobrar comerciales se registran a su valor nominal y están presentadas netas
de estimación por deterioro, la cual es estimada de acuerdo a las políticas establecidas por
la Gerencia, y se reconoce considerando, entre otros factores, la antigüedad de los saldos
pendientes de cobro con una antigüedad mayor a 365 días y sus posibilidades de ser
recuperados, y la evidencia de dificultades financieras del deudor que incrementen más allá
de lo normal el riesgo de incobrabilidad de los saldos antiguos pendientes de cobro, de
modo que su monto tenga un nivel que la Gerencia estima adecuado para cubrir eventuales
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pérdidas en las cuentas por cobrar a la fecha del estado de situación financiera. El monto de
la estimación se reconoce con cargo a los resultados del período, y los recuperos posteriores
con crédito a los resultados del período en el que las condiciones que originaron su
reconocimiento son superadas.
Los criterios básicos para dar de baja las cuentas por cobrar deterioradas contra dicha
cuenta de valuación son los siguientes: (a) agotamiento de la gestión de cobranza,
incluyendo ejecución de garantías; y (b) dificultades financieras del deudor que evidencien
la imposibilidad de hacer efectiva la cobranza de la cuenta por cobrar
(e) Suministros y combustibles
Los suministros y combustibles se valúan al costo o al valor neto realizable, el que sea
menor. El costo se determina usando el método de promedio ponderado, y para los casos
del costo del carbón y de las existencias por recibir, usando el método de costo específico.
El valor neto realizable es el precio de venta estimado en el curso normal del negocio,
menos los costos estimados para poner las existencias en condición de venta y realizar su
comercialización. Por las reducciones del valor en libros de los suministros y combustibles
a su valor neto realizable, se constituye una estimación para desvalorización de suministros
y combustibles con cargo a los resultados del período en que ocurren tales reducciones.
(f) Instrumentos financieros
Los instrumentos financieros se definen como cualquier contrato que origina
simultáneamente, un activo financiero en una empresa y un pasivo financiero o un
instrumento de patrimonio en otra empresa.
Los activos y pasivos financieros son reconocidos inicialmente a su valor razonable más los
costos de transacción directamente atribuibles a la compra o emisión de los mismos,
excepto para aquellos clasificados a su valor razonable con cambios en resultados, los
cuales son inicialmente reconocidos a su valor razonable y cuyos costos de transacción
directamente atribuibles a su adquisición o emisión, son reconocidos inmediatamente en la
utilidad o pérdida del período.
Activos financieros
Los activos financieros mantenidos por la Compañía corresponden principalmente a
préstamos y partidas por cobrar.
Los activos financieros originados por la propia empresa tales como cuentas por cobrar
comerciales, préstamos y otras cuentas por cobrar no derivados con pagos fijos o
determinables, que surgen a cambio de suministrar efectivo, bienes o servicios directamente
a un deudor son clasificados como préstamos y partidas a cobrar. Estas partidas son
registradas al costo amortizado utilizando el método del tipo de interés efectivo menos
cualquier pérdida acumulada por deterioro de valor reconocida. Los ingresos por intereses
son reconocidos utilizando la tasa de interés efectiva, excepto para aquellas cuentas por
cobrar a corto plazo en las que su reconocimiento se considera no significativo.
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Pasivos financieros
Los pasivos financieros y los instrumentos de patrimonio se clasifican conforme al
contenido de los acuerdos contractuales pactados y teniendo en cuenta la sustancia
económica del contrato. Un instrumento de patrimonio es un contrato que representa una
participación residual en el patrimonio de la Compañía una vez deducidos todos sus
pasivos.
La Compañía no mantiene pasivos financieros al valor razonable con cambios en resultados
ni pasivos financieros mantenidos para negociar. Los pasivos financieros comprenden:
cuentas por pagar comerciales, otras cuentas por pagar y obligaciones financieras corrientes
y no corrientes, los que son valuados con posterioridad a su reconocimiento inicial a su
costo amortizado utilizando el método del tipo de tasa de interés efectiva, reconociendo en
resultados los intereses devengados a lo largo del periodo correspondiente.
Por costo amortizado se entiende el costo inicial menos los reembolsos del principal más o
menos la amortización acumulada (calculada con el método de la tasa de interés efectiva)
de cualquier diferencia entre el importe inicial y valor de reembolso en el vencimiento,
teniendo en cuenta potenciales reducciones por deterioro o impago (en el caso de activos
financieros). El método de la tasa de interés efectiva busca igualar exactamente el valor en
libros de un instrumento financiero con los flujos de efectivo por cobrar o por pagar
estimados a lo largo de la vida esperada del instrumento financiero. La pérdida o ganancia
de un pasivo financiero a valor razonable con cambios en resultados, se reconocerá en los
resultados del ejercicio. En el caso de los pasivos financieros registrados al costo
amortizado, se reconocen las ganancias o pérdidas en el resultado del ejercicio por el
tiempo transcurrido.
(g) Instrumentos financieros derivados
La Compañía utiliza instrumentos financieros derivados para reducir el riesgo de las
variaciones en el tipo de cambio de sus obligaciones financieras en nuevos soles y para
reducir el riesgo de fluctuación de tasas de interés. Los instrumentos financieros derivados
se contabilizan de acuerdo con la aplicación de la NIC 39 “Instrumentos Financieros
Reconocimiento y Medición”.
Los contratos de instrumentos financieros derivados para los cuales la Compañía ha
establecido una relación de cobertura de flujo de efectivo son registrados como activos o
pasivos en el estado de situación financiera y se presentan a su valor razonable. En la
medida que estas coberturas sean efectivas para compensar las variaciones en los tipos de
cambio relacionados, los cambios en el valor razonable son registrados en una cuenta
patrimonial. Estos montos son transferidos a los resultados del ejercicio en el que los
instrumentos financieros y/o sus intereses correspondientes son liquidados, y se presentan
en el rubro ganancia o pérdida, en el estado de resultados integrales. Dichos instrumentos
deben evaluarse periódicamente y considerarse como altamente efectivos en un rango de
80-125% para reducir el riesgo asociado con la exposición que se esté cubriendo. Si en
algún momento la cobertura deja de ser efectiva, los cambios en el valor razonable a partir
de ese momento, se reflejarán en los resultados del ejercicio.
- 24 -
(h) Propiedades, planta y equipo
Propiedades, planta y equipo se presentan al costo neto de depreciación acumulada, excepto
para el caso de ciertos activos que, de acuerdo con la opción permitida por la NIIF 1, han
sido valuados a su valor razonable al 1 de enero de 2010 (fecha de transición).
Los desembolsos incurridos después que un activo fijo ha sido puesto en uso, denominados
principalmente mantenimientos mayores, se capitalizan como costo adicional del activo
únicamente cuando pueden ser medidos confiablemente y es probable que tales
desembolsos resulten en beneficios económicos futuros. Estos desembolsos serán
amortizados en línea recta hasta la fecha del siguiente mantenimiento mayor. Los
desembolsos para mantenimiento y reparaciones se reconocen como gasto del ejercicio en
el que son incurridos.
Las partes y repuestos importantes que la Compañía espera utilizar durante más de un
período y que están vinculados a un elemento de propiedades, planta y equipo, son
reconocidos como tal en el momento de su adquisición.
Las ganancias o pérdidas resultantes de la venta o retiro de una partida de propiedades,
planta y equipo se determina como la diferencia entre el producto de la venta y el valor en
libros del activo, las cuales son reconocidas en la ganancia o pérdida del período en el
momento en que la venta se considera realizada.
Los trabajos en curso representan activos en construcción y se registran al costo. El costo de
éstos activos en proceso incluye honorarios profesionales y, para activos que califican,
costos por préstamos obtenidos. Tales activos son posteriormente reclasificados a su
categoría de propiedades, planta y equipos una vez concluido el proceso de construcción o
adquisición, y los mismos están listos para su uso previsto. Estos activos son depreciados a
partir de ese momento de manera similar al resto de las propiedades.
La depreciación de determinados activos se calcula con base en el método de línea recta
sobre la vida útil restante estimada por la Compañía y para el caso de los activos
presentados a valor razonable en base a la vida útil determinada por los tasadores
independientes.
La depreciación se determina siguiendo el método de línea recta en base a la vida útil
estimada de los activos, representada por tasas de depreciación equivalentes. La
depreciación anual se reconoce como gasto o costo de otro activo, y se calcula
considerando las siguientes vidas útiles estimadas para los diversos rubros:
Años
Edificios y otras construcciones Entre 3 y 40 años
Maquinarias y equipos Entre 3 y 33 años
Unidades de transporte Entre 5 y 17 años
Muebles y enseres Entre 5 y 12 años
Equipos diversos y de cómputo Entre 4 y 15 años
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Las estimaciones sobre la vida útil, valores residuales, de ser el caso, y el método de
depreciación se revisan periódicamente para asegurar que el método y el período de
depreciación sean consistentes con el patrón previsto de beneficios económicos de las
partidas de inmuebles, maquinaria y equipos.
(i) Arrendamiento
Los arrendamientos son clasificados como arrendamientos financieros cuando los términos
del contrato transfieren sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la
propiedad del activo arrendado. Todos los demás arrendamientos son clasificados como
arrendamientos operativos.
Para contratos que califican como arrendamientos financieros en donde la Compañía actúa
como arrendatario, los bienes arrendados son inicialmente reconocidos como activos de la
Compañía al menor entre su valor razonable o el valor presente de los pagos mínimos del
arrendamiento, al comienzo del plazo del mismo. Los bienes así registrados, se deprecian
por el método de línea recta en base a la vida útil estimada para bienes similares propios.
La depreciación anual se reconoce como gasto o costo de otro activo. El cargo financiero
se distribuye entre los ejercicios comprendidos en el plazo del arrendamiento. Las
obligaciones correspondientes se reconocen como un pasivo.
Los pagos de este tipo de arrendamientos se dividen en dos partes que representan,
respectivamente, las cargas financieras y la reducción del pasivo correspondiente. La carga
financiera total se distribuye entre los períodos que constituyen el plazo del arrendamiento,
de manera de obtener una tasa de interés constante en cada período, sobre el saldo de la
deuda pendiente de amortización. Los pagos contingentes se cargan como gastos en los
períodos en los que se incurren.
Los pagos derivados de contratos de arrendamientos operativos en donde la Compañía
actúa como arrendatario se reconocen como gasto de forma lineal, durante el transcurso del
plazo del arrendamiento, salvo aquellos en los que resulte más representativa otra base
sistemática de asignación para reflejar más adecuadamente el patrón de los beneficios del
arrendamiento. Los pagos contingentes se cargan como gastos en los períodos en los que se
incurren.
Los pagos por “Derecho de Usufructo” y “Aporte Social” (Nota 1), que han sido
calificados, por las características del contrato y la realidad económica de la transacción,
como un arrendamiento operativo, se reconocen como gasto siguiendo el método de línea
recta durante el plazo de duración del contrato de “Derecho de Usufructo” y se presenta en
el rubro Costo de ventas de energía eléctrica en el estado de resultados integrales.
(j) Costos de financiamiento
Los costos de financiamiento se reconocen como gasto en el período en que son incurridos.
Los costos de financiamiento que son atribuibles directamente a la adquisición,
construcción o producción de un activo que necesariamente toma tiempo considerable para
estar listo para su venta o uso esperado (activo calificado) se capitalizan como parte del
costo de dicho activo. La capitalización comienza cuando se están llevando a cabo las
- 26 -
actividades necesarias para preparar el activo calificado para su uso esperado y se está
incurriendo en desembolsos y en costos de financiamiento, y finaliza cuando
sustancialmente se han completado todas las actividades necesarias para preparar el activo
calificado para su uso esperado.
(k) Otros activos
Otros activos, principalmente, “Derechos por Contrato” relacionados con la C.H. Yuncán
además del costo del proyecto de la Central Termoeléctrica Ilo 21 (C.T. Ilo 21), gastos pre-
operativos del Proyecto Quitaracsa y software, se registran al costo y están presentados neto
de amortización acumulada. La amortización se determina siguiendo el método de línea
recta en base a la vida útil estimada de los activos, en períodos que varían entre 1 y 30 años.
(l) Pérdida por deterioro
La Compañía revisa periódicamente los importes en libros de sus activos tangibles e
intangibles para determinar si existen indicios de que dichos activos hayan sufrido una
pérdida por deterioro de valor. Si existe cualquier indicio, el importe recuperable del activo
se calcula con el objeto de determinar el alcance de la pérdida por deterioro de valor (si la
hubiera). Donde no es posible estimar el valor recuperable de un activo individual, la
Compañía estima el valor recuperable de la unidad generadora de efectivo a la que
pertenece el activo. Donde se identifica una base consistente y razonable de distribución,
los activos comunes son también distribuidos a las unidades generadoras de efectivo
individuales o, en su defecto, al grupo más pequeño de unidades generadoras de efectivo
para el cual se identifica una base consistente y razonable de distribución.
El valor recuperable es el mayor valor entre el valor razonable menos el costo de venderlo y
el valor de uso. El valor de uso se determina con base en los futuros flujos de efectivo
estimados descontados a su valor actual, utilizando una tasa de descuento antes de
impuestos, que refleja las valoraciones actuales del mercado con respecto al valor del
dinero en el tiempo y los riesgos específicos del activo.
Si se estima que el importe recuperable de un activo (o una unidad generadora de efectivo)
es inferior a su importe en libros, el importe en libros del activo (unidad generadora de
efectivo) se reduce a su importe recuperable. Inmediatamente se reconoce una pérdida por
deterioro de valor como gasto.
Una pérdida por deterioro de valor se puede revertir posteriormente y registrarse como
ingresos en la utilidad del período, hasta el monto en que el valor en libros incrementado no
supere el valor en libros que se habría sido determinado de no haberse reconocido ninguna
pérdida por deterioro de valor para el activo (unidad generadora de efectivo) en años
anteriores.
(m) Provisiones
Las provisiones se reconocen 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
- 27 -
provisiones se revisan en cada período y se ajustan para reflejar la mejor estimación que se
tenga a la fecha del estado de situación financiera. Cuando el efecto del valor del dinero en
el tiempo es importante, el monto de la provisión es el valor presente de los gastos que se
espera incurrir para cancelarla.
(n) Pasivos y activos contingentes
Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, 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 producirá un ingreso de recursos.
Las partidas tratadas previamente como pasivos o activos contingentes, serán reconocidas
en los estados financieros del período en el cual ocurra el cambio de probabilidades, esto es,
cuando en el caso de pasivos se determine que es probable, o virtualmente seguro en el caso
de activos, que se producirá una salida o un ingreso de recursos, respectivamente.
(o) Beneficios a los trabajadores
Los beneficios a empleados y trabajadores incluyen, entre otros, beneficios a los empleados
a corto plazo, tales como sueldos, salarios y aportaciones a la seguridad social, ausencias
remuneradas anuales, ausencias remuneradas por enfermedad, y participación en ganancias
e incentivos, si se pagan dentro de los doce meses siguientes al final del periodo. Estos
beneficios se reconocen contra la utilidad o pérdida del período cuando el trabajador ha
desarrollado los servicios que les otorgan el derecho a recibirlos. Las obligaciones
correspondientes a pagar se presentan como parte de los otros pasivos.
(p) Reconocimiento de ingresos, costos y gastos
Los ingresos se reconocen, cuando es probable que los beneficios económicos relacionados
con la transacción, fluirán a la Compañía, como sigue: (a) ingresos por venta de energía, se
facturan mensualmente en base a lecturas periódicas (mensuales), y son reconocidos
íntegramente en el período en que se presta el servicio, (b) ingreso por energía entregada y
no facturada entre la última lectura y el fin de cada mes se incluye en la facturación del mes
siguiente, pero se reconoce como ingreso en el mes que corresponde en base a estimados de
la energía consumida por el usuario del servicio durante el referido período, y (c) ingresos
por intereses son reconocidos en base al rendimiento efectivo en proporción al tiempo
transcurrido y se incluyen en la cuenta ingresos financieros.
Los costos de venta de energía eléctrica y los demás ingresos y gastos se reconocen cuando
se devengan.
(q) Ganancias y pérdidas por diferencia de cambio
Las ganancias y pérdidas por diferencia de cambio provenientes de la cancelación de
partidas monetarias denominadas en moneda extranjera, o del ajuste de tales partidas por
- 28 -
variaciones en el tipo de cambio después de su registro inicial, se reconocen como un
ingreso y un gasto financiero, respectivamente, en el ejercicio en el cual surgen.
(r) Impuesto a las ganancias
Los impuestos sobre las ganancias, tanto corrientes como diferidos, son reconocidos como
gasto o ingreso, e incluidos en la determinación de la ganancia o pérdida neta del ejercicio,
excepto si tales impuestos se relacionan con partidas reconocidas en otros resultados
integrales o directamente en patrimonio, en cuyo caso, el impuesto sobre la renta corriente o
diferido es también reconocido en otros resultados integrales o directamente en patrimonio,
respectivamente.
El impuesto a las ganancias corriente se determina aplicando la tasa de impuesto
establecida en la legislación fiscal vigente sobre la renta neta gravable del ejercicio. El
impuesto a las ganancias corriente se reconoce como gasto del período.
El pasivo por impuesto a las ganancias diferido se reconoce por todas las diferencias
temporarias gravables que surgen al comparar el valor en libros de los activos y pasivos y
su base tributaria, sin tener en cuenta el momento en que se estime que las diferencias
temporarias que le dieron origen, serán reversadas. El activo por impuesto a las ganancias
diferido se reconoce por las diferencias temporarias deducibles que surgen al comparar el
valor en libros de los activos y pasivos y su base tributaria, en la medida en que sea
probable que en el futuro la Compañía dispondrá de suficiente renta gravable contra la cual
pueda aplicar las diferencias temporarias que reviertan. El pasivo y activo se miden a la tasa
de impuesto a las ganancias, que se espera aplicar a las ganancias gravable en el año en que
este pasivo sea liquidado o el activo sea realizado, usando la tasa de impuesto a las
ganancias promulgada o sustancialmente promulgada en la fecha del estado de situación
financiera.
(s) Ganancia por acción
La ganancia básica por acción común ha sido calculada dividiendo la ganancia neta del
período atribuible a los accionistas comunes, entre el promedio ponderado del número de
acciones comunes en circulación durante dicho período. Debido a que no existen acciones
comunes potenciales diluyentes, esto es, instrumentos financieros u otros contratos que dan
derecho a obtener acciones comunes, la ganancia diluida por acción común es igual a la
ganancia básica por acción común.
(t) Efectivo y equivalentes de efectivo
Efectivo comprende efectivo en caja y depósitos de libre disponibilidad. Equivalentes de
efectivo comprende inversiones financieras de corto plazo, con vencimientos menores a tres
meses contados a partir de su fecha de adquisición, fácilmente convertibles en montos
conocidos de efectivo y no están sujetas a riesgos significativos de cambios en su valor.
- 29 -
4. INSTRUMENTOS Y RIESGOS FINANCIEROS
Categorías de instrumentos financieros
Los activos y pasivos financieros de la Compañía se componen de:
2011 2010 1/1/2010
US$000 US$000 US$000
ACTIVOS FINANCIEROS:
Partidas a cobrar (incluyendo efectivo
y equivalentes de efectivo) 67,037 90,896 87,799
Instrumentos derivados en relaciones
designadas de cobertura 5,043 - 2,459
Total 72,080 90,896 90,258
PASIVOS FINANCIEROS:
Al costo amortizado 459,725 341,100 367,591
Instrumentos derivados en relaciones
designadas de cobertura - 4,334 -
Total 459,725 345,434 367,591
Riesgos Financieros
Durante el curso normal de sus operaciones, la Compañía se encuentra expuesta a una
variedad de riesgos financieros. El programa de administración de riesgos de la Compañía
se concentra principalmente en los mercados de energía y financieros y trata de minimizar
potenciales efectos adversos de éstos en su desempeño financiero. La Gerencia de Finanzas,
Administración y Contraloría tiene a su cargo la administración, identificación, evaluación
y cobertura de los riesgos financieros.
(a) Riesgos de mercado
(i) Riesgo de tipo de cambio
Al 31 de diciembre de 2011, la Compañía presenta una posición pasiva neta de
S/.288,488 (S/.269,568 al 31 de diciembre de 2010), compuesto principalmente por
obligaciones financieras (bonos emitidos en nuevos soles). Con el objeto de reducir el
riesgo por la fluctuación de los tipos de cambio, la Compañía ha efectuado
operaciones de cobertura de dichas obligaciones financieras (Nota 18).
Al 31 de diciembre de 2011, los saldos monetarios en nuevos soles están expresados
en dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a esa fecha de US$0.371
(US$0.356 al 31 de diciembre de 2010) por S/.1.00, y se resumen como sigue:
- 30 -
2011 2010
S/.000 S/.000
Activos:
Efectivo y equivalentes de efectivo 49,945 42,036
Cuentas por cobrar comerciales 55,206 59,570
Cuentas por cobrar a entidades relacionadas 31 31
Otras cuentas por cobrar 631 594
Total 105,813 102,231
Pasivos:
Cuentas por pagar comerciales 19,114 23,797
Otras cuentas por pagar y provisiones 51,057 25,177
Obligaciones financieras 324,130 322,825
Total 394,301 371,799
Posición pasiva neta (288,488) (269,568)
Por el año terminado el 31 de diciembre de 2011, la Compañía ha registrado ganancia
por diferencia en cambio de US$10,915 (US$3,775 por el año terminado el 31 de
diciembre de 2010) y pérdida por diferencia en cambio de US$8,305 (US$5,427 por el
año terminado el 31 de diciembre de 2010) (Notas 24 y 25).
Los porcentajes de devaluación (revaluación) del nuevo sol en relación con el dólar
estadounidense, calculados en base al tipo de cambio de oferta y demanda – venta
publicada por la SBS, y los porcentajes de inflación (deflación), según el Índice de
Precios al por Mayor a Nivel Nacional (IPM), por los años terminados el 31 de
diciembre de 2011 y 2010, fueron como sigue:
Devaluación Inflación
Año (revaluación) (deflación)
% %
2011 (3.99) 6.26
2010 (2.84) 4.57
A continuación presentamos un resumen donde se demuestran los efectos en los
resultados antes del impuesto a las ganancias de la Compañía, de una variación
razonable en los tipos de cambio en moneda extranjera, manteniendo constantes todas
las demás variables:
- 31 -
Efecto en la
Aumento/disminución utilidad antes del
en el tipo de cambio impuesto a la renta
US$000
2011
U.S. Dólares / Nuevos Soles 5.00% (5,352)
U.S. Dólares / Nuevos Soles -5.00% 5,352
2010
U.S. Dólares / Nuevos Soles 5.00% (4,798)
U.S. Dólares / Nuevos Soles -5.00% 4,798
(ii) Riesgo de precios
La Compañía está expuesta a riesgos comerciales provenientes de cambios en los
precios de los combustibles, que es necesario para la producción, los mismos que son
cubiertos a través de licitaciones internacionales de compras anuales de carbón y de
flete. Con respecto a los precios de la energía a comercializar, la Gerencia no espera
que estos varíen de manera desfavorable en forma significativa en el futuro.
(iii) Riesgo de tasa de interés
La Compañía no tiene activos significativos que generan intereses; los ingresos y los
flujos de efectivo operativos de la Compañía son independientes de los cambios en las
tasas de interés en el mercado.
Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, la Compañía mantiene obligaciones financieras
con vencimiento corriente y a largo plazo con tasas de interés fijas y variables. Con el
objeto de reducir dicho riesgo, la Compañía ha efectuado operaciones de cobertura de
tasas de interés (Nota 18).
El endeudamiento de corto y largo plazo a tasa fija y variable representa el 98.16 % y
el 1.84 % respectivamente del total de la deuda financiera al 31 de diciembre de 2011
(86.79 % y 13.21% al 31 de diciembre de 2010).
(iv) Riesgo de crédito
Los activos financieros de la Compañía potencialmente expuestos a concentraciones
significativas de riesgo de crédito, consisten principalmente de depósitos en bancos y
cuentas por cobrar comerciales.
Con respecto a los depósitos en bancos, la Compañía mantiene cuentas bancarias en
diversos bancos y no tiene depósitos significativos con ningún banco en particular.
Con respecto a las cuentas por cobrar comerciales por venta de energía y potencia, la
Compañía cuenta, al 31 de diciembre de 2011, con 15 clientes libres que representan
- 32 -
un 52.59% de los ingresos totales que incluyen venta de energía eléctrica, potencia,
entre otros (16 clientes libres que representaban un 48.32% de los ingresos totales al
31 de diciembre de 2010) y 5 contratos con clientes regulados que representan un
34.18% de los ingresos totales (8 contratos con clientes regulados que representaban
un 30.94% de los ingresos totales al 31 de diciembre de 2010). La concentración
significativa de riesgo de crédito se origina por su principal cliente SPCC (Nota 1). Es
importante mencionar que SPCC, sucursal de Southern Copper Corporation (SCC), es
un cliente de reconocido prestigio a nivel internacional, el mayor productor y
exportador de cobre en Perú y una de las empresas más grandes del país.
La Gerencia considera que el riesgo de crédito de la Compañía se encuentra mitigado
dado que sus clientes son empresas de reconocido prestigio nacional e internacional, y
no se han presentado problemas de cobranza en el pasado.
(b) Riesgo de liquidez
La administración es prudente frente al riesgo de liquidez y busca mantener suficiente
efectivo y equivalente de efectivo proveniente de sus actividades de operación, así
como la posibilidad de comprometer y/o tener comprometido financiamiento a través
de una adecuada cantidad de fuentes de crédito.
A continuación se presenta un análisis de los pasivos financieros de la Compañía
clasificados según vencimiento, considerando el período restante para llegar a su
vencimiento a partir de la fecha del estado de situación financiera:
Sin
Menos de Entre 1 Entre 2 Más de Vencimiento
1 año y 2 años y 5 años 5 años Específico Total
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
Al 31 de Diciembre de 2011
Obligaciones financieras 43,705 33,525 92,487 229,388 - 399,105
Cuentas por pagar comerciales 32,097 - - - - 32,097
Cuentas por pagar a entidades relacionadas 239 - - - - 239
Otras cuentas por pagar y provisiones 27,696 - - - 588 28,284
Total 103,737 33,525 92,487 229,388 588 459,725
Al 31 de diciembre de 2010
Obligaciones financieras 42,631 13,705 81,488 162,906 - 300,730
Cuentas por pagar comerciales 21,978 - - - - 21,978
Cuentas por pagar a entidades relacionadas 1,365 - - - - 1,365
Otras cuentas por pagar y provisiones 16,466 - - - 561 17,027
Total 82,440 13,705 81,488 162,906 561 341,100
La Gerencia también se asegura que no exista una alta concentración de vencimientos
de deuda en un mismo período, reduciendo así el riesgo de refinanciamiento.
- 33 -
(c) Administración del riesgo de capital
Los objetivos de la Compañía al administrar el capital son el salvaguardar su
capacidad de continuar como empresa en marcha con el propósito de generar retornos
a sus accionistas, beneficios a otros grupos de interés y mantener una estructura de
capital óptima para reducir el costo del capital.
La Compañía monitorea su capital sobre la base del ratio de apalancamiento, este ratio
se calcula dividiendo la deuda neta entre el patrimonio. La deuda neta corresponde al
total del endeudamiento (incluyendo el endeudamiento corriente y no corriente) menos
el efectivo y equivalentes de efectivo. El capital total corresponde al patrimonio más
la deuda neta.
El ratio de apalancamiento es como sigue:
2011 2010
US$000 US$000
Obligaciones financieras 399,105 300,730 Menos: Efectivo y equivalente de efectivo (21,646) (49,621)
Deuda neta 377,459 251,109
Total patrimonio 323,037 258,615
Total capital 700,496 509,724
Ratio apalancamiento 0.539 0.493
Asimismo, la Compañía monitorea su capacidad de repago de sus obligaciones
financieras a través de la generación de caja proveniente de las actividades de
operación. Para esto utiliza el ratio de cobertura de deuda, que se calcula dividiendo la
deuda financiera total al 31 de diciembre 2011 entre la utilidad operativa sumada a la
depreciación y amortización de los últimos 12 meses (EBITDA).
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El ratio de cobertura de deuda es como sigue:
2011 2010
US$000 US$000
Obligaciones financieras (a) 348,599 300,730
Ganancia operativa 135,519 130,030
Mas: Depreciación y amortización 34,232 31,830
EBITDA 169,751 161,860
Ratio de cobertura de deuda 2.054 1.858
(a) No se incluyen los contratos de arrendamiento financiero del Proyecto “Reserva
fría en Ilo Peaky”, por tratarse de una deuda subordinada (Nota 16).
(d) Valor razonable de instrumentos financieros
La Gerencia estima que los valores en libros de los instrumentos financieros de la
Compañía (activos y pasivos corrientes) al 31 de diciembre de 2011 y 2010 no difieren
significativamente de sus valores razonables debido a su vencimiento en el corto
plazo.
En el caso de las deudas a largo plazo, la Gerencia considera que el valor en libros es
similar a su valor razonable debido a que devengan intereses equivalentes a las tasas
vigentes en el mercado.
Los instrumentos financieros derivados que mantiene la Compañía al 31 de diciembre
2011 y 2010 han sido medidos a su valor razonable (Nota 18).
5. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
Este rubro comprende:
2011 2010 01/01/2010
US$000 US$000 US$000
Caja y cuentas corrientes (a) 7,185 10,085 8,616 Depósitos a plazo (b) 14,461 39,536 15,911
Total 21,646 49,621 24,527
(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.
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(b) Los depósitos a plazo vencen entre 16 y 52 días (entre 5 y 30 días al 31 de diciembre
de 2010), y generan intereses a una tasa anual promedio de 4.02 % en 2011 (1.78% en
2010).
6. CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES, NETO
Este rubro comprende:
2011 2010 01/01/2010
US$000 US$000 US$000
Facturas (a) 20,506 23,436 18,584
Energía y potencia entregada no facturada (b) 22,469 18,405 36,549
Estimación por deterioro de cuentas por cobrar (c) (13) (1,090) (16)
Total 42,962 40,751 55,117
(a) La antigüedad de las cuentas por cobrar comerciales, sin considerar la energía y
potencia entregada no facturada, es como sigue:
2011 2010 01/01/2010
US$000 US$000 US$000
Dentro de los plazos de vencimiento 20,457 22,263 17,171
Vencidas más de 30 días 49 1,173 1,413
Total 20,506 23,436 18,584
(b) La energía y potencia entregada no facturada corresponde a la remuneración por
potencia y energía que el organismo regulador del sistema interconectado nacional,
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES -
SINAC), asigna mensualmente a cada generador y que comunica para que sean
facturados a los demás generadores o distribuidoras miembros del SINAC. Dicha
energía y potencia corresponde básicamente a las ventas del mes de diciembre. La
energía y potencia entregada no facturada al 31 de diciembre de 2011 y 2010 fue
facturada y cobrada en enero de 2012 y enero de 2011, respectivamente.
- 36 -
(c) El movimiento en la estimación por deterioro de cuentas por cobrar fue como sigue:
2011 2010 01/01/2010
US$000 US$000 US$000
Saldos iniciales 1,090 16 16
Aumentos - 1,074 -
Disminuciones (1,077) - -
Saldos finales 13 1,090 16
En opinión de la Gerencia, el saldo de la estimación para deterioro de cuentas por
cobrar, cubre adecuadamente el riesgo de pérdida para cuentas de cobranza dudosa al
31 de diciembre de 2011 y 2010.
7. SALDOS Y TRANSACCIONES CON ENTIDADES RELACIONADAS
Los saldos por cobrar y por pagar a entidades relacionadas fueron como sigue:
2011 2010 01/01/2010
US$000 US$000 US$000
Por cobrar no comerciales: Bahía Las Minas S.A. - 84 4 GDF Suez Energy Perú S.A. (b) 28 27 27 Egasur S.A. 10 10 10 Otras menores - 4 62
Total 38 125 103
Por pagar comerciales (Nota 13): GDF Suez Energy Perú S.A. (b) 202 1,262 379 Leme Engenharia Ltda. - 76 - GDF Suez 33 22 - GDF Suez University S.A. 4 5
Total 239 1,365 379
(a) Los saldos por cobrar y por pagar a entidades relacionadas son de vencimiento
corriente, no generan intereses y no tienen garantías específicas.
(b) Los saldos por cobrar corresponden a servicios administrativos prestados a GDF Suez
Energy Perú S.A. (GSEP) según contrato firmado en diciembre de 2007. Los saldos
por pagar a dicha entidad se originaron por: (i) servicios recibidos de asesoría y
consultoría relacionados al desarrollo de negocios, asuntos legales y financieros en
virtud del contrato firmado el 28 de noviembre de 2008 y (ii) subarriendo de una parte
del edificio donde se encuentran sus oficinas administrativas, según contrato firmado
el 1 de abril de 2008.
- 37 -
(c) Las principales transacciones con entidades relacionadas comprenden:
2011 2010
US$000 US$000
Compra de carbón a Electrabel N.V. 4,353 27,239
Serviciosde ingeniería de proyecto Quitaracsa - LEME 3,366 -
Servicio de asesoría y consultoría recibido de GSEP 700 2,423
Rembolso de gastos GSEP 142 -
Servicios prestados por asistencia administrativa y alquiler de oficina a GSEP 270 270
Compra de Proyectos a GSEP 897 -
Compra de camionetas a GSEP 67 -
Servicios de asesoría Proyecto de reconversión de carbón a Bahia Las Minas S.A. 23 -
Venta de repuestos a Bahía Las Minas 8 -
Traspaso de proyectos de GSEP a ENERSUR - 472
Servicio para capacitación al personal por GDF SUEZ University - 151
Servicio a GDF SUEZ CENTRAL AMERICApor capacitaciones - 10
Venta de activo fijo a GSEP - 27
Durante 2011 y 2010 se realizaron pagos por dividendos por US$24,405 y por
US$44,155 respectivamente.
(d) Remuneraciones de la plana gerencial y directores
Las remuneraciones y/o compensaciones pagadas durante el año 2011 y 2010 a la
plana gerencial, que tiene la autoridad y responsabilidad de planificar, dirigir y
controlar las actividades de la Compañía de manera directa o indirecta, fue de
US$2,234 y US$1,876, respectivamente.
Las remuneraciones pagadas a Directores en 2011 ascienden a US$45 (US$30 en
2010).
8. OTRAS CUENTAS POR COBRAR
Este rubro comprende:
2011 2010 01/01/2010
US$000 US$000 US$000
Anticipos a proveedores 1,866 - -
Saldo a favor por impuesto a la renta - - 7,835
Otras cuentas por cobrar 525 399 217
Total 2,391 399 8,052
- 38 -
9. SUMINISTROS Y COMBUSTIBLES
Este rubro comprende:
2011 2010 01/01/2010
US$000 US$000 US$000
Suministros y repuestos 12,524 12,188 10,068
Combustibles y carbón 27,424 14,150 14,806
Combustibles por recibir 6,096 565 5,497
Total 46,044 26,903 30,371
El movimiento en la estimación por deterioro de suministros y combustibles fue como
sigue:
2011 2010 01/01/2010
US$000 US$000 US$000
Saldo inicial - - -
Aumentos 229 14 64
Bajas por destrucción (229) (14) (64)
Total - - -
En opinión de la Gerencia, al 31 de diciembre de 2011 y 2010, no es necesario constituir
estimación por deterioro de suministros y combustibles.
10. GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO
Este rubro comprende:
Largo Largo Largo
Corriente Plazo Corriente Plazo Corriente Plazo
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
Derecho de Usufructo y Aportes Sociales (Nota 1 (c)) 3,949 21,043 3,949 17,598 3,949 14,012
Costos de financiamiento 85 382 85 516 85 841
Seguros 1,343 - 904 - 1,325 -
Otros 1,888 - 144 1,430 842 -
Total 7,265 21,425 5,082 19,544 6,201 14,853
......2011...... ......2010...... ......01/01/2010......
- 39 -
11. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO, NETO
El movimiento en el costo y en depreciación acumulada de propiedades, planta y equipo fue como sigue:
Edificios y Maquinaria Unidades de Muebles y Equipos Trabajos
Terrenos Otras Instalaciones y Equipo Transporte Enseres Diversos en Curso Total
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
Costo:
Saldos al 1 de enero de 2010 7,376 179,900 300,379 2,181 1,361 40,821 7,577 539,595
Adiciones 85 113 16,783 109 192 775 83,430 101,487
Retiros - (120) (5) (171) - (18) (4) (318)
Transferencias y otros cambios - 47,879 (22,793) 333 295 (16,464) (12,345) (3,095)
Saldos al 31 de diciembre de 2010 7,461 227,772 294,364 2,452 1,848 25,114 78,658 637,669
Adiciones 540 124 13,121 157 73 1,643 187,288 202,946
Retiros - - (14) - - (42) - (56)
Transferencias y otros cambios - - 179 - - - - 179
Saldos al 31 de diciembre de 2011 8,001 227,896 307,650 2,609 1,921 26,715 265,946 840,738
Depreciación:
Saldos al 1 de enero de 2010 - 43,921 96,882 1,431 554 13,999 - 156,787
Adiciones - 8,145 26,528 388 135 (5,201) - 29,995
Retiros - (15) (3) (152) - (11) - (181)
Transferencias y otros cambios - - - - - 1 - 1
Saldos al 31 de diciembre de 2010 - 52,051 123,407 1,667 689 8,788 - 186,602
Adiciones - 8,164 21,205 89 162 2,058 - 31,678
Retiros - - (13) - - (38) - (51)
Transferencias y otros cambios - 17 124 82 7 213 - 443
Saldos al 31 de diciembre de 2011 - 60,232 144,723 1,838 858 11,021 - 218,672
Costo neto:
Saldos al 1 de enero de 2010 7,376 135,979 203,497 750 807 26,822 7,577 382,808
Saldos al 31 de diciembre de 2010 7,461 175,721 170,957 785 1,159 16,326 78,658 451,068
Saldos al 31 de diciembre de 2011 8,001 167,664 162,927 771 1,063 15,694 265,946 622,066
- 40 -
(a) Las propiedades, planta y equipos neto clasificados por Centrales de Generación
Eléctrica al 31 de diciembre 2011 y 2010 son como sigue:
ChilcaUno ILO1 ILO2 Yuncan Total
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
Al 31.12.2010 231,349 24,529 168,781 5,166 429,825
Al 31.12.2011 298,526 23,790 166,541 4,853 493,710
(b) Propiedades, planta y equipos incluyen activos adquiridos bajo arrendamientos
financieros de la siguiente forma:
Años de
vida útil 2011 2010 1/1/2010
US$000 US$000 US$000
Edificios 3,25 y 40 66,447 66,447 10,793
Maquinarias y equipos 15,25 y 30 70,063 70,063 144,569
136,510 136,510 155,362
Menos – depreciación acumulada (54,085) (45,565) (44,921)
Total 82,425 90,945 110,441
(c) El gasto por depreciación del ejercicio ha sido registrado en los siguientes rubros del
estado de resultados integrales:
Notas 2011 2010
US$000 US$000
Costo de venta de energía eléctrica 21 31,330 29,293
Gastos de administración 22 793 702
Total 32,123 29,995
(d) En noviembre de 2006, la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento
financiero para financiar la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno (Notas 1 y 16), la
que empezó a operar en junio 2007. El costo de los activos adquiridos para la
construcción de este activo ascendió a US$47,357 y se encuentran contabilizados en
sus respectivas cuentas. La depreciación acumulada de este activo es de US$16,366
(US$14,913 al 31 de diciembre de 2010).
- 41 -
(e) En diciembre de 2007 la Compañía suscribió dos contratos de arrendamiento
financiero para financiar la tercera unidad de la misma central (Notas 1 y 16), la que
empezó a operar en agosto de 2009. El costo de los activos adquiridos para la
construcción de este activo ascendió a US$82,517, y se encuentran contabilizados en
sus respectivas cuentas. La depreciación acumulada de este activo es de US$11,664
(US$6,474 al 31 de diciembre de 2010). Los costos de financiamiento capitalizados
ascendieron a US$4,109 (US$4,109 al 31 de diciembre de 2010).
(f) En junio de 2010 la Compañía suscribió un contrato de arrendamiento financiero para
financiar el Proyecto Ciclo Combinado (Notas 1 y 16), el cual consiste en el cierre de
los ciclos de las tres turbinas de gas de la C.T. ChilcaUno, e instalación de una nueva
turbina a vapor de una potencia aproximada de 270 MW. Al 31 de diciembre de 2011,
el valor en libros de los desembolsos efectuados para la construcción de este activo
asciende a US$107,651, los cuales se encuentran contabilizados como Obras en curso.
Los costos de financiamiento capitalizados ascendieron a US$12,475 (US$5,883 al 31
de diciembre de 2010).
(g) En enero de 2011 la Compañía suscribió un contrato de arrendamiento financiero para
financiar el Proyecto Reserva Fría (Notas 1 y 16), para la construcción y operación de
una central termoeléctrica dual ubicada en Ilo, con una capacidad aproximada de 400
MW (+/- 15%), que tendrá por objeto asegurar la disponibilidad de potencia y energía
en el Sistema Interconectado Eléctrico Nacional, para enfrentar situaciones de
emergencia en el abastecimiento, o por eficiencia. Al 31 de diciembre de 2011, el
valor en libros de los desembolsos efectuados para la construcción de este activo
asciende a US$55,917 los cuales se encuentran contabilizados como Obras en curso.
Los costos de financiamiento capitalizados ascendieron a US$4,712.
(h) De acuerdo con las políticas establecidas por la Gerencia, al 31 de diciembre de 2011
la Compañía tiene contratadas pólizas de seguros contra todo riesgo, que le permiten
asegurar sus principales activos hasta por una suma asegurada de US$601,136.
Adicionalmente, la Compañía cuenta con un seguro por Lucro Cesante en caso de
pérdidas económicas producto de daños a las centrales por un monto US$390,353. En
opinión de la Gerencia, las pólizas de seguros contratadas están de acuerdo con el
estándar utilizado por empresas equivalentes del sector, y cubren adecuadamente el
riesgo de eventuales pérdidas por cualquier siniestro que pudiera ocurrir, considerando
el tipo de activos que posee la Compañía.
- 42 -
12. OTROS ACTIVOS, NETO
El movimiento en el costo y en amortización acumulada de otros activos fue como sigue:
Derechos Costo
Contrato de Proyecto Proyecto
Yuncán (b) C.T. Ilo 21 Software Quitaracsa (c) Otros Total
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
Costo:
Saldos al 1 de enero de 2010 54,389 500 2,350 4,595 561 62,395
Adiciones - - 244 1,924 1,628 3,796
Otros cambios - - - 1,189 - 1,189
Saldos al 31 de diciembre de 2010 54,389 500 2,594 7,708 2,189 67,380
Adiciones - - 325 7,543 2,444 10,312
Retiros - - - - (35) (35)
Otros cambios - - 23 - - 23
Saldos al 31 de diciembre de 2011 54,389 500 2,942 15,251 4,599 77,681
Amortización:
Saldos al 1 de enero de 2010 7,856 220 2,223 - 588 10,887
Adiciones 1813 21 371 - 504 2,709
Otros cambios - - - - 12 12
Saldos al 31 de diciembre de 2010 9,669 241 2,594 - 1,104 13,608
Adiciones 1,813 23 273 - - 2,109
Saldos al 31 de duiciembre de 2011 11,482 264 2,867 - 1,104 15,717
Costo neto:
Saldos al 1 de enero de 2010 46,533 280 127 4,595 (27) 51,508
Saldos al 31 de diciembre de 2010 44,720 259 - 7,708 1,085 53,772
Saldos al 31 de diciembre de 2011 42,907 236 75 15,251 3,495 61,964
(a) Las tasas de amortización son como sigue (expresadas en porcentajes):
Derechos Contrato Yuncán 3
Costo de Proyecto C.T. Ilo 21 4.35
Sofware 33.33
Otros 100
(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).
- 43 -
(c) En noviembre de 2010 se suscribió el “Contrato de Precios Unitarios para el
Suministro y Construcción de las Obras Civiles de la Central Hidroeléctrica
Quitaracsa I”, con la empresa constructora JME S.A.C. Este proyecto consiste en la
implementación de una central hidroeléctrica de aproximadamente 112 MW de
potencia instalada, ubicada en el distrito de Yuracmarca, provincia de Huaylas,
departamento de Ancash. Los desembolsos incurridos al 31 de diciembre de 2011 en
el Proyecto Quitaracsa corresponden a estudios de ingeniería y factibilidad, así como
los relacionados a la concesión adquirida.
Asimismo, un total aproximado de US$7,543 corresponden a la construcción de la
ejecución de carreteras dentro de la municipalidad provincial de Yuracmarca y la
municipalidad de Huaylas, las cuales permitirán a la Compañía acceder a la Central
Hidroeléctrica Quitaracsa.
(d) El gasto por amortización del ejercicio ha sido registrado en los siguientes rubros del
estado de resultados:
Notas 2011 2010
US$000 US$000
Costo de venta de energía eléctrica 20 1,868 2,171
Gastos de administración 21 241 538
Total 2,109 2,709
13. CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES
Este rubro comprende:
2011 2010 1/1/2010
US$000 US$000 US$000
Facturas y provisiones 32,097 21,978 17,566
Empresas relacionadas (Nota 7) 239 1,365 379
Total 32,336 23,343 17,945
Las cuentas por pagar comerciales están denominadas en nuevos soles y dólares
estadounidenses, son de vencimiento corriente, no generan intereses y no tienen garantías
específicas. El vencimiento de las cuentas por pagar comerciales es como sigue:
2011 2010 1/1/2010US$000 US$000 US$000
Dentro de los plazos de vencimiento 30,425 23,013 17,651 Vencidas 1,911 330 330
Total 32,336 23,343 17,981
- 44 -
14. BENEFICIOS A LOS EMPLEADOS
Este rubro comprende:
2011 2010 1/1/2010
US$000 US$000 US$000
Remuneraciones y vacaciones 2,917 1,675 1,595
Participaciones a los trabajadores 3,683 5,446 2,287
Aportes previsionales y de seguridad social:
AFP 108 80 73
ESSALUD 78 60 54
Otros beneficios a los empleados 1,063 102 97
Total 7,849 7,363 4,106
15. OTRAS CUENTAS POR PAGAR
Este rubro comprende:
2011 2010 1/1/2010
US$000 US$000 US$000
Tributos 4,691 4,028 8,092
Intereses por pagar sobre bonos y préstamos bancarios 6,583 2,252 660
Diversas 15 15 458
Total 11,289 6,295 9,210
- 45 -
16. OBLIGACIONES FINANCIERAS
Este rubro comprende:
Largo Largo Largo
Vencimiento Corriente Plazo Corriente Plazo Corriente Plazo
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
Préstamos bancarios (a) Abril/Julio 2012 30,000 - - - 30,000 -
Bonos (b) Ver acápite (b) - 169,787 - 164,967 - 122,093
Prestamo Sindicado (c) Junio 2015 10,000 25,000 10,000 35,000 10,000 45,000
Arrendamientos Financieros (d) Ver acápite (d) 3,705 161,833 32,631 60,387 32,604 39,982
43,705 356,620 42,631 260,354 72,604 207,075
Ajuste al costo amortizado - (1,220) - (2,255) - (3,507)
Total 43,705 355,400 42,631 258,099 72,604 203,568
.......2011..... .......2010..... … 01/01/10 …
(a) Los préstamos bancarios corresponden a pagarés en dólares estadounidenses otorgados
por entidades bancarias locales para financiar capital de trabajo y serán canceladas en
el mes de abril 2012 US$10,000 (préstamo con el BCP) y el mes de julio 2012
US$20,000 (préstamo con el Scotiabank). Devengan intereses anuales a la tasa de
1.7400% y 2.20% respectivamente.
- 46 -
(b) Bonos Corporativos:
Los recursos captados fueron destinados a pre-pagar préstamos de corto plazo con
bancos locales y proveedores, entre otros. Los bonos emitidos se pagarán a su
vencimiento y los intereses son pagados semestralmente. A continuación se detallan
las características de cada emisión de bonos corporativos:
Bonos Inicio Vencimient Tasa de Interés 2011 2010 01/01/10US$000 US$000 US$000
Primera Emisión por
(en miles) S/.120,700
30/11/2007 30/11/2017 6.8125%
(interés anual fijo
en nuevos soles)
44,787 42,984 41,794
Segunda Emisión por
(en miles) S/.84,105
09/06/2008 09/06/2018 7.1875%
(interés anual fijo
en nuevos soles)
31,208 29,953 29,122
Tercera Emisión por
(en miles)
US$10,000
09/06/2008 09/06/2028 6.3125%
(interés anual fijo
en dólares)
10,000 10,000 10,000
Cuarta Emisión por
(en miles)
US$15,000
30/06/2009 30/06/2016 6.50%
(interés anual fijo
en dólares)
15,000 15,000 15,000
Quinta Emisión por
(en miles) S/.75,600
30/06/2009 30/06/2014 6.875%
(interés anual fijo
en nuevos soles)
28,052 26,923 26,177
Sexta Emisión por
(en miles)
US$25,000
03/12/2010 03/12/2025 6.50%
(interés anual fijo
en nuevos soles)
25,000 25,000 -
Setima Emisión por
(en miles) S/.42,420
03/12/2010 30/06/2020 5.9738%
(interés anual fijo
en nuevos soles)
15,740 15,107 -
Total obligaciones a valor nominal 169,787 164,967 122,093
Saldos al 31 de diciembre
Para cubrirse de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, por sus emisiones de bonos
en nuevos soles, la Compañía ha contratado con bancos locales “swaps” de monedas y
tasa de interés (Nota 18).
(c) El préstamo Sindicado fue otorgado el 30 de junio de 2005 por un grupo de bancos
nacionales por un monto de US$100 millones con vencimiento en junio 2015. Los
fondos obtenidos de este préstamo fueron utilizados para cancelar una deuda contraída
con el BCP, completar los pagos del Contrato de Usufructo de la C.H. Yuncán y para
la adquisición de activos fijos. Este préstamo devenga interés a LIBOR a tres meses
más 2.90%.
En junio de 2008, la Compañía suscribió una adenda al contrato de préstamo, en la
cual se elimina el paquete de garantías que fueron otorgadas, así como el fideicomiso
de flujos de cobro de SPCC y la flexibilización y/o eliminación de algunos resguardos
financieros.
- 47 -
(d) Los arrendamientos financieros se detallan a continuación:
Monto
autorizado
Acreedores y/o usado Vencimiento 2011 2010 01/01/10 2011 2010 01/01/10 2011 2010 01/01/10
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
Banco de Crédito S.A.
Saldo por pagar, neto de intereses e IGV, proveniente de 2
contratos para la construcción y adquisición de maquinaria de
la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno. El contrato establece
amortizaciones trimestrales de capital. Devengan intereses
anuales a LIBOR a 3 meses más 1.55% y LIBOR a 3 meses
más 1.175% con plazos de 5 y 2 años, respectivamente.
37,154 Noviembre
2009/2012
1,872 3,744 5,616 1,872 1,872 1,872 - 1,872 3,744
Montos desembolsados a la fecha para la construcción y
adquisición de maquinaria del ciclo combinado de la C.T.
ChilcaUno. Las amortizaciones serán en forma mensual e
iniciarán a partir del mes en que el banco culmine los
desembolsos relacionados al proyecto. La tasa de interés anual
será de 6.67%.
310,000 Junio 2020 107,651 53,006 - - - - 107,651 53,006 -
Montos desembolsados a la fecha para la construcción de la
reserva fría ubicada en ILo21. Las amortizaciones serán en
forma trimestral e iniciarán después de tres meses de la fecha
de activación. La tasa de interés anual será de 5.70%.
100,000 Marzo 2020 32,439 - - - - - 32,439 - -
BBVA Banco Continental
Saldo por pagar, neto de intereses e IGV, proveniente de 2
contratos para la construcción y adquisición de maquinaria de
la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno. El contrato establece
amortizaciones trimestrales de capital. Devengan intereses
anuales a LIBOR a 3 meses más 1.12% y LIBOR a 3 meses
más 1.07% con plazos de 5 y 2 años, respectivamente.
66,970 Diciembre
2011/2014
5,509 36,268 66,970 1,833 30,759 30,732 3,676 5,509 36,238
Montos desembolsados a la fecha para la construcción de la
reserva fría ubicada en ILo21. Las amortizaciones serán en
forma trimestral e iniciarán después de tres meses de la fecha
de activación. La tasa de interés anual será de 5.70%.
100,000 Abril 2020 18,067 - - - - - 18,067 - -
Total 165,538 93,018 72,586 3,705 32,631 32,604 161,833 60,387 39,982
…Saldos pendientes de pago…
Total Corriente No corriente
- 48 -
Los contratos de arrendamiento financiero suscritos con el BCP para la construcción e
instalación de la segunda unidad de la C.T. ChilcaUno consideran que la opción de
compra será igual al 0.10% del monto financiado más IGV. Ambos contratos se
firmaron en noviembre de 2006 y entraron en vigencia en noviembre de 2007. En
relación con estos contratos, la Compañía suscribió el 18 de diciembre de 2006 con el
BCP, un contrato en el que se constituye derecho real de superficie y derecho de
acceso a favor del BCP, sobre una parte del inmueble (propiedad de la Compañía)
donde se encuentra la planta de generación termoeléctrica, con la finalidad expresa de
que se lleve a cabo la construcción, instalación e implementación de las obras a que se
refieren los contratos de arrendamiento financiero y el EPC. Este contrato se
encontrará vigente por un plazo de 5 años contados a partir de su suscripción.
Los contratos de arrendamiento financiero suscritos con el BBVA para la construcción
e instalación de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno fueron firmados en diciembre
de 2007 y entraron en vigencia en diciembre de 2009. En relación con estos contratos,
el 6 de junio de 2008 la Compañía suscribió con el BBVA, un contrato en el que se
constituye derecho real de superficie a favor del banco, sobre una extensión superficial
de terreno de 5,803 metros cuadrados, extensión que forma parte de un área mayor
constituida por el inmueble (propiedad de la Compañía) donde se encuentra la planta
de generación termoeléctrica. Este contrato se encontrará vigente hasta que la
Compañía ejerza la opción de compra correspondiente.
En relación con los contratos de arrendamiento financiero del Proyecto Ciclo
Combinado, el 4 de junio de 2010 la Compañía suscribió con el BCP, un contrato en el
que se constituye derecho real de superficie y derecho de acceso a favor del BCP,
sobre una parte del inmueble (propiedad de la Compañía) donde se encuentra la planta
de generación termoeléctrica, con la finalidad expresa de que se lleve a cabo la
construcción, instalación e implementación de las obras a que se refieren los contratos
de arrendamiento financiero y el EPC. Este contrato se encontrará vigente hasta que la
Compañía ejerza la opción de compra ó 30 años a partir de la fecha de activación lo
que ocurra primero.
Para el financiamiento del Proyecto “Reserva Fría de Generación-Planta Ilo”, la
Compañía suscribió en abril de 2011 los siguientes Contratos de Arrendamiento
Financiero (Nota 1):
(i) Contrato de Arrendamiento Financiero de Bienes suscrito con el Banco de
Crédito del Perú, por un monto de hasta US$100 millones; y
(ii) Contrato de Arrendamiento Financiero de Obras y Bienes suscrito con el Banco
Continental, por un monto de hasta US$100 millones.
Las obligaciones de estos contratos se encuentran respaldadas con una garantía
(“Payment Guarantee”) otorgada por GDF SUEZ CC s.c.r.l. de Bélgica.
Cabe mencionar que en el marco de este financiamiento, la Compañía suscribió con el
BCP y el BBVA, los Acuerdos de Subordinación relacionados con el programa de
- 49 -
bonos corporativos, el préstamo sindicado y los otros contratos de arrendamiento
financiero mantenidos con dichas instituciones financieras.
(e) Los principales resguardos financieros que la Compañía debe cumplir con respecto a
sus obligaciones financieras y que se detallan en el contrato del préstamo sindicado, en
los contratos de arrendamiento financiero y en el prospecto marco del Primer
Programa de Bonos Corporativos, son:
Mantener un ratio de endeudamiento menor a 2 para el caso del préstamo
sindicado.
Mantener un ratio de cobertura de deuda menor a 3.50 (todos).
El cumplimiento de estos resguardos financieros es supervisado por la Gerencia y, en
su opinión, la Compañía ha cumplido con dichos resguardos financieros al 31 de
diciembre de 2011 y 2010.
17. PATRIMONIO
(a) Capital Social
Al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de diciembre de 2010 el capital social está representado
por 199,970,023 acciones comunes, de S/.1.00 de valor nominal cada una (equivalente a
US$0.371), autorizadas, emitidas y pagadas.
Al 31 de diciembre de 2011, la estructura de participación accionaria de la Compañía fue
como sigue:
No. de Total de
Accionistas Acciones Participación
%
Suez-Tractebel S.A. 123,443,250 61.73 IN-FONDO 2 11,427,914 5.72 Rímac Internacional Cia. de Seguros 10,168,348 5.08 Otros (298 accionistas) 54,930,511 27.47
Total 199,970,023 100.00
Al 31 de diciembre de 2011 la cotización bursátil (en la Bolsa de Valores de Lima) por
acción fue de S/.16.00 (S/.22.50 al 31 de diciembre de 2010).
Las acciones de la Compañía son comunes y todas tienen el mismo derecho a voto.
- 50 -
(b) Capital Adicional
Corresponde a la prima de capital, de libre disponibilidad, resultante del aumento de capital
por aporte de las AFPs en 2004. Dicha prima resultó de comparar el monto de los aportes
efectuados por las AFPs de US$48,000 con el monto de US$12,078, correspondiente al
valor en dólares estadounidenses de las 42,098,992 acciones comunes emitidas de S/.1.00
de valor nominal, aplicando el tipo de cambio de S/.3.4855 por cada US$1.00.
(c) Otras reservas de Capital - Reserva Legal
De acuerdo con la Ley General de Sociedades, la reserva legal se constituye transfiriendo
como mínimo 10% de la utilidad neta de cada ejercicio, después de deducir pérdidas
acumuladas, hasta que alcance un monto equivalente a la quinta parte del capital. En
ausencia de utilidades no distribuidas o reservas de libre disposición, la reserva legal debe
ser destinada a compensar pérdidas, pero debe ser repuesta. La reserva legal puede ser
capitalizada, pero igualmente debe ser repuesta. Al 31 de diciembre de 2011 y 2010 la
reserva legal ha alcanzado el monto equivalente a la quinta parte del capital.
(d) Resultados acumulados
(d.1) Marco regulatorio
De acuerdo con lo señalado por el Decreto Legislativo No. 945 del 23 de diciembre de
2003, que modificó la Ley del Impuesto a la Renta, las personas jurídicas domiciliadas que
acuerden la distribución de dividendos o cualquier otra forma de distribución de utilidades,
retendrán el 4.1% del monto a distribuir, excepto cuando la distribución se efectúe a favor
de personas jurídicas domiciliadas.
No existen restricciones para la remesa de dividendos ni para la repatriación del capital a
los inversionistas extranjeros.
(d.2) Distribución de dividendos
En septiembre de 2010, la Junta General de Accionistas aprobó por unanimidad modificar
la política de dividendos de la Compañía acordándose, entre otros, la repartición de la suma
equivalente al treinta por ciento (30%) de las utilidades anuales disponibles, según se
determinen en cada ejercicio anual, o un porcentaje mayor si así se considera conveniente.
- 51 -
Durante el ejercicio 2011 y 2010 se pagaron dividendos por US$24,405 y US$44,154 como
sigue:
Fecha del Acuerdo
de Directorio o Junta Dividendo
Obligatoria Anual Dividendo por Acción
de Accionistas Ejercicio Total Común
US$000 US$000
2011:
15 de marzo Saldo ejercicio 2010 11,040 0.0552
15 de noviembre Adelanto ejercicio 2011 13,365 0.0668
Total 24,405
2010:
23 de marzo Saldo ejercicio 2009 30,878 0.154409 de diciembre A cuenta ejercicio 2010 13,276 0.0664
Total 44,154
18. INSTRUMENTOS FINANCIEROS DERIVADOS
Bonos Corporativos
Como resultado de las emisiones de Bonos Corporativos en nuevos soles (moneda distinta a
la moneda funcional de la Compañía), dentro del marco del Primer Programa de Bonos
Corporativos, y para cubrirse del riesgo de futuras fluctuaciones del tipo de cambio, la
Compañía decidió contratar instrumentos financieros derivados Swaps de monedas y tasas
de interés denominados “Cross currency interest rate swap”. Con esto la Compañía logra
fijar los pagos en dólares durante la vigencia de los bonos.
De acuerdo a lo mencionado, la Compañía intercambió lo siguiente:
Tipo de
Monto de Tasa de Monto Tasa de Cambio
Institución Financiera Bonos emisión interés pactado interés Fijado
(Nota 16) S/.000 US$000
Citibank Primera emisión 120,700 6.8125% 40,000 5.7550% 3.0175
Citibank Segunda emisión 84,105 7.1875% 29,973 6.1690% 2.806
BBVA Banco Continental Quinta emisión 75,600 6.8750% 25,117 5.3750% 3.0099
BBVA Banco Continental Séptima emisión 42,420 7.5938% 15,043 5.9738% 2.8199
…Swaps…
- 52 -
La ganancia generada en los cross currency swaps liquidados durante 2011 fue de
US$1,928 (US$1,411 en 2010) y se presenta en el rubro Ingresos financieros del estado de
resultados integrales (Nota 24).
Préstamo Sindicado
En enero de 2009 para cubrirse de las fluctuaciones de la tasa de interés establecida para el
Préstamo Sindicado - LIBOR (Nota 16(c)) ascendente a US$65,000, la Compañía contrató
con el Citibank, instrumentos financieros derivados de tasas de interés para mitigar dicho
riesgo. La Compañía intercambió LIBOR a tres meses + 2.90% por una tasa de interés fija
de 2.015%.
Durante 2011, la pérdida generada por las liquidaciones de este instrumento financiero
derivado ascendió a US$716 (US$871 en 2010) y se presenta en el rubro Gastos financieros
del estado de resultados integrales (Nota 25).
Resultados no realizados por instrumentos financieros derivados Al 31 de diciembre de 2011, los resultados no realizados por instrumentos financieros
derivados incluyen el valor razonable de los instrumentos financieros de US$5,043 el ajuste
por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de US$9,421, neto del
impuesto a la renta diferido de US$1,314 (Nota 27).
Al 31 de diciembre de 2010, los resultados no realizados por instrumentos financieros
derivados incluyen el valor razonable de los instrumentos financieros de US$4,334, el
ajuste por la variación del tipo de cambio de las partidas coberturadas de US$4,600, neto
del impuesto a la renta diferido de US$2,680 (Nota 27).
19. GANANCIA NETA DEL AÑO
La ganancia neta del año de la Compañía incluye los siguientes saldos deudores al cierre de
cada año:
2011 2010
US$000 US$000
Depreciación de propiedades, planta y equipos (Nota 11) 32,123 29,995
Amortización de otros activos (Nota 12) 2,109 2,709
34,232 32,704
Pérdidas por deterioro de valor de activos financieros:
Cuentas por cobrar (Nota 6) - 1,074
Beneficios a empleados 16,168 15,651
- 53 -
20. VENTAS NETAS DE ENERGIA ELECTRICA
Las ventas de energía eléctrica comprenden:
2011 2010
US$000 US$000
Ventas de energía 267,679 262,631
Ventas de potencia 93,908 90,818
Ventas de peaje 29,555 21,931
Compensaciones COES (135) 12,104
Compensaciones D.U. N° 049 21,979 6,189
Otros ingresos 3,723 5,236
Total 416,709 398,909
21. COSTO DE VENTAS DE ENERGIA ELECTRICA
Costo de ventas de energía eléctrica comprende:
2011 2010
US$000 US$000
Consumo de combustibles 140,796 172,468
Compra de energía, potencia, peaje 51,956 29,388
Cargas de personal 14,863 13,208
Consumo de suministros y repuestos 4,169 3,695
Derecho de usufructo y aporte social 3,949 3,949
Aporte 1 % Empresas Eléctricas 3,658 3,817
Mantenimiento de equipos industriales 4,170 3,842
Otros gastos de generación 8,739 9,163
Provisiones del ejercicio:
Depreciación 31,330 29,293
Amortización 1,868 2,171
Otros 724 502
Total 266,222 271,496
- 54 -
22. GASTOS DE ADMINISTRACION
Gastos de administración comprende:
2011 2010
US$000 US$000
Cargas de personal 10,129 8,158
Servicios prestados por terceros 4,733 4,378
Servicios de asistencia administrativa, financiera y técnica 700 2,423
Tributos 422 582
Cargas diversas de gestión 1,015 913
Provisiones del ejercicio:
Depreciación 793 702
Amortización 241 538
Otros 374 328
Total 18,407 18,022
23. OTROS INGRESOS
Otros ingresos comprende:
2011 2010
US$000 US$000
Recuperación por cobranza dudosa (Nota 6) 1,077 -
Reversión de provisiones de años anteriores (Nota 30) - 2,514
Reembolso por Seguros (a) 54 11,254
Acuerdo por transferencia de Ducto (b) - 5,000
Otros ingresos 699 895
Total 1,830 19,663
(a) En enero de 2011 se hizo efectivo el reembolso por el monto de US$54 por un
siniestro ocurrido en el año 2003 por concepto de derrame de petróleo.
Por otro lado en el año 2010, como consecuencia de los daños causados a los
componentes de la tercera unidad de la C.T. ChilcaUno por un huracán en la ciudad de
Houston, Estados Unidos en septiembre de 2008, se originó un retraso en la entrada en
operación de dicha unidad. La Compañía mantenía una póliza por lucro cesante por el
retraso en la entrada en operación de esta unidad con la aseguradora Liberty
International Underwriters. En febrero de 2010, la Compañía presentó un reclamo a la
- 55 -
aseguradora por un monto de US$11,254 haciéndose efectivo el reembolso en dicho
mes.
(b) Con fecha 23 de julio de 2010 la Compañía suscribió con Gas Natural de Lima y
Callao S.A. (Cálidda), un acuerdo en el cual se transfiere a Cálidda un grupo de
instalaciones conformadas principalmente, por un ducto de gas (“la infraestructura”)
por un importe de US$1,500, cuyo costo neto el libros ascendía a US$105. La
ganancia neta en venta de activos se presenta en el estado de resultados integrales.
Además, la Compañía recibió US$5,000 como compensación adicional por el uso que
Cálidda hará de “la infraestructura” para prestar el servicio a terceros.
24. INGRESOS FINANCIEROS
Ingresos financieros comprende:
2011 2010
US$000 US$000
Diferencia en cambio neta 2,610 -
Ganancia por instrumentos financieros derivados (Nota 18) 1,928 1,411
Intereses de depósitos a plazo 606 258
Otros ingresos financieros 542 610
Intereses en depósitos bancarios 154 92
Total 5,840 2,371
25. GASTOS FINANCIEROS
Gastos financieros comprende:
2011 2010
US$000 US$000
Intereses de bonos 11,440 8,687
Intereses de préstamos 3,095 4,328
Pérdida por instrumentos financieros derivados (Nota 18) 716 871
Otros gastos financieros 421 225
Diferencia en cambio neta - 1,652
Impuesto a las transacciones financieras - 512
Total 15,672 16,275
- 56 -
26. IMPUESTO A LAS GANANCIAS
(a) Régimen tributario del impuesto a la renta
(i) Tasas del impuesto
De conformidad con el Decreto Legislativo No. 945, del 23 de diciembre de 2003, a
partir del ejercicio gravable 2004, la tasa de impuesto a la renta de las personas
jurídicas domiciliadas es de 30%.
Las personas jurídicas domiciliadas se encuentran sujetas a una tasa adicional de
4.1%, sobre toda suma que pueda considerarse una disposición indirecta de utilidades,
que incluyen sumas cargadas a gastos e ingresos no declarados; esto es, gastos
susceptibles de haber beneficiado a los accionistas; gastos particulares ajenos al
negocio; gastos de cargo de accionistas, que son asumidos por la persona jurídica.
Las personas jurídicas no domiciliadas en Perú y las personas naturales pagarán un
impuesto de 4.1% sobre los dividendos distribuidos.
(ii) Precios de transferencia
Para propósitos de la determinación del Impuesto a la Renta e Impuesto General a las
Ventas, los precios de transferencia de las transacciones con partes vinculadas o con
sujetos residentes en territorios de baja o nula imposición, deberán estar sustentados
con el Estudio Técnico de Precios de Transferencia (ETP) y con la documentación
sustentatoria correspondiente. Esta obligación formal surge cuando el monto de los
ingresos devengados de las empresas superen los S/.6,000, y hubieran efectuado
transacciones con partes vinculadas en un monto superior a S/.1,000. Adicionalmente
deberán presentar una declaración jurada anual informativa de Precios de
Transferencia cuando el monto de las transacciones que realicen con partes
relacionadas resulte mayor a S/.200.
Ambas obligaciones formales también serán exigibles en el caso de que se hubiera
realizado al menos una transacción desde, hacia, o a través de países de baja o nula
imposición.
La Compañía está realizando el ETP correspondiente al año 2011. Con base en el
análisis de las operaciones de la Compañía, la Gerencia y sus asesores legales opinan
que no resultarán pasivos de importancia para los estados financieros a dicha fecha, en
relación con los precios de transferencia.
En opinión de la Gerencia, no resultarán pasivos de importancia para los estados
financieros al 31 de diciembre de 2011 y 2010, en relación a los precios de
transferencia.
- 57 -
(ii) Modificaciones significativas al Impuesto a la Renta
Al 31 de diciembre de 2011 no se han promulgado nuevas Normas que representen
cambios importantes en el Impuesto a las Ganancias a partir del 1 de enero de 2012.
(a) El gasto por impuesto a las ganancias comprende:
2011 2010
US$000 US$000
Impuesto a la renta corriente (acápite (c)) 37,339 31,042
Impuesto diferido (Nota 27) 820 4,473
Total 38,159 35,515
(c) El gasto por impuesto a las ganancias corriente corresponde al impuesto por pagar,
calculado aplicando una tasa de 30% sobre la renta gravable, después de deducir la
participación de los trabajadores que se determina aplicando un porcentaje de 5%.
(d) Situación tributaria
Las declaraciones juradas del impuesto a la renta de los años 2008 al 2010 y la que se
presentara por el ejercicio 2011, están pendientes de revisión por la administración
tributaria, la cual tiene la facultad de efectuar dicha revisión dentro de los cuatro años
siguientes al año de presentación de la declaración jurada de impuesto a la renta.
La declaración jurada del impuesto a la renta del ejercicios 2007 ha sido fiscalizada
por la administración tributaria, habiéndose recibido una Resolución de Determinación
como resultado de tal revisión. Esta resolución se encuentra en reclamo (Nota 31). La
Gerencia considera que el resultado final del reclamo presentado, les será favorable.
Debido a las posibles interpretaciones que las autoridades tributarias pueden dar a las
normas legales aplicables en cada año, a la fecha, no es posible determinar si de las
revisiones que se realicen resultarán o no pasivos para la Compañía, por lo que
cualquier eventual mayor impuesto o recargo que pudiera resultar de las revisiones
fiscales sería aplicado a los resultados del ejercicio en que estos se determinen. Sin
embargo, en opinión de la Gerencia cualquier eventual liquidación adicional de
impuestos no sería significativa para los estados financieros al 31 de diciembre de
2011 y 2010.
- 58 -
(e) Conciliación de la tasa efectiva del impuesto a las ganancias es como sigue:
La conciliación de la tasa efectiva del impuesto a las ganancias de 30.82% al 31 de
diciembre de 2011 (30.58% al 31 de diciembre de 2010) con la tasa de impuesto a la
renta de 30%, es como sigue:
US$000 % US$000 %
Utilidad antes de impuesto a las ganancias 123,796 100.00 116,126 100.00
Impuesto a las ganancias calculado según tasa
tributaria 37,139 30.00 34,838 30.00
Efecto tributario sobre adiciones y deducciones:
Gastos no deducibles 959 0.76 1,612 1.39
Otros ajustes 61 0.06 (935) (0.80)
Impuesto a las ganancias corriente y diferido según tasa efectivacombinada 38,159 30.82 35,515 30.58
2011 2010
(f) Impuesto a las ganancias por recuperar y por pagar
Los saldos deudores y acreedores con la Administración Tributaria relacionados con
el impuesto a las ganancias son los siguientes:
2011 2010 1/1/2010
US$000 US$000 US$000
POR RECUPERAR:
Impuesto a las ganancias retenido por
compensar 55 -
Impuesto a las ganancias pagado en exceso - - 7,835
55 - 7,835
POR PAGAR:
Impuesto a las ganancias por pagar 8,613 2,808 -
8,613 2,808 -
- 59 -
27. PASIVO POR IMPUESTO A LAS GANANCIAS DIFERIDO
El movimiento en el pasivo neto por impuesto a las ganancias diferido y las diferencias
temporales que le dieron origen al 31 de diciembre de 2011 y 2010, fueron como sigue:
Saldo Resultados Resultados Saldo Resultados Resultados Saldo
Inicial del Ejercicio Acumulados Final del Ejercicio Acumulados Final
US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000 US$000
Pasivo:
Tasa de depreciación y amortiza -
ción menor que la tributaria 56,144 4,505 60,649 762 - 61,411
Instrumentos financieros derivados 207 - (207) - - -
Activo:
Instrumentos financieros derivados - - (2,680) (2,680) - 1,366 (1,314)
Otros 696 (32) 664 58 - 722
Pasivo, neto 57,047 4,473 (2,887) 58,633 820 1,366 60,819
… ..2010... … … ..2011... …
Adiciones/ Recuperos Adiciones/ Recuperos
28. GANANCIA NETA POR ACCION
La utilidad básica por acción común ha sido calculada dividiendo la ganancia neta del
ejercicio atribuible a los accionistas comunes, entre el promedio ponderado del número de
acciones comunes en circulación durante el ejercicio. No se ha calculado utilidad diluida
por acción común porque no existen acciones comunes potenciales diluyentes, esto es,
instrumentos financieros u otros contratos que dan derecho a obtener acciones comunes. La
ganancia básica por acción común resulta como sigue:
2011 2010
Ganancia neta atribuible a los accionistas comunes (en miles de US$) 85,636 80,611
Promedio ponderado del número de acciones comunes
en circulación durante el periodo 199,970,023 199,970,023
Ganancia básica y diluida por acción común 0.428 0.403
- 60 -
29. TRANSACCIONES NO MONETARIAS Y ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO
Las actividades de inversión y financiamiento que no generaron desembolsos de efectivo, y
que afectaron activos y pasivos para los años terminados el 31 de diciembre, se resumen de
la siguiente forma:
2011 2010
US$000 US$000
Adquisición de propiedades, planta y equipos a través
de arrendamientos financieros 105,151 53,006
Capitalización de anticipos otorgados 12,737 11,879
30. COMPROMISOS
(a) Al cierre del 31 de diciembre de 2011, la Compañía mantiene los siguientes contratos
vigentes:
Clientes Regulados
Duración
del
Contrato
Inicio de
Vigencia del
Contrato
Fecha de
Terminación
Hora
Punta
(MW)
Hora Fuera
de Punta
(MW)
Contratos Licitación (2008 - 2012)
Edelnor S.A.A. (I Convocatoria - EDLN) 4 años 01/01/2008 31/12/2011 65.04 65.04
Edelnor S.A.A. (II Convocatoria - EDLN) 4 años 01/01/2008 31/12/2011 90.00 90.00
ElectroDunas S.A.A. (I Convocatoria - LDS) 5 años 01/01/2008 31/12/2012 49.99 49.99
Edecañete S.A. (I Convocatoria - LDS) 4 años 01/01/2009 31/12/2012 9.39 9.39
Luz del Sur S.A.A. (I Convocatoria - LDS) 3 años y 3 meses 01/10/2009 31/12/2012 275.51 275.51
ElectroSur Este 26 meses 01/11/2011 31/12/2013 45.36 45.36
Clientes libres
Southern Perú Copper Corporation 20 años 18/04/1997 17/04/2017 205.00 205.00
Quimpac S.A. 16 años 01/07/2004 30/06/2020 18.00 56.00
PANASA 13 años 01/06/2007 30/06/2020 12.00 12.00
Empresa Minera Los Quenuales S.A. 7 años 01/08/2005 31/12/2012 21.50 21.50
Minera Bateas S.A.C. 10 años 01/02/2007 31/01/2017 3.50 3.50
Compañía Minera San Juan (Perú) 10 años 01/04/2007 31/03/2017 5.00 5.00
Compañia Minera Raura S.A. 5 años 01/05/2007 30/04/2012 2.00 2.00
Compañía Universal Textil S.A. 5 años 01/04/2008 31/03/2013 3.35 4.20
Alicorp S.A.A. 5 años 01/04/2008 31/03/2013 5.50 14.10
Industrias del Espino S.A. 5 años 01/04/2008 31/03/2013 1.65 1.90
Textil Piura S.A. 5 años 01/04/2008 31/03/2013 1.00 9.00
Universidad de Lima 5 años 01/05/2008 30/04/2013 2.80 3.00
Xstrata Tintaya S.A. 10 años 01/05/2008 30/04/2018 31.00 31.00
Manufactura Record S.A. 5 años 01/07/2008 30/06/2013 0.25 1.30
Compañía Minera Santa Luisa 5 años 01/06/2011 31/05/2016 1.00 4.00
Potencia Contratada
(b) Asimismo, la Compañía ha firmado los siguientes acuerdos que tendrán vigencia
desde el año 2012:
- 61 -
Con fecha 27 de setiembre de 2011, suscribió con Xstrata Tintaya S.A. un
contrato de Suministro de Energía y Potencia, para suministrar energía y potencia
que requiera para satisfacer sus requerimientos hasta el límite de la máxima
demanda comprometida en dicho contrato, en el punto de suministro denominado
Barra 220 KV. De la Nueva Subestación, Cotaruse (proyecto minero Las Bambas)
y Xstrata se obligó a comprar a la Compañía la energía y potencia que este le
suministre. Dicho contrato tendrá una vigencia de 10 años y 10 meses contados a
partir del inicio el consumo efectivo (15 de diciembre de 2012), cabe mencionar
que dicho contrato representa aproximadamente un consumo de 150 MW.
Con fecha 25 de noviembre de 2010, PROINVERSION adjudicó a la Compañía la
concesión del Proyecto “Reserva Fría de Generación – Planta Ilo” para la
construcción y operación de una central termoeléctrica dual ubicada en Ilo , con
una capacidad aproximada de 400 MW (+/- 15%), que tendrá por objeto asegurar
la disponibilidad de potencia y energía en el Sistema Interconectado Eléctrico
Nacional, para enfrentar situaciones de emergencia en el abastecimiento, o por
eficiencia operativa; la inversión total estimada para la construcción ascendería
aproximadamente a 200 millones de dólares estadounidenses.
El 4 de enero de 2011, se firmó el Contrato de Suministro de Energía y Potencia
Eléctrica (Contrato”) celebrado con Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.
(“SEAL’), mediante el cual la Compañía conviene en suministrar a SEAL la
potencia contratada y energía asociada, en los puntos de suministro, y hasta los
límites establecidos en dicho contrato, para el mercado regulado de SEAL, quien
se obliga pagar una retribución a la Compañía por la Potencia y Energía que este le
suministre.
El suministro pactado es por una potencia mensual promedio de 94MW y tiene un
plazo de vigencia de seis meses contados desde el 1 de julio de 2013 hasta el 31 de
diciembre de 2013, habiéndose pactado la posibilidad de inicio anticipado para el 1
de abril de 2013, sujeto a los términos y condiciones establecidos en el Contrato.
El 19 de enero de 2011 se firmó el Contrato de Suministro de Electricidad
(“Contrato”) celebrado con Hidrandina SA. (“Hidrandina”), mediante el cual la
Compañía conviene en suministrar a Hidrandina la potencia contratada y energía
asociada, en los puntos de suministro, y hasta los límites establecidos en dicho
documento, para el mercado regulado de Hidrandina, quien se obliga pagar una
retribución a la Compañía, según las condiciones previstas en el Contrato.
El suministro pactado es por una potencia mensual promedio de 88.5 MW
(potencia fija mas potencia variable) y tiene un plazo de vigencia de seis meses
contados desde el 1 de julio de 2013 hasta el 31 de diciembre de 2013, habiéndose
pactado la posibilidad de inicio anticipado para el 1 de abril de 2013, sujeto a los
términos y condiciones establecidos en el Contrato.
Con fecha 15 de diciembre de 2011, la Compañía e Hidrandina S.A.
(“Hidrandina”), finalizaron el proceso de firmas del Contrato de Suministro de
Energía y Potencia Eléctrica (“Contrato”) mediante el cual la Compañía conviene
- 62 -
en suministrar a Hidrandina, la potencia contratada y energía asociada, en los
puntos de suministro, y hasta los límites establecidos en dicho contrato, para el
mercado regulado y libre de Hidrandina, quien se obliga pagar una retribución a
EnerSur por la Potencia y Energía que este le suministre.
El suministro pactado es hasta por una potencia contratada máxima de 120 MW
(en promedio 32 MW durante el periodo de contrato) y tiene un plazo de vigencia
de 2 años, contados desde el 1 de enero de 2012 hasta el 31 de diciembre de 2013.
En el marco del Proceso de Licitación “LDS-01 -2011-LP” (“Licitación”),
conducido por la empresa distribuidora Luz del Sur S.A.A. (“Luz del Sur”), con
fecha 15 de diciembre de 2011, fue adjudicada a favor de EnerSur una potencia
(adjudicada) total de 60 MW, para el suministro de potencia y energía a las
empresas concesionarias de distribución: i) Luz del Sur S.A.A. ii) Edelnor S.A.; y,
iii) Edecañete S.A., por el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2018 y el 31
de diciembre de 2027.
En atención a la adjudicación de la buena pro, EnerSur suscribirá los contratos de
suministro de electricidad correspondientes, de acuerdo con el cronograma
aprobado en las bases de la Licitación.
31. CONTINGENCIAS
Al 31 de diciembre de 2011, la Compañía tiene las siguientes contingencias:
(a) Procesos tributarios
Con fecha 14 de octubre de 2010, la Compañía fue notificada con la Resolución de
Intendencia 380000/2010-335 mediante la cual, la SUNAT requiere el pago del ISC e
IGV relacionado a las importaciones de carbón o hulla bituminosa realizadas entre
mayo 2006 y abril 2007, estas Declaraciones de Importación corresponden a 10
embarques de ese periodo. La resolución dispone la cobranza de S/.6.4 millones más
intereses moratorios por un total aproximado de S/.12 millones (equivalente a US$4.5
millones).
Con fecha 26 de agosto de 2011, la Compañía presentó el recurso de apelación ante la
Autoridad Aduanera, y elevarlo a conocimiento del Tribunal Fiscal para que en su
oportunidad lo declare fundado en todos sus extremos y en consecuencia revoque la
Resolución de Intendencia Apelada y deje sin efecto la Resolución mencionada líneas
arriba.
Si bien existe un criterio previo desfavorable del Tribunal Fiscal en un caso similar
contra una tercera empresa, en opinión de la Compañía, ésta cuenta con argumentos
legales sólidos para cuestionar el requerimiento efectuado por SUNAT, ya sea en la
vía administrativa o la vía judicial, de ser el caso.
- 63 -
(b) Procesos judiciales
Proceso de Laudo Arbitral seguido con Empresa de Generación de Arequipa S.A.
(EGASA), Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR) y Empresa de
Generación Eléctrica de San Gabán S.A. (SAN GABAN), debido a que existe
discrepancia entre las partes respecto a la tasa de interés que debía aplicarse a los
intereses devengados del capital que la Compañía canceló a las mencionadas empresas
por orden del Tribunal Arbitral en 2002. La suma en disputa asciende a S/.1,575
(equivalentes a US$589), los cuales han sido reconocidos por la Compañía al 31 de
diciembre de 2011 (US$561 al 31 de diciembre de 2010). Según sus asesores legales,
el monto provisionado por la Compañía es suficiente.
(c) Situaciones contingentes del sector energía
Durante el periodo 2007, el COES - SINAC no asignó a la Compañía los retiros de
potencia y energía efectuados por las empresas distribuidoras sin respaldo contractual,
en cumplimiento a lo ordenado por el Cuarto Juzgado Civil de Lima mediante Medida
Cautelar Fuera de Proceso Nro. 27772-05 interpuesta por la Compañía contra el
COES - SINAC y concedida a favor de la Compañía con fecha 11 de julio de 2005.
El 23 de enero de 2008, el COES - SINAC solicitó la variación de las medidas
cautelares concedidas, señalando que, bajo la vigencia de la Ley N° 29179, Ley que
establece el mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado
regulado, le corresponde atribuir retiros sin respaldo contractual a las empresas
generadoras, entre ellas EnerSur. A la fecha el Tribunal Arbitral tiene pendiente
resolver un recurso de reconsideración interpuesto por la Compañía.
(d) Cartas fianza y garantías:
En garantía de los pagos por “Derecho de Usufructo y Aporte Social” del
Contrato de Usufructo (Nota 1), la Compañía otorgó a favor de Activos Mineros
S.A.C. cartas fianzas por un monto de US$10,000. Asimismo, por el fiel
cumplimiento del contrato se constituyó garantía por US$2,000, a favor de
Activos Mineros S.A.C.
En relación con la ejecución de obras del Ciclo Combinado por S/.1,775
(equivalente a US$659) a favor del Ministerio de Energía y Minas y otra por
US$48 por la ejecución de las obras de línea de transmisión.
En relación al cumplimiento del cronograma de las obras de la concesión de
Quitaracsa, se ha constituido una carta fianza a favor del Ministerio de Energía y
Minas por S/.35,500 (equivalente a US$13,173).
A favor del Ministerio de Energía y Minas (DGE) por el cumplimiento de la
ejecución de las obras en la Central “Reserva Fría de Generación – Planta Ilo”
por S/.1,800 (equivalente a (en miles US$668).
- 64 -
A favor de Hitachi Ltd. por US$816 por Mantenimiento de Alabes (carta de
crédito).
A favor del Ministerio de Energía y Minas US$10,500, por el cumplimiento del
contrato de Concesión “Reserva Fría de Generación – Planta Ilo”.
Por los contratos adjudicados a EnerSur en las Licitaciones de Largo Plazo para
el Suministro de Electricidad a Empresas Distribuidoras, convocadas por las
empresas Edelnor S.A.A. e Hidrandina S.A., se tramitó con el Banco Continental
la emisión de cartas fianzas a nombre de las empresas distribuidoras licitantes de
acuerdo a lo establecido en las bases de licitación, por un total de US$1,842.
A favor de Hitachi Ltd. por US$1,470 por Asistencia técnica desmontaje y
montaje Turbina a Vapor Planta Ilo 21.
Cartas fianza a favor de terceros varios por un total de US$117.
32. ARRENDAMIENTO OPERATIVO
En diciembre de 2003, la empresa relacionada GSEP firmó un Contrato de
Subarrendamiento con los propietarios del inmueble donde están ubicadas las oficinas
corporativas de la Compañía y de GSEP. Posteriormente, en enero de 2008, la Compañía
aceptó la cesión de la posición contractual en el Contrato de Subarrendamiento que
mantenía la empresa relacionada. Este contrato venció el 5 de enero de 2009.
A partir del 5 de enero de 2009, se inicia el Contrato de Constitución de Usufructo
Condicionado entre la Compañía y los propietarios. El plazo de vigencia es de 25 años.
Este contrato de usufructo será de carácter voluntario para la Compañía que tendrá derecho
a darlo por terminado de manera anticipada y genera una renta mensual de US$22 más
impuestos.
Al 31 de diciembre de 2011, los pagos mínimos futuros de arrendamiento son como sigue:
US$000
Hasta un año 264
Más de un año hasta cinco años 1,320
Total 1,584
Valor presente de los pagos mínimos 1,027
La tasa interna de retorno utilizada para el cálculo del valor presente de los pagos mínimos
es de 9%. Los gastos procedentes de arrendamientos de las oficinas administrativas
ascendieron a US$264 en 2011 y 2010.
- 65 -
33. CONCILIACIÓN DE LOS SALDOS DE INICIO Y CIERRE DEL AÑO 2010
NIIF 1 “Adopción por primera vez de las Normas Internacionales de Información
Financiera” exige a los primeros adoptantes una presentación de los principales efectos de
tales normas sobre los estados financieros previamente presentados. El año 2011 es el primer ejercicio en el que la Compañía ha presentado sus estados
financieros conforme con NIIF. Los últimos estados financieros presentados de acuerdo con
PCGA Perú fueron las correspondientes al año terminado el 31 de diciembre de 2010, por
lo que la fecha de transición a NIIF es el 1 de enero de 2010. (a) Impacto de la transición en el estado de situación financiera al 1 de enero de 2010:
PCGA Perú
Efecto
Transición a
NIIF NIIF
ACTIVOS US$000 US$000 US$000
ACTIVOS CORRIENTES
Efectivo y Equivalentes al Efectivo 24,527 - 24,527
Cuentas por Cobrar Comerciales (neto) 55,117 - 55,117
Otras Cuentas por Cobrar (neto) 8,052 - 8,052
Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas 103 - 103
Inventarios 32,835 (2,464) 30,371
Gastos Pagados por Anticipado 6,201 - 6,201
Total Activos Corrientes 126,835 (2,464) 124,371
ACTIVOS NO CORRIENTES
Instrumentos financieros derivados 2,459 - 2,459
Gastos contratados por anticipado 14,853 - 14,853
Anticipos otorgados 20,486 - 20,486
Propiedades, Planta y Equipo (neto) 375,793 7,015 382,808
Activos Intangibles (neto) 51,508 - 51,508
Total Activos No Corrientes 465,099 7,015 472,114
TOTAL ACTIVOS 591,934 4,551 596,485
PASIVOS Y PATRIMONIO
PASIVOS CORRIENTES
Obligaciones financieras 72,604 - 72,604
Cuentas por pagar comerciales 17,945 - 17,945
Cuentas por pagar a entidades relacionadas 36 - 36
Beneficios a los empleados 2,287 - 2,287
Otras cuentas por pagar 11,029 - 11,029
Total Pasivos Corrientes 103,901 - 103,901
PASIVOS NO CORRIENTE
Provisiones 3,075 - 3,075
Obligaciones financieras 208,745 (5,177) 203,568
Impuesto a las ganancias diferido 55,434 1,613 57,047
Total Pasivos No Corrientes 267,254 (3,564) 263,690
Total Pasivos 371,155 (3,564) 367,591
PATRIMONIO
Capital social 69,079 - 69,079
Capital adicional 35,922 - 35,922
Reserva legal 13,816 - 13,816
Resultado no realizado por instrumentos
financieros derivados 482 - 482
Resultados acumulados 101,480 8,115 109,595
Total Patrimonio 220,779 8,115 228,894
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 591,934 4,551 596,485
- 66 -
(b) Impacto de la transición en el estado de situación financiera al 31 de diciembre de
2010:
PCGA Perú
Efecto Transición
a NIIF NIIF
US$000 US$000 US$000
ACTIVOS
ACTIVOS CORRIENTES
Efectivo y Equivalentes al Efectivo 49,621 - 49,621
Cuentas por Cobrar Comerciales (neto) 40,751 - 40,751
Otras Cuentas por Cobrar (neto) 399 - 399
Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas 125 - 125
Inventarios 29,791 (2,888) 26,903
Gastos Pagados por Anticipado 5,082 - 5,082
Total Activos Corrientes 125,769 (2,888) 122,881
ACTIVOS NO CORRIENTES
Gastos contratados por anticipado 19,544 - 19,544
Anticipos otorgados 15,417 - 15,417
Propiedades, Planta y Equipo (neto) 444,503 6,565 451,068
Activos Intangibles (neto) 53,772 - 53,772
Total Activos No Corrientes 533,236 6,565 539,801
TOTAL DE ACTIVOS 659,005 3,677 662,682
PASIVOS Y PATRIMONIO
PASIVOS CORRIENTES
Obligaciones financieras 42,631 - 42,631
Cuentas por pagar comerciales 21,978 - 21,978
Cuentas por pagar a entidades relacionadas 1,365 - 1,365
Beneficios a los empleados 8,254 - 8,254
Otras cuentas por pagar 8,212 - 8,212
Total Pasivos Corrientes 82,440 - 82,440
PASIVOS NO CORRIENTE
Provisiones 561 - 561
Obligaciones financieras 263,525 (5,426) 258,099
Instrumentos financieros derivados 4,334 - 4,334
Pasivos por Impuestos a las Ganancias Diferidos 57,201 1,432 58,633
Total Pasivos No Corrientes 325,621 (3,994) 321,627
Total Pasivos 408,061 (3,994) 404,067
PATRIMONIO
Capital Emitido 69,079 - 69,079
Capital adicional 35,922 - 35,922
Reserva legal 13,816 - 13,816
Resultado no realizado por instrumentos
financieros derivados (6,254) - (6,254)
Resultados Acumulados 138,381 7,671 146,052
Total Patrimonio 250,944 7,671 258,615
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 659,005 3,677 662,682
- 67 -
c) Conciliación del patrimonio neto al 1 de enero y al 31 de diciembre de 2010
31/12/2010 01/01/2010
US$000 US$000
Patrimonio de acuerdo a PCGA anteriores
informado previamente 250,944 220,779
Ajustes por la conversión a NIIF:
Mayor valor por costo atribuido a los activos fijos, neto 3,341 3,764
Depreciación de los repuestos reclasificados a activos fijos (1,196) (926)
Ajuste del costo amortizado 5,526 5,277
Patrimonio de acuerdo a NIIF 258,615 228,894
d) Impacto de la transición en el estado de resultados integrales por el año terminado
el 31 de diciembre de 2010:
PCGA Perú
Efecto Transición
a NIIF NIIF
US$000 US$000 US$000
Ventas Netas de Energia eléctrica 398,909 - 398,909
Costo de Ventas (270,797) (699) (271,496)
Ganancia Bruta 128,112 (699) 127,413
Gastos de Administración (17,847) (175) (18,022)
Ganancia en venta de activos fijos 1,468 - 1,468
Otros Ingresos Operativos 19,663 - 19,663
Otros Gastos Operativos (492) - (492)
Ganancia Operativa 130,904 (874) 130,030
Ingresos Financieros 2,122 249 2,371
Gastos Financieros (16,275) - (16,275)
Resultado antes de Impuesto a las Ganancias 116,751 (625) 116,126
Gasto por Impuesto a las Ganancias (35,696) 181 (35,515)
Ganancia Neta del Ejercicio 81,055 (444) 80,611
- 68 -
Notas a la conciliación de saldos:
Como parte del proceso de adopción de NIIF por primera vez, la Compañía se acogió a la
opción permitida por la NIIF 1, decidiendo valorizar ciertos componentes de propiedad,
planta y equipos a su valor razonable basado en una tasación efectuada por un perito
independiente, tomando dicho valor como costo atribuido. Los activos corresponden a
terrenos y maquinaria y equipos. Como consecuencia de esto, la Compañía registró un
incremento en el rubro Propiedad, Planta y Equipo al 1 de enero de 2010 de US$5,377, y el
impuesto diferido correspondiente por US$1,613.
De otro lado, como resultado del análisis efectuado a los repuestos que mantenía en el rubro
Inventarios al 1 de enero de 2010, la Compañía efectuó la reclasificación de un importe de
US$2,464 como parte del rubro Propiedad, Planta y Equipo, al tratarse de repuestos
estratégicos directamente vinculados a dicho rubro. Esta reclasificación originó el cálculo
de la depreciación de dichos repuestos como si siempre hubieran formado parte del rubro
Propiedad, Planta y Equipo, resultando un efecto de US$826 al 1 de enero de 2010.
Asimismo, producto de la revisión del costo amortizado del préstamo sindicado que
mantiene la Compañía desde 2005, se regularizaron los valores acumulados al 1 de enero de
2010 por un monto US$5,177.
34. MEDIO AMBIENTE
Conforme a lo dispuesto por el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades
Eléctricas, la Compañía presentó ante el Ministerio de Energía y Minas (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 y Minería
(“OSINERGMIN”).
Al 31 de diciembre de 2011, el gasto acumulado relacionado directamente con la protección
del medio ambiente ascendió a US$599 (US$439 al 31 de diciembre de 2010).
35. HECHOS POSTERIORES
No se tiene conocimiento de hechos importantes ocurridos entre la fecha de cierre de estos
estados financieros y la fecha de este informe, que puedan afectarlos significativamente.