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AÑOSde los grandes sistemas de transmisión en el Perú

Memoria Anual

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2006

Rep fin final 5/10/07 3:52 PM

Carta del Presidente

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La gestión financiera de Red de Energía del Perú (REP) durante el 2006, sobresalió debido alfortalecimiento de sus operaciones y alcanzó resultados altamente satisfactorios. En ese sentido,REP mantiene la más alta clasificación de riesgo crediticio AAA, para los bonos colocados en elmercado de capitales, clasificados por Apoyo & Asociados Internacionales S.A.C. (asociados a FitchRatings) y Equilibrium Clasificadora de Riesgos S.A. Asimismo, se logró una mejora en lascondiciones de financiamiento de la organización, habiendo reestructurado el saldo del créditosindicado para el pago de la concesión con un nuevo financiamiento con la banca local por un valorde US$34 millones. Finalmente, es pertinente mencionar que se canceló el préstamo subordinadocon los accionistas, cuyos recursos fueron utilizados en el 2002 para el pago de la concesión.

Para la obtención de dichos resultados durante el 2006, REP continuó con el desarrollo de losprocedimientos operativos, dentro del sistema de gestión de calidad, así como en la capacitación ymodernización de las herramientas tecnológicas para el análisis de la operación del sistema; losresultados se ven reflejados en los indicadores operativos de número de fallas por cada 100 km-añoy en la disponibilidad de la red de transmisión.

Como parte de las acciones que buscan generar mayor inversión en el subsector de transmisión, ycon la finalidad de evitar congestiones en la red, y en cumplimiento con lo establecido en elContrato de Concesión, en setiembre del 2006 REP presentó al Ministerio de Energía y Minas elestudio “Plan de Expansión de la Transmisión de REP 2006-2015”, en el cual se priorizan proyectosde inversión que el Estado peruano deberá atender en el corto y mediano plazo.

A finales de marzo del 2006, REP llegó a un acuerdo con el Estado peruano, mediante el cual seposibilitaba la ejecución de proyectos de ampliaciones en sus instalaciones. Así, REP empezó lasobras para construir el sistema de transmisión de Chilca, al sur de Lima, cuya culminación se esperapara junio del 2007 y permitiría el ingreso de los nuevos operadores de generación. Además, seiniciará la construcción del segundo circuito de la línea de transmisión 220 kV Zapallal - Paramonga- Chimbote y la ampliación de las subestaciones asociadas, proyecto que terminará en marzo del2008, y que dará a lugar una mayor estabilidad y confiabilidad en la red de transmisión. Esimportante indicar que actualmente se realizan coordinaciones con el Ministerio de Energía y Minaspara la ejecución de obras, principalmente en la ampliación de las subestaciones Ica, Marcona y

Señores accionistas:

En nombre del directorio es grato presentar a ustedes, para su consideración y

aprobación, la Memoria Anual y los estados financieros correspondientes al ejercicio

económico finalizado el 31 de diciembre del 2006, los mismos que han sido auditados

por la firma PricewaterhouseCoopers, dando cumplimiento a lo establecido en la

Resolución Gerencia General de la Conasev N° 211-98-EF-94-11, publicada el 24 de

diciembre de 1998, y demás disposiciones aplicables.


Red de Energía del Perú

La gestión financiera de Red de Energía del Perú (REP),durante el 2006, sobresalió debido al fortalecimiento de susoperaciones y alcanzó resultados altamente satisfactorios.

> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

Juliaca, así como en la mejora del control de lastensiones mediante la inversión en compensacióncapacitiva en las subestaciones de Santa Rosa yChavarría, en Lima.

En el 2006 REP apoyó a sus accionistas ISA y EEB enel proceso de compra del 100% de las acciones de laempresa Consorcio Transmantaro S.A. Lo que originó lasuscripción del contrato para la prestación de serviciosadministrativos, operativos y de mantenimiento a estaúltima, cuyas instalaciones abarcan tres subestacionesy la línea de transmisión de doble terna Mantaro -Cotaruse - Socabaya de 603.29 kilómetros de longitud.

Paralelamente, se continuó con la formulación delproyecto de telecomunicaciones con Internexa,empresa del grupo ISA, para la instalación y operaciónde una red de fibra óptica sobre la infraestructura en220 kV, en el tramo comprendido desde la subestaciónSan Juan, en Lima, hasta la subestación Zorritos, enTumbes, con una longitud de 1,220 kilómetros.

Por otro lado, con el objetivo de restablecer elequilibrio económico del contrato de concesión, el 26de julio del 2006 se suscribió una adenda con elMinisterio de Energía y Minas, que permitirá larecuperación de los ingresos adicionales a laremuneración anual garantizada (RAG), cuyarecaudación fue afectada desde el inicio del contrato deconcesión. Su aplicación se dará a partir de mayo del2007.

En cuanto a la gestión administrativa, REP se enfocó enla implementación de su modelo de gestión, que en el2006 se centró en desarrollar el capital organizacionaly el alistamiento del capital humano. Asimismo, siguiócon el fortalecimiento de la cultura organizacional y lagestión social, buscando asegurar sus compromisosfrente a los diferentes grupos de interés en los queimpactan sus acciones. Cabe resaltar que el modelo degestión empresarial de REP fue destacado con laMedalla de Oro del premio nacional a la calidad queotorga la Sociedad Nacional de Industrias.

De igual manera, REP obtuvo el primer premio en lacategoría mejor comportamiento con el entorno internoy externo en el concurso de gobierno corporativoorganizado por Procapitales y la Universidad Peruanade Ciencias Aplicadas, que resaltaron las buenasprácticas implementadas y el permanente acercamientoy la buena relación con la comunidad, sus proveedores,trabajadores, clientes y empleados.

El 2007 se configura como un año favorable y demucha actividad, sobre todo en la generación ytransmisión de energía eléctrica; tanto en el ámbitointerno como en el externo, mediante el intercambio deenergía con Ecuador. Además de los proyectos endonde REP viene participando, se espera que duranteel 2007 empiecen los trabajos de ampliación en 72 MWa la capacidad de la central Machu Picchu, laconstrucción de la central El Platanal en la sierra deCañete, al sur de Lima, así como la construcción de laslíneas Machu Picchu - Cotaruse y el inicio de losestudios para tender una nueva línea entre Chilca yZapallal, al igual que la segunda línea Mantaro -Socabaya que servirá para llevar energía al norte deLima y al sur del país, respectivamente; todas estasiniciativas traerán nuevas oportunidades de negocio ydesarrollo para REP.

Finalmente, quiero agradecer el esfuerzo de los señoresdirectores y a todos los colaboradores de REP a lo largoy ancho del país, hombres y mujeres que trabajan enel financiamiento, diseño, construcción, mantenimientoy operación de las líneas de transmisión, haciendoposible que la corriente eléctrica fluya hasta nuestroshogares y nos permita una vida mejor.

En especial a los colaboradores con más de tresdécadas de servicio en el sector eléctrico peruano, aquienes dedicamos este informe anual. Gracias portejer las líneas de transmisión, gracias por vencer lasadversidades en un país de contrastes geográficos y delugares inaccesibles, gracias por la valentía mostradaen los momentos más difíciles de la violencia terroristaen la década de los ochenta, gracias por estar siempreahí, así la naturaleza azote con furia. Todo ese esfuerzoha determinado que hoy la electricidad llegue a lasciudades y pueblos en todo el Perú, y estoy seguro deque traspasará fronteras.

Javier G. Gutiérrez PemberthyPresidente del Directorio


A inicios de la década de los setenta, sólo el centro de la ciudad del Cusco y distritosaledaños contaban con energía eléctrica. Evaristo Quispe llegó al sector eléctrico a travésde la Corporación de Reconstrucción y Fomento del Cusco con tan sólo 17 años de edad. Sutrabajo consistió en tender los cables subterráneos y aéreos de alumbrado público einstalaciones domiciliarias en diversos asentamientos humanos. Hoy trabaja comoasistente de la subestación de Quencoro de REP, en la ciudad del Cusco.

EVARISTO QUISPE 37 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1963Investigación de campo

de proyecto Mantaro

Información de la empresa

Red de Energía del Perú es una empresa peruana que forma parte del

grupo empresarial ISA, considerado el mayor transportador internacional

de energía en Latinoamérica.

ASUNTOS DE LA SOCIEDAD

El objeto de la sociedad es desarrollar, principalmente, actividades de transmisión de energía eléctrica. Tambiéncomprende otros servicios conexos en el campo eléctrico y actividades en el sector telecomunicaciones, tales comoservicios portadores, servicios de difusión, servicios de valor añadido y servicios finales.

Mediante la prestación efectiva, rentable y sostenible de sus servicios, y con un plan de inversiones a largoplazo, REP contribuye al desarrollo del mercado eléctrico del país y sus comunidades, generando valor parasus accionistas, propiciando el desarrollo integral del personal, satisfaciendo las expectativas de los clientes,buscando estándares de clase mundial y comprometidos con el mejoramiento continuo y la responsabilidadsocial.

Tipo de sociedad Sociedad AnónimaRUC 20504645046C.I.I.U. 40104Domicilio legal Avenida Canaval y Moreyra 522. Piso 11, San Isidro.Teléfono (51-1) 712 6600 Fax (51-1) 712 6845Página web http://www.rep.com.peAuditor externo PricewaterhouseCoopersClasificadoras de riesgo Apoyo & Asociados Internacionales

Equilibrium Clasificadora de Riesgos S.A.

Constitución de la empresa

Red de Energía del Perú fue constituida el 3 de julio del2002 e inscrita en la oficina registral de Lima y Callaocon la partida N° 11393349 del Registro de PersonasJurídicas. Tiene como socios fundadores aInterconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) y TranselcaS.A. E.S.P., ambas compañías del sector energía enColombia. REP se constituye para explotar, operar y

efectuar el mantenimiento de la infraestructuraeléctrica de los sistemas de transmisión del Estadoperuano (Etecen y Etesur) por un período de 30 años.

El proceso se inició en diciembre del 2001, mediante lalicitación pública especial internacional, como parte delproceso de promoción de la inversión privada, para laentrega en concesión de los sistemas de transmisióneléctrica de ambas empresas. El 5 de junio del 2002,


Información de la empresa

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34 AÑOS DE LOS GRANDES SISTEMAS DE TRANSMISIÓN EN EL PERÚ | MEMORIA ANUAL 2006

mediante subasta pública, ISA obtuvo la buena pro yrecibió en concesión los derechos de explotación de lossistemas de transmisión eléctrica, que estaban a cargode Etecen y Etesur. El 31 de julio del 2002 se incorporócomo accionista la Empresa de Energía de Bogotá S.A.E.S.P. (EEB), que adquirió el 40% de la sociedad.

Adjudicada la buena pro, se constituyó REP, y susoperaciones empezaron el 5 de setiembre del 2002,fecha en la que se firmó el contrato mediante el cualISA cede sus derechos de concesión a REP, quedandoesta última como sociedad concesionaria y la primeracomo operador estratégico calificado de la concesión.

El directorio de REP está integrado por cincodirectores titulares y cinco directores alternoselegidos por la Junta General de Accionistas por unperíodo de dos años, quienes pueden ser reelegidosindefinidamente.

Estatuto social

En Junta General de Accionistas del 31 de octubre del2003 se aprobó la nueva versión del estatuto social deREP, que consta de 64 artículos, habiéndose inscrito di-cho acto en Registros Públicos el 17 de mayo del 2004.

El propósito fundamental del nuevo texto del estatutoes complementar algunas disposiciones que se aplicana los accionistas de la empresa, ajustándose a lalegislación del Perú.

ESTRUCTURA DE LA PROPIEDAD

El capital de la sociedad autorizado, suscrito ypagado al 31 de diciembre del 2006 estárepresentado por 72’160,000 acciones comunes deun valor nominal de S/.1 cada una. De conformidadcon la legislación vigente, el capital social a la fechaindicada asciende a US$23’682,675.

Accionista N° de Participaciónacciones accionaria

Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 21’648,000 30%Transelca S.A. E.S.P 21’648,000 30% Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P 28’864,000 40%

Acciones con derecho a voto:Tenencia N° de Porcentaje

accionistas de participación

Menor al 1% - -Entre 1% y 5% - -Entre el 5% y 10% - -Mayor al 10% 3 100%Total 3 100%

Acciones sin derecho a voto: No aplicaTenencia N° de Porcentaje

accionistas de participación

Menor al 1% 0 0Entre 1% y 5% 0 0Entre el 5% y 10% 0 0Mayor al 10% 0 0Total 0 0

Acciones de inversión: No aplicaTenencia N° de Porcentaje

titulares de participación

Menor al 1% 0 0Entre 1% y 5% 0 0Entre el 5% y 10% 0 0Mayor al 10% 0 0Total 0 0


El país pasaba por un período de retraso en el abastecimiento de energía eléctrica.Máximo García fue parte del equipo que puso en marcha el primer grupo de la CentralHidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo el 6 de octubre de 1973. Fue el inicio de lahistoria de los grandes sistemas interconectados de transmisión de alta tensión en el Perú.Hoy trabaja como operador del sistema del centro de control de REP en Lima.

MÁXIMO GARCÍA 35 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO


Administración de la empresa

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DIRECTORIO DE RED DE ENERGÍA DEL PERÚAl 31 de diciembre del 2006

TitularesJavier Genaro Gutiérrez Pemberthy (presidente)Jorge Hernán Cárdenas SantamaríaGuido Alberto Nule AminAstrid Martinez Ortiz (vicepresidente)Ernesto Moreno Restrepo

AlternosJulián Darío Cadavid Velásquez (*)César Augusto Ramírez RojasBrenda Rodríguez TovarHenry Navarro SánchezJorge Armando Pinzón Barragán

(*) Asumió la dirección alterna en reemplazo de AnaMercedes Villegas Mejía desde noviembre del 2006.

TRAYECTORIA PROFESIONAL DE LOS DIRECTORES

■■ Javier Genaro Gutiérrez Pemberthy Ha sido presidente del directorio de REP desde el31 de julio del 2002. Ocupó el cargo de gerentegeneral de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA)desde 1992 hasta enero del 2007. Recibió el títulode ingeniero civil de la Universidad de los Andes,Bogotá; cuenta con una especialización enfinanzas de la Universidad EAFIT y una maestríaen ingeniería industrial de la Universidad de losAndes. Participa en el sector eléctrico desde 1975,cuando se vinculó a ISA como ingeniero. Haocupado varias posiciones en la organización,entre ellas: jefe de la sección planeamiento de lageneración, jefe de planeamiento de la expansióny jefe de la oficina de planeación. Desde enero del2007 ocupa la presidencia de la EmpresaColombiana de Petróleos (Ecopetrol).

■■ Jorge Hernán Cárdenas Santamaría Se desempeña como director de REP desde el 14

de noviembre del 2002. Es ingeniero industrial dela Universidad de los Andes y posee unamaestría en administración. Actualmente esdirector de la firma Oportunidad Estratégica. Hasido director de la Fundación Corona (2003-2005), decano de la facultad de Administraciónde la Universidad de los Andes (1997-2003),asesor especial del secretario general de laOrganización de Estados Americanos desde 1995hasta 1997, consejero presidencial para lamodernización del Estado en la Presidencia de laRepública de Colombia desde 1992 hasta 1994,vicerrector general de la Universidad Nacional deColombia desde 1989 hasta 1992, y jefe de ladivisión especial de Corporaciones Regionales delDepartamento Nacional de Planeación desde1986 hasta 1989.

■■ Guido Alberto Nule Amin Se desempeña como director de REP desde el 31 dejulio del 2002. Desde setiembre de 1998 hasta laactualidad ocupa el cargo de gerente general enTranselca. Es economista de la Universidad delAtlántico, Barranquilla. Cuenta con un diplomado enbanca de desarrollo en American University, EstadosUnidos. Ha sido presidente de Promigas desde 1983hasta 1992, ministro de Comunicaciones deColombia en 1992, ministro de Minas de Colombiadesde 1992 hasta 1994, consultor y asesor deempresas desde 1994 hasta 1998.

■■ Astrid Martínez OrtizDirectora de REP desde marzo del 2006. Ocupa elcargo de gerente general de Empresa de Energíade Bogotá (EEB) y presidente de la AsociaciónNacional de Empresas de Servicios PúblicosDomiciliarios. Es economista egresada de laUniversidad Nacional de Colombia. Cuenta con unmagíster en economía de la Universidad de losAndes, así como un doctorado en economía por laUniversidad Estadual de Campinas, Brasil. Ha sidogerente general de Empresa de Transporte delTercer Milenio y directora de planeacióncorporativa en Ecopetrol.



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1964Ubicación de la central

Mantaro

■■ Ernesto Moreno RestrepoSe desempeña como director de REP desde el 31 dejulio del 2002. Actualmente ocupa el cargo de gerentede transmisión en Empresa de Energía de Bogotá(EEB). Es de profesión ingeniero eléctrico, egresado dela Universidad de los Andes, Bogotá. Cuenta con unaespecialización en administración de empresas ymercadeo de la Universidad de los Andes. Ha sido jefede división de planeamiento eléctrico en EEB y tieneuna experiencia laboral de 25 años.

■■ Ana Mercedes Villegas MejíaHa sido directora alterna de REP desde el 22 dejulio del 2005 hasta el 16 de noviembre del 2006.Desde el 29 de setiembre del 2006 se desempeñacomo Directora de Gestión Organizacional enCompanhia de Transmissão de Energia ElétricaPaulista, cargo que asumió luego de haber sidogerente de Transporte de Energía de ISA desdeel 2005. Recibió el grado de ingeniero electricistade la Universidad Pontificia Bolivariana deColombia. Es máster en planificación de recursoshidráulicos de la Universidad Nacional deColombia. Se ha desempeñado en el sectoreléctrico desde su vinculación a ISA en 1985como ingeniero. Ha ocupado diferentes cargos enla organización, entre ellas: directora dePlaneación Energética, directora de Desarrollodel STE, Directora de Gestión deMantenimiento.

■■ Julián Cadavid Velásquez Es director alterno de REP desde noviembre del2006. Actualmente es gerente del sistema detransmisión de energía (e) de ISA. Ha sido gerentede transmisión de REP desde setiembre del 2002hasta junio del 2005. Es ingeniero electricista deprofesión y se ha desempeñado como ingeniero deoperación del centro de control nacional, directorde operación y director de mantenimiento en ISA.

■■ César Augusto Ramírez Rojas Se desempeña como director alterno de REP desdeel 31 de julio del 2002. Es gerente de estrategia

corporativa de ISA desde el 2005. Es ingenieroelectricista de la Universidad Nacional de Colombia,especializado en gerencia de la calidad de laUniversidad EAFIT y máster en investigaciónoperacional de la Universidad Strathclyde. Sevinculó a ISA en 1980 como ingeniero. Fue directorde relaciones sectoriales, jefe del departamentode planeación energética, jefe del departamentode planeación de operaciones y gerenteadministrativo.

■■ Brenda Rodríguez Tovar Es directora alterna de REP desde el 31 de julio del2002. Actualmente ocupa el cargo de gerentefinanciera en Transelca. Es economista de laUniversidad Simón Bolívar, cuenta con un posgradoen administración financiera otorgado por laUniversidad del Norte de Colombia. Se desempeñóanteriormente como subgerente financiera en Terpeldel Norte y tiene una experiencia laboral de 17años.

■■ Henry Navarro Sánchez Se desempeña como director alterno de REP desdeel 31 de julio del 2002. Actualmente ocupa el cargode gerente de negocios corporativos en EEB. Esingeniero electricista de la Universidad Nacional deColombia. Cuenta con una maestría en sistemas depotencia de la Universidad Nacional de Colombia yen ingeniería eléctrica de la Universidad deManchester, Inglaterra. Se desempeñóanteriormente como director de planeación ytransmisión y desarrollo en EEB. Su experiencialaboral es de 28 años.

■■ Jorge Armando Pinzón Barragán Se desempeña como director alterno de REP desdeel 31 de julio del 2002. Actualmente ocupa el cargode gerente financiero y administrativo en EEB. Eseconomista de la Universidad Nacional de Colombia.Cuenta con una especialización en impuestos en laUniversidad Externado de Colombia. Ha sido jefe dedivisión de planeamiento financiero en EEB y tieneuna experiencia laboral de 33 años.


Administración de la empresa

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PRINCIPALES EJECUTIVOS

■■ Carlos Ariel Naranjo Valencia Se desempeña como gerente general de REPdesde setiembre del 2002. Es ingeniero electricistade profesión, cuenta con una maestría entransmisión y distribución de energía eléctrica dela Universidad de Manchester y es diplomado enalta gerencia por la Universidad de los Andes.Anteriormente se desempeñó como gerente deproducción y otros puestos relacionados con latransmisión de energía en ISA. Cuenta con unaexperiencia laboral de 29 años.

■■ José Miguel Acosta Suárez Se desempeña como contralor de REP desdesetiembre del 2002. Es ingeniero eléctrico deprofesión, posee una especialización en finanzas ycuenta con una maestría en administración deempresas otorgadas por la Universidad de losAndes; es auditor interno certificado CIA por elInstituto de Auditores Internos IIA. Ha sido jefede oficina de control interno de EEB, además deocupar distintos cargos técnicos y administrativosen EEB y otras empresas del sector. Cuenta conuna experiencia laboral de 25 años.

■■ Alberto Muñante Aquije Se desempeña como gerente de operación delsistema en REP desde setiembre del 2002. Esingeniero electricista de profesión y posee estudiosde especialización en control moderno de sistemasde potencia en la Universidad Federal de SantaCatarina, Brasil, y en administración de empresasen ESAN. Asimismo, cuenta con una maestría enadministración de negocios en la URP. Anteriormentese desempeñó como gerente de operaciones, jefede control de operaciones y jefe de ingeniería demantenimiento en Etecen, así como supervisor delcentro de control en Electroperú. Cuenta con unaexperiencia laboral de 27 años.

■■ Jorge A. Echeverría Restrepo Es gerente de transmisión en REP desde el 14 dejulio del 2005. Es ingeniero electricista deprofesión, especialista en alta gerencia de laUniversidad Industrial de Santander, con estudiosde posgrado en ingeniería de mantenimiento de laUniversidad Federal de ITAJUBA MG, Brasil. Hasido director de un centro de transmisión deenergía de ISA. Cuenta con una experiencialaboral de 25 años en el sector eléctrico.

■■ Jaime Falquez Ortiga Se desempeña como gerente de finanzas en REPdesde setiembre del 2002. Es ingeniero industrialde profesión y posee un posgrado en finanzas, asícomo una maestría en administración deempresas otorgada por la Universidad del Norte,Colombia. Anteriormente se desempeñó como jefedel departamento de planeación financiera de laempresa colombiana Transelca S.A., pertenecienteal Grupo ISA y analista senior en planeaciónfinanciera de la también colombiana PromigasS.A., en el rubro de transporte de gas natural.Cuenta con una experiencia laboral de 12 años.

■■ Luis Miguel Lazo Velarde Labora en REP desde setiembre del 2002,inicialmente como gerente de comercialización yactualmente como gerente de negocios. Esingeniero electricista de profesión, con estudios deespecialización en administración de empresas enESAN y de posgrado en transmisión y distribuciónde energía en la Universidad de Trondheim, Norue-ga. Anteriormente se desempeñó como gerente deplaneamiento y finanzas, gerente de administracióny finanzas, gerente de proyectos, jefe de unidad deplaneamiento eléctrico de Etecen y como jefe deunidad de líneas de transmisión en Electroperú.Cuenta con 29 años de experiencia laboral.

■■ María del Pilar Villacorta Saroli Es gerente de administración de REP desde marzodel 2003. Es licenciada en administración deprofesión, cuenta con una maestría en adminis-tración de empresas en la Universidad del Pacífico.Anteriormente se desempeñó como ejecutiva enlas empresas Z Gas Andino, Minka y Ransa.Cuenta con una experiencia laboral de 12 años.

■■ Vidal Galindo Verástegui Es jefe del departamento de asesoría jurídica desdesetiembre del 2002. Es abogado de profesión de laPontificia Universidad Católica del Perú, cuenta conuna maestría en economía y derecho de laregulación y con un diplomado en direcciónestratégica de empresas de la Universidad delPacífico. Anteriormente se desempeñó como jefe dela asesoría legal de Etecen, gerente legal de laCorporación Nacional de Desarrollo (antecesora delFonafe), gerente legal de Inversiones Cofide S.A.,jefe legal de Esvicsac y ha ejercido función públicade confianza en la Presidencia del Consejo deMinistros y ministerios de Justicia y de la Presidencia.Cuenta con una experiencia laboral de 25 años.



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1965Estudio de Línea de

transmisión Mantaro-Lima

INFRAESTRUCTURA DE LA RED

Para una máxima eficiencia, Red de Energíadel Perú S.A. está organizada endepartamentos de transmisión (DT)distribuidos geográficamente en el país.Cuenta con 45 subestaciones y 5,398.6kilómetros de circuitos de 60, 138 y 220 kVque unen 19 departamentos del Perú,incluida la interconexión entre Perú yEcuador.

REP garantiza el óptimo funcionamiento delsistema interconectado nacional, mediantesus dos centros de control, los cuales estánubicados en Lima, uno, y otro como respaldoen Arequipa. Desde éstos se realiza toda laoperación y control del sistema detransmisión de REP.

Las instalaciones de transmisión eléctricaestán distribuidas geográficamente en cuatrodepartamentos de transmisión:

Departamento de Transmisión NorteSede: Chiclayo.Subsede: Chimbote.Subestaciones: Zorritos, Talara, PiuraOeste, Chiclayo Oeste, Guadalupe, TrujilloNorte, Chimbote 1, Paramonga Nueva.

Departamento de Transmisión CentroSede: Lima. Subsede: Pisco.Subestaciones: Huacho, Zapallal, Ventanilla,Chavarría, Santa Rosa, San Juan,Callahuanca, Independencia, Ica, Marcona,San Nicolás.

Departamento de Transmisión EsteSede: Huánuco.Subsede: Huancayo.Subestaciones: Pachachaca, Pomacocha,Huayucachi, Huancavelica, Paragsha 2,Huánuco, Tingo María, Aucayacu, Tocache.

Departamento de Transmisión Sur Sede: Arequipa.Subsede: Cusco.Subestaciones: Callalli, Santuario,Socabaya, Cerro Verde, Repartición,Mollendo, Moquegua, Toquepala, Quencoro,Combapata, Tintaya, Cachimayo, Abancay,Ayaviri, Juliaca, Azángaro, Puno.


La ciudad de Tacna se alimentaba de energía eléctrica de la central térmica de Calana, peroera insuficiente. José Mamani estuvo presente en el montaje de la central hidroeléctrica deAricota en 1967, que tuvo por objetivo eliminar los apagones en Tacna y Toquepala,abastecer del servicio de manera continua y eliminar el consumo de petróleo. Hoy trabajacomo técnico de mantenimiento de REP en la ciudad de Huánuco.

JOSÉ MAMANI35 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1965Laboratorios de

aisladores de Conchán

El Grupo Empresarial ISA es uno de los protagonistas delsector eléctrico en Latinoamérica, tiene presencia en los países dela Comunidad Andina (CAN) y del Mercado Común del Sur (Mercosur),mientras que en el sector telecomunicaciones mantiene suliderazgo como portador de portadores en el mercado colombiano.

Contexto empresarial

GRUPO EMPRESARIAL ISA

El Grupo Empresarial ISA es uno de los protagonistasdel sector eléctrico en Latinoamérica, tiene presenciaen los países de la Comunidad Andina (CAN) y delMercado Común del Sur (Mercosur), mientras que enel sector telecomunicaciones mantiene su liderazgocomo portador de portadores en el mercadocolombiano. Desarrolla sus actividades mediante suempresa matriz, Interconexión Eléctrica S.A. (ISA).

Cuenta con ocho empresas en el sector energía(ISA, Transelca, ISA Perú, REP, ConsorcioTransmantaro, ISA Bolivia, Companhia deTransmissão de Energia Elétrica Paulista y XM–Compañía de Expertos en Mercados–) y dos en elsector telecomunicaciones (Internexa y FlycomComunicaciones). Adicionalmente, ha constituido enBrasil la compañía ISA Capital do Brasil, que actúacomo vehículo de inversión para desarrollar nuevosnegocios.

En el negocio de la energía eléctrica el Grupo ISAofrece en su portafolio el transporte y los serviciosasociados, así como la operación y administración demercados de energía. En telecomunicaciones brinda asus clientes los servicios portador de portadores yde valor agregado.

Con 36,617 kilómetros de circuitos de alta tensión, elGrupo se ha constituido en uno de los mayorestransportadores internacionales de energía eléctricade Sudamérica. En el sector telecomunicaciones tieneuna participación en el mercado colombiano del63.7% en el transporte del servicio portador, y del35.4% del transporte de Internet.

ESTRATEGIA DE CRECIMIENTO

El Grupo Empresarial ISA busca ser reconocido comoel más eficiente en la prestación de sus servicios enel mercado latinoamericano. Mediante la aplicación yel desarrollo de sus ventajas competitivas, basadasen cerca de 40 años de experiencia en el sectoreléctrico colombiano, el Grupo continuará explorandonuevas oportunidades internacionales de negocios enlos sectores energía y telecomunicaciones.

Los mercados de interés para el crecimiento delGrupo son: la CAN, el Mercosur y el Sistema de laIntegración Centroamericana (SICA).

La estrategia de crecimiento le permitirá al GrupoEmpresarial ISA:■ Avanzar en el proceso de internacionalización.■ Consolidarse como el principal transportador en

Latinoamérica.■ Materializar su aspiración de destacarse como

operador y administrador de mercados.■ Ampliar su presencia y participación en el

mercado eléctrico.■ Incursionar en el transporte de gas.■ Contribuir al proceso de integración de mercados

energéticos en América Latina.



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EMPRESAS DEL GRUPO ISA

SECTOR ENERGÍA

techo soberano de la República de Colombia, y deBBB- en moneda local.

El negocio fundamental de ISA es el transporte deenergía eléctrica a alto voltaje. Con 9,247 km decircuito, ISA es dueña del 71.5%1 del Sistema deTransmisión Nacional y presta el servicio del conexiónal mismo.

Es socia de la Empresa Propietaria de la Red, queconstruye el Sistema de Interconexión Eléctrica paraAmérica Central (inicialmente con 1,790 kilómetrosde línea a alto voltaje entre Panamá y Guatemala).

En julio del 2006, el Grupo ISA se consolidó como unjugador regional importante, con la adquisición,mediante el vehículo de inversión ISA Capital DoBrasil, del 50.12% de las acciones ordinarias (21%del capital total), lo que le permite ejercer el controlsocietario de la Companhia de Transmissão deEnergia Elétrica Paulista, la principal transmisora deelectricidad del Estado de São Paulo. En enero del2007, mediante una oferta pública de acciones,adquiere el 39.28% adicional de las accionesordinarias, consolidando así la propiedad del 89.40%de las acciones ordinarias y el 37.46% del capitaltotal de la compañía.

En noviembre del 2006, ISA continuó su proceso defortalecimiento en el mercado brasilero al adjudicarseuno de los lotes de la subasta 005/2006-ANEEL parala construcción y operación de una línea detransmisión a 500 kV con 172 kilómetros deextensión en el estado de Minas Gerais.

La última incursión en Perú se dio en el 2006,cuando ISA y EEB adquirieron el 100% delConsorcio Transmantaro S.A., compañíatransportadora de energía que opera una red queinterconecta la región del centro norte con la costadel sur peruano.

En Colombia, ISA puso en servicio en formaanticipada, a finales de diciembre del 2006, la líneade Interconexión Eléctrica Primavera-Bacatá, a 500kV y obras asociadas, con una longitud de 300kilómetros. En marzo del 2007 terminará el ProyectoBolívar-Copey-Ocaña-Primavera, con 655 kilómetrosadicionales de línea a 500 kV que unirán la costaatlántica con el interior del país, permitiendoaumentar la capacidad de transferencia de energíaentre las dos regiones.

Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) - ColombiaInterconexión Eléctrica S.A. (ISA), matriz del GrupoISA, es la mayor empresa de transmisión de energíaen Colombia y única transportadora con cubrimientonacional. Su accionista mayoritario es el Estadocolombiano con una participación del 55.87%, entanto que el 26.563% de las acciones de la empresase cotiza libremente (free float) en la Bolsa deValores de Colombia.

LA NACIÓN 55.87%

EPM 10.06%

EEB 1.72%

ECOPETROL 5.78%

INSTITUCIONALES 11.22%

F.I. EXTRANJERO 0.96%

ISA ADR PROGRAM 0.47%

P. NATURALES 12.23%

P. JURÍDICAS 1.68%

Composición accionaria

Diciembre 2006*

* Al 31 de diciembre del 2006, las acciones en circulación de ISA ascendieron a 1,019,267,163.

En el 2006 la acción de ISA fue negociada en las 242ruedas de la Bolsa de Colombia, ubicándose entre lasacciones de mayor bursatilidad en el mercado. Al 31de diciembre del 2006, la acción cerró a un precio de$5,910, alcanzando una valorización de 4.60%.

ISA tiene inscritas sus acciones en Estados Unidos,mediante un Programa de ADR (American DepositaryReceipts Nivel I), las que se negocian en el mercadoOTC (Over The Counter) del NASDAQ. Además, hasido pionera en emisiones de bonos a largo plazo, alcolocar bonos tipo bullet a 15 años (7 de diciembredel 2004) y 20 años (7 de abril del 2006), ambasemisiones con opción de prepago (callable). Estasemisiones cuentan con calificación local AAA y unacalificación internacional para ISA de BB en monedaextranjera otorgada por Standard and Poor’s, igual al

1. Medido sobre el Valor de Reposición a Nuevo de la Red, con base en costos unitarios (Res. CREG 026/1999) al 31 de diciembre del2006.



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1968Avenida Tacna esquina con

Nicolás de Piérola

En su función de transportador, ISA administra ymantiene los activos de las interconexionesinternacionales Colombia-Venezuela a 230 mil voltios,Colombia-Ecuador a 230 y 138 mil voltios, la cualhace viable las transacciones internacionales deelectricidad (TIE), a cargo de su filial XM, fase previade la integración regional de los mercados.

Además del Transporte de Energía en el Sistema deTransmisión Nacional y la Conexión al SistemaInterconectado Nacional, ISA brinda a sus clientes unportafolio de servicios asociados al transporte deenergía, tales como: estudios de expansión yoptimización de redes eléctricas, desarrollo integralde proyectos de infraestructura y mantenimiento desistemas de transmisión.

Como parte de su proceso de mejoramiento continuo,en el 2006 el Instituto Colombiano de NormasTécnicas (Icontec) renovó a ISA la certificación delSistema de Gestión de Calidad (referencia ISO 9001versión 2000) para el Servicio de Transporte deEnergía. Adicionalmente ISA adelanta los procesos decertificación de la ISO 14001 en Gestión Ambiental, yla OHSAS 18001 en Seguridad y Salud Ocupacional.

ISA ha sido ejemplo por su modelo de gobiernocorporativo, que involucra las relaciones entre laadministración de la Empresa, su Junta, susaccionistas y los demás agentes económicos coninterés en la compañía para garantizar la integridadética empresarial, el adecuado manejo de susasuntos, el respeto por los que invierten en ella, elcumplimiento de los compromisos con sus grupos deinterés y el conocimiento público de su gestión.

ISA ha adoptado también un concepto común deresponsabilidad social para generar confianza ycontribuir al desarrollo sostenible de las sociedadesdonde tiene presencia, así como para lograr equilibrioen las relaciones entre las empresas del Grupo y suspartes interesadas. En este sentido, ISA tiene encuenta el Código de Buen Gobierno y se adhirió alPacto Global promovido por Naciones Unidas.

Transelca - ColombiaEn esta compañía, ISA participa con el 99.9967% dela propiedad accionaria. Transelca es la segundaempresa de transmisión de energía eléctrica enColombia. Con 1,531 kilómetros de circuito, posee el9.3%2 del Sistema de Transmisión Nacional.

En funcionamiento desde 1998, es una compañía encontinuo mejoramiento que goza de un muy buen índicede satisfacción de los clientes. Cuenta con Certificaciónde Calidad ISO 9001, versión 2000, del Icontec.Asimismo, tiene calificación AAA de riesgo crediticiopara su emisión de bonos, en el mercado local.

Transelca ofrece al sector eléctrico y a la industrianacional los servicios de transporte de energía eléctricaen el Sistema de Transmisión Nacional, conexión alSistema Interconectado Nacional, en la costa atlánticay servicios asociados al transporte de energía.

2. Medido sobre el Valor de Reposición a Nuevo de la Red, con base en costos unitarios (Res. CREG026/1999) al 31 de diciembre del 2006.

Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) - PerúEn ISA Perú, ISA tiene una participación directa de28.07%, e indirecta del 54.86% por medio de su filialTranselca; el 17.07% restante lo posee la empresaperuana AC Capitales.

La red de transmisión de ISA Perú está conformada por392 kilómetros de circuito. Dichas líneas ofrecen mayorconfiabilidad al sistema eléctrico peruano al aumentarla capacidad del transporte de energía desde loscentros de producción hasta los centros de consumo;permiten la reducción de tarifas del servicio en algunaslocalidades donde funcionaban sistemas aislados yfavorecen el desarrollo de los centros mineros.

ISA Perú se constituyó en el 2001 con el objeto dedesarrollar la concesión otorgada por el gobiernoperuano para la construcción y explotación, por 30años, de las líneas de transmisión Pachachaca-Vizcarra, a 220 kV, y Aguaytía-Pucallpa, a 138 kV, lascuales entraron en operación en el 2002.


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Red de Energía del Perú S.A. (REP)En esta empresa, ISA tiene una participación directadel 30%, y de manera indirecta del 30%, mediantesu filial Transelca. Por otro lado, la Empresa deEnergía de Bogotá (EEB) participa con el 40%.

Con REP, el Grupo Empresarial ISA se consolidó como elmayor transportador de energía en el Perú. Su infraes-tructura la conforman 5,398.6 kilómetros de circuito de60, 138 y 220 kV, que unen 19 departamentos del país,incluida la Interconexión entre el Perú y Ecuador.

En asociación con la empresa ecuatorianaTranselectric, REP realizó el proyecto deinterconexión con Ecuador (línea Zarumilla-Zorritos a220 mil voltios) para la integración e intercambioenergético entre las dos naciones.

Constituida en el 2002, la empresa ofrece serviciosde transmisión de energía eléctrica; serviciosasociados, entre los que se cuentan servicios deoperación y mantenimiento de instalaciones detransmisión prestados a importantes empresasmineras y de transporte de energía del país, yservicios técnicos especializados.

El Consorcio Transmantaro, de altos indicadores derentabilidad y eficiencia, cuenta con una red de trans-misión eléctrica de 1,207 kilómetros de circuito a 220kV entre la localidad de Campo Armiño, Huancavelicay Socabaya, Arequipa, interconectando los dos princi-pales subsistemas de transmisión del Perú.

Con esta adquisición el Grupo ISA afianza su presenciaen Latinoamérica como el mayor transportadorinternacional de energía y se consolida en el Perúlogrando mayores sinergias en la operación del sistemaeléctrico, mediante su filial, REP.

Consorcio Transmantaro S.A. - PerúInterconexión Eléctrica S.A. (ISA), con unaparticipación directa del 60%, y la Empresa deEnergía de Bogotá (EEB), con el 40%, adquirieron lapropiedad accionarial del Consorcio TransmantaroS.A., firma transportadora de energía ubicada en elPerú, que interconecta la región del centro norte conla costa del sur peruano. La concesión, con vigenciahasta el 2031, fue adquirida luego de un procesoprivado con Hydro Québec Internacional y FSTQ(Fondo de Solidaridad de trabajadores de Québec), ycon Etecen, del gobierno peruano.

Interconexión Eléctrica (ISA) - Bolivia En ISA Bolivia, ISA tiene una participación directa del51% y de manera indirecta del 48.99% porintermedio de Transelca, y 0.01% medianteInternexa. Esta empresa es el segundo transportadorde energía de Bolivia y posee 588 kilómetros decircuito y opera las líneas Santiváñez-Sucre, Sucre-Punutuma y Carrasco-Urubó.

El sistema de transmisión construido por ISA Boliviaentró en operación comercial en el 2005 y hapermitido eliminar las restricciones en elabastecimiento de los sistemas sur y oriental delpaís, y mejorar la calidad y confiabilidad de susistema interconectado.

ISA Bolivia fue constituida en el 2003 como resultadode la estrategia del Grupo para fortalecer supresencia en Latinoamérica, y cuando ISA ganó lalicitación abierta por el gobierno boliviano paraconstruir y operar, durante 30 años, las líneas quehoy administra. La empresa ofrece en su portafolio,servicios de transporte de energía a 230 kV, serviciosintegrales de conexión al sistema de transmisión yestudios eléctricos.

Con REP, el Grupo Empresarial ISA se consolidócomo el mayor transportador de energía en el Perú. Suinfraestructura la conforman 5,398.6 kilómetros de circuito de 60, 138 y220 kV, que unen 19 departamentos del país, incluida la Interconexiónentre el Perú y Ecuador.



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1971Construcción de línea

TRANSMISSÃOPAULISTA

Companhia de Transmissão de Energia ElétricaPaulista (CTEEP) - BrasilISA, mediante el vehículo de inversión ISA Capital doBrasil, consolida su participación accionarial enCTEEP, ubicada en el estado de São Paulo, al adquirirla propiedad del 89.40% de las acciones ordinarias yel 37.46% del capital total de la compañía. A su vez,Eletrobrás tiene una participación del 35.29%, elEstado de São Paulo, 9.39%; el Gobierno Federal,2.32% y Otros accionistas, 15.55%.

CTEEP opera, mantiene y amplía los sistemas detransmisión de energía eléctrica, propendiendo por larentabilidad del negocio con excelencia en laprestación del servicio, la satisfacción de losusuarios, la sostenibilidad del medio ambiente y larentabilidad adecuada para los accionistas,contribuyendo así al desarrollo económico y social dela comunidad.

Es responsable de un complejo sistema eléctricoconformado por 18,264 kilómetros de circuito entodo el estado de São Paulo. Posee además trescentros regionales y un centro de operación delsistema. Dispone de un sistema propio detelecomunicaciones que cuenta con 145 estacionesde microondas, 108 centrales telefónicas y cerca de1,800 kilómetros de cable de fibra óptica.

CTEEP es reconocida como una de las mejorescompañías del sector eléctrico en Brasil,transportando casi la totalidad de la energía que seconsume en São Paulo, 30% de toda la energíaproducida en el país y 60% de la electricidad que seconsume en el sudeste de Brasil.

XM, Compañía de Expertos en Mercados -Colombia En XM, ISA tiene una participación directa de 99.73%,y la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), la Corpo-ración Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico,la Financiera Energética Nacional y el Fondo deEmpleados de ISA, participan cada uno con el 0.067%.

XM inició operaciones el 1 de octubre del 2005, ydesarrolla las siguientes funciones: operación delSistema Interconectado Nacional Colombiano,administración del Mercado de Energía Mayorista, ycoordinación de las transacciones internacionales deelectricidad entre Colombia y Ecuador.

XM brinda a sus clientes servicios de consultoría enmercados de energía y sistemas eléctricos de potencia,capacitación y entrenamiento en operación yadministración de mercados de energía, y tecnologíapara mercados de energía y sistemas eléctricos depotencia.

SECTOR TELECOMUNICACIONES

Internexa - ColombiaISA participa del 99.99% de esta empresa, la única enColombia dedicada al negocio portador de portadores.Experta en el transporte de señales nacionales einternacionales de telecomunicaciones, presta servicios alas principales compañías en larga distancia, valoragregado, Internet, comunicaciones móviles y televisiónpor cable, entre otros. Ofrece cobertura total al poseer lared de transporte de telecomunicaciones más confiable yde mayor capacidad disponible en el país.

La empresa cuenta con 4,267 kilómetros de fibra ópticacon cubrimiento nacional, conexión a los principalescables submarinos que llegan a Colombia, en especial alsistema Arcos, del que es socio; una plataforma deacceso a Internet con conexión directa a los principalesproveedores en Estados Unidos y una red satelital con92 estaciones propias y 140 hospedadas con coberturaen Colombia, Venezuela y Ecuador.

Internexa tiene una inversión del 50% en Transnexa S.A.EMA, Empresa Multinacional Andina deTelecomunicaciones de Ecuador, que utiliza el cable deinterconexión de fibra óptica entre ese país y Colombia,y presta el servicio portador entre ambos países.

A finales del 2006 creó la filial Internexa S.A. en el Perú,en la cual posee una participación accionaria del99,99%. La nueva empresa construye una moderna redde fibra óptica que unirá el sur de Ecuador con Lima,mejorando la disponibilidad y la calidad de los serviciosen este país.


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Flycom Comunicaciones - ColombiaEs el primer operador en Colombia especializado enbanda ancha inalámbrica que presta servicios devalor agregado y telemáticos. Entró en operación enel 2002 y tiene presencia directa, comercial yoperativa, en las seis principales ciudades deColombia. ISA posee el 97.18% de la propiedad de laempresa.

Dispone de una red de acceso propia soportada en latecnología inalámbrica LMDS (Local MultipointDistribution System), la única licencia nacionaladjudicada por el gobierno para la explotación de unaplataforma de este tipo.

La infraestructura de red de Flycom se complementacon sistemas de radio punto a punto y con unaplataforma satelital operada y gestionada porInternexa.

Flycom cuenta con un portafolio de servicios que lepermite direccionar los diferentes requerimientos delos clientes de acuerdo con sus necesidades deconectividad, y formar redes de área metropolitana oextendida, con accesos locales avanzados del tipowireless por medio de tecnología LMDS y otrastecnologías de radio y cable.

Los servicios básicos de la empresa son Internetempresarial, transmisión de datos y soluciones dedata center. Entre los servicios de valor agregadoestán videoconferencia, streaming, aeronet y zonasWi-Fi.


Accionista Participación accionarial

Distrito Capital de Bogotá 81.54%Ecopetrol S.A. 7.35%Central Hidroeléctrica de Betania 3.81%Endesa Internacional S.A. 4.71%Enersis S.A. 1.41%Chilectra S.A. 1.06%Otros 0.12%Total 100.00%

Fuente: EEB

Energía

Energía

Energía

Energía

Telecomunicaciones

TelecomunicacionesInternexa participa conel 50% en Transnexa

ISA, socia de la EPR (12.5%)Proyecto SIEPACen construcción

BRASIL

TRANSMISSÃOPAULISTA

ACCIONISTA

Además de las empresas del Grupo ISA, ISA yTranselca, el otro accionista de la sociedad, con un40%, es Empresa de Energía de Bogotá.

Empresa de Energía de Bogotá (EEB) - ColombiaLa EEB, fundada en 1900, es una sociedad poracciones, constituida como una empresa de serviciospúblicos, asimilada a las sociedades anónimas,

Presencia del grupo empresarial ISA en Latinoamérica

conforme con las disposiciones de la Ley 142 de1994. La sociedad tiene autonomía administrativa,patrimonial y presupuestal, y ejerce sus actividadesdentro del ámbito del derecho privado. Actualmenteel principal accionista de EEB es la Ciudad de BogotáD.C. con el 81.54% del capital de la sociedad.



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

EEB es un grupo empresarial muy relevante en el sector energético colombiano y de América Latina que poseeinversiones en diferentes empresas:

En el subsector de gas natural, la participación de EEB es la siguiente:

■ En diciembre del 2006 EEB resultó adjudicatariadel proceso de enajenación de la participaciónestatal de los activos, derechos y contratos deEmpresa Colombiana de Gas, firma que cuentacon la red de transporte más extensa del país(3,609 kilómetros), una capacidad promedio detransporte de 330 mpcd y atiende las áreas conmayor población y desarrollo industrial enColombia.

■ Posee el 72% de la empresa transportadora degas Transcogas S.A. ESP (TCG), que transporta el75% de la demanda de gas de Bogotá y el 100%de la demanda de los municipios de la sabana deBogotá. Es la tercera compañía de transporte degas de acuerdo con el volumen transportado enColombia. La mayor parte de la infraestructura deTranscogas corresponde a red troncal, concapacidad de 100 mpcd.


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■ EEB posee el 25% de Gas Natural S.A. ESP, lamayor distribuidora y comercializadora de gasnatural en Colombia, con más de 1.300.000clientes en el mercado de Bogotá. Se estima queesta empresa tiene una cobertura del 88% delmercado potencial residencial en Bogotá y halogrado en los últimos años un incrementoimportante en el consumo de gas natural vehicular.

■ EEB transporta electricidad como la principalactividad operativa de la compañía,constituyéndose en la tercera mayor empresa detransmisión de energía de Colombia, donde operael 7.3% del total de activos de transmisión.

Posee y opera 691,8 kilómetros de circuitos a 230kV y tiene activos en 10 subestaciones a 230 kV(40 bahías de líneas, siete bahías de acople, cincobahías de seccionamiento y ocho móduloscomunes) y cinco bahías de compensacióncapacitiva a 115 kV.

Actualmente adelanta la construcción de 380 kmde línea y cuatro subestaciones asociadas para laSegunda Interconexión Colombia-Ecuador.

■ EEB posee el 51.51% de Emgesa (el 15.15%corresponde a acciones preferenciales), compañíacon una capacidad instalada a diciembre del 2006de 2.257 MW, la segunda generadora del país.Durante el 2006 Emgesa generó 10,357 GWh.

Emgesa adquirió en el 2006 TermoCartagena, plantatérmica a gas con 186 MW de capacidad instalada.

■ En Codensa S.A. ESP, EEB tiene el 51.51% (el

15.15% corresponde a acciones preferenciales),compañía que atiende el 25% del mercado dedistribución y comercialización en Colombia que adiciembre del 2006 atendía 2.138.497 clientes,ubicados en Bogotá y 95 municipios aledaños.

Codensa es la firma más grande del país en distribucióny comercialización que en el 2006 facturó 6.565 GWhcon un nivel de pérdidas de 8.9%.

■ EEB posee el 40% de REP, siendo esta última lacompañía de transmisión de energía eléctrica másimportante del Perú. REP controla el 52.55% decircuitos de 138 y 220 kV del mercado detransmisión del país.

En el 2006 EEB e ISA fueron adjudicatarios delConsorcio Transmantaro, en el Perú, con una líneade 603.29 kilómetros que une el sistema central conel sistema sur.

■ EEB posee el 16.2% de Electrificadora del Meta(EMSA), compañía distribuidora y comercializadorade energía eléctrica en la zona oriental de Colombiacon 173.000 clientes.

Igualmente, EEB participa con el 2.5% en Isagen,empresa de generación eléctrica que vende aproxi-madamente 10.000 Gwh/año y posee una participaciónaccionaria de 1.83% en el capital social de ISA.

A diciembre del 2006 EEB tiene un valor de activosequivalentes a US$2.591 millones y un patrimoniode US$2.293 millones, constituyéndose como uno delos grupos empresariales más importantes deColombia.

Por su parte, en el subsector electricidad la participación de la EEB es la siguiente:


La creación de la Corporación Eléctrica del Mantaro (Corman) fue decisiva para la puestaen marcha de la Central Hidroeléctrica Antúnez de Mayolo en 1973. En el Senati se habíacapacitado a un grupo de jóvenes técnicos, quienes, luego de sesiones teóricas y prácticas,fueron enviados a la central del Mantaro. Ángel Fernández fue uno de ellos y tuvo laoportunidad de operar la subestación de Campo Armiño y la represa de Tablachaca. Hoy esoperador del sistema en el centro de control de REP en Lima.

ÁNGEL FERNÁNDEZ 35 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO


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ENTORNO SOCIOECONÓMICO

En el marco del seguimiento de las variablesfundamentales del entorno del negocio, como son losaspectos político, económico, social y de desarrollodel sector eléctrico, que pudieron afectar lasdecisiones empresariales, se presenta el siguienteresumen de eventos registrados durante el 2006:

Aspecto macroeconómico Entre los acontecimientos internacionales de mayorrelevancia destacan el incremento del preciointernacional del petróleo, las eleccionespresidenciales en varios países sudamericanos, asícomo un incremento de acuerdos y negociacionescomerciales a nivel mundial.

Durante el 2006 el país registró un crecimiento enel PBI de 8.03%, impulsado por el ritmo deexpansión económica que se desarrolla en unentorno internacional favorable, alto nivel deconfianza de los consumidores y de los empresariosy con una aceleración del crecimiento de lainversión privada, de la productividad y del empleo.Por su parte, la inversión privada, a diferencia deaños anteriores, no sólo está asociada a proyectosde gran envergadura en minería y/o hidrocarburos,sino también a inversiones de empresas fuera dedichas actividades. Así, las importaciones de bienesde capital se vienen incrementando a tasas del20%, reflejando la existencia de nuevasoportunidades de negocios en diversos sectorestales como construcción, industria y comercio. Noobstante, es necesario indicar que a pesar delnotable incremento de la inversión en los últimostrimestres (cercanos al 20%), ésta aún se ubica pordebajo del 25% respecto del PBI, nivel consideradonecesario para lograr un crecimiento con tasas de 6ó 7% de manera sostenida. Por el lado sectorial,igualmente las actividades que muestran una mejorevolución son aquellas vinculadas con la demandainterna. De este modo, el sector construcción,sustentado por los proyectos residenciales y deinfraestructura tanto del sector privado comopúblico, y el de manufactura no primaria,especialmente de bienes de consumo e intermedios,han sido de los favorecidos por el actual cicloexpansivo de la economía.

El manejo adecuado de la política macroeconómica ylas características del entorno exterior permitieronfinalizar el 2006 con superávit fiscal pese al “shock deinversiones” y nuevos créditos suplementarios

solicitados por el Ejecutivo; esto es explicado por eldinamismo de la actividad económica, los altos preciosde los minerales de exportación y la menor ejecucióndel gasto público con respecto a lo programado.

Es destacable que los ratios de crecimiento,mencionados líneas arriba, se lograron acompañadosde una baja inflación, la cual alcanzó 1.14%. El alzainternacional del precio del petróleo y ladesvalorización del dólar tuvieron un impacto adversodebido al incremento en los costos de transporte ycarga, pese a lo cual fueron controlados con unabuena política monetaria y el incremento del fondode compensación del petróleo.

El riesgo-país medido por el spread del EMBI+Perúdisminuyó de 158 a 117 puntos básicos del 30 denoviembre al 29 de diciembre del 2006; estaevolución sigue la tendencia del resto de economíasemergentes de la región. En diciembre la agenciaclasificadora Standard & Poor’s elevó la calificacióndel Perú de BB a BB+ para el caso del créditosoberano a largo plazo en moneda extranjera ytambién la calificación del crédito soberano a largoplazo en moneda local de BBB- a BB+.

Al cierre del 2006, el precio internacional del petróleopresenta un incremento del 4.4%, el oro seincrementó en 23,2% y el cobre en 45,8%. De igualforma, los índices General y Selectivo de la Bolsa deValores de Lima acumularon ganancias de 168,3 y188,5%, respectivamente. En este sentido, ha sidoconsiderada durante el 2006 como una de las bolsasmás rentables del mundo.

Aspectos jurídico, tributario y laboralEn diciembre del 2006 el gobierno publicó un conjuntode modificaciones tributarias, que comprendenprincipalmente modificaciones a la Ley General del IGV,Impuesto a la Renta y Código Tributario.

Se aprobaron a nivel de la Comisión de Trabajo delCongreso de la República 12 artículos referidos a laLey General del Trabajo. Se aprobó mediante decretosupremo medidas complementarias defortalecimiento del sistema de inspección laboral anivel nacional.

Se formó una comisión de revisión de servidumbresdel Ministerio de Energía y Minas, la cual tiene unplazo perentorio para la elaboración de la propuestade solución a la ocupación de las áreas deservidumbre en concesión a REP.



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1972Mantenimiento en la

Subestación Mala

En el 2006 se aprobó la Ley 28832, la que permitirá laexpansión del sistema de transmisión enconcordancia con los requerimientos necesarios para garantizar elabastecimiento.

En el 2006 también se dieron pasos muy importantespara el cambio del marco legal del sector lográndoseaprobar la ley para asegurar el desarrollo eficiente dela generación eléctrica. Una de las características de laley es que crea un mecanismo de compensación paralos sistemas aislados de electricidad. Su finalidad escompensar una parte del diferencial entre los preciosen barra de sistemas aislados y los precios en barra delSistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), elcual será determinado en el reglamento.

El gobierno y Telefónica del Perú acordaron renegociarel contrato de concesión de telefonía fija, cuyo objetivofue ampliar la cobertura del servicio y fijar el monto dela renta básica, la portabilidad numérica, el cobro porsegundo y no por minuto, entre otros.

Aspecto socialUn aspecto que continúa sin reformas aún es el social,prestando atención a las reformas que permitanasegurar un mayor respeto a los derechos depropiedad de todos los ciudadanos, como son aquelloscambios de fondo que den cuenta de una mayorseguridad jurídica que tenga como marco general unacorrecta estructura de premios y castigos.

En ese sentido, la reforma de la justicia en el Perúserá central, no sólo en cuanto a contar con un PoderJudicial que asegure resultados que la sociedadperciba como justos, sino también en un correlatoadecuado de sanciones lógicas y consecuentes,recogidas en los códigos respectivos.

Otro impulsor clave para el crecimiento sostenido deun país lo constituyen las mejoras en educación. Elpaís ocupa uno de los últimos lugares en las pruebasde conocimiento que se toman a nivel mundial. Eneste campo, el gobierno ha dado buenas señales entratar de mejorar dicha situación, impulsando unesquema de evaluación a los maestros y alumnos,que a todas luces era necesario para empezar a darlos primeros pasos.

En cuanto a la reforma del Estado, es sabido que senecesita contar con recursos humanos de mejor calidady asignados eficientemente, considerando que son losencargados de hacer funcionar un Estado que debieraconstituirse como artífice del mejor funcionamiento delos mercados, y mediante ello alcanzar soluciones máseficientes para la sociedad. El nivel de empleo en elPerú aumentó a niveles superiores al 5% en el año,como consecuencia del crecimiento actual.

Sector EléctricoEl 2006 fue un nuevo año de continuo y sostenidocrecimiento de la demanda de la energía eléctrica en elPerú, situación que está llevando a copar la capacidadde las principales líneas de transmisión del sistema.Ante dicha situación, es necesaria la ejecución denuevos proyectos de inversión para concretar laconfiabilidad y continua disponibilidad del servicioeléctrico por intermedio de la expansión y elreforzamiento del sistema generado por el crecimiento.

En este sentido, en el 2006 se aprobó la Ley 28832, laque permitirá la expansión del sistema de transmisiónen concordancia con los requerimientos necesarios paragarantizar el abastecimiento. Sin embargo, también espertinente anotar que se requerirán por lo menos tresaños para que dichas inversiones se concreten poraplicación de este marco y puedan entrar en servicio,debido a que los proyectos asociados a cubrir lasbrechas requieren de planes, evaluaciones ynegociaciones; que para que ello ocurra, el Estadodebe definir políticas oportunas respecto al desarrolloenergético del país (interconexiones energéticas).

Para el sector eléctrico, la llegada del gas de Camiseafue sin duda el principal generador de nuevasinversiones. El grupo Suez, a través de su filialEnersur, inauguró la primera etapa de la central deChilca con una turbina a gas en ciclo abierto. Por suparte, Edegel, empresa del grupo Endesa, cuyafusión con Etevensa se hizo efectiva en junio pasado,completó su proyecto de ciclo combinado en la


En la segunda etapa de la central hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo se instalaroncuatro grupos generadores adicionales a los tres existentes y se aumentó dos tuberías depresión, alcanzando una potencia total de 798 MW. Juan Sarco contribuyó en esta etapa,así como en la supervisión para la implementación de la central Restitución, que completóuna potencia total de 1,008 MW en todo el complejo. Hoy es técnico de mantenimiento deREP en Huancayo.

JUAN SARCO35 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

central Ventanilla. Los incentivos de recuperaciónanticipada del IGV para las inversiones enhidroeléctricas también determinaron que Celepsa seenfoque en el desarrollo de su proyecto El Platanal.

En cuanto a la transmisión, lo más relevante fue lacompra del Consorcio Transmantaro por el grupo ISAy Empresa Energía de Bogotá. Por su parte, REPsuscribió la adenda a su contrato de concesión parainvertir en el reforzamiento de las líneas entre Lima yChilca, entre otros proyectos.

CONVENIO DE ESTABILIDAD TRIBUTARIA

En virtud del Convenio de Estabilidad Jurídica suscritoentre el Estado peruano y REP, se garantiza a ésta laestabilidad tributaria y laboral en los siguientestérminos:

i) Estabilidad del régimen tributario referido alimpuesto a la renta, lo que implica que el citadoimpuesto que le corresponda pagar a REP no serámodificado mientras esté en vigencia el citadoconvenio, aplicándose en los mismos términos y conlas mismas alícuotas, deducciones, escala para elcálculo de la renta imponible y demás característicasconforme con lo establecido en el texto únicoordenado de la Ley del Impuesto a la Renta,aprobado por el Decreto Supremo N° 054-99-EF ynormas modificatorias vigentes al momento de lacelebración del mencionado convenio.

De acuerdo con lo anterior, durante la vigencia delconvenio se aplicará el impuesto a la renta con latasa del 27% sobre su renta neta.

ii) Estabilidad de los regímenes de contratación delos trabajadores de REP mientras esté vigente elconvenio, en las distintas modalidades decontratación laboral a que se refiere el texto únicoordenado del Decreto Legislativo N° 728, Ley deProductividad y Competitividad Laboral aprobadopor el Decreto Supremo N° 003-97-TR y normasmodificatorias vigentes al momento de lacelebración del mencionado convenio.

El referido convenio rige desde el 5 de setiembredel 2002 y tiene vigor durante la vigencia delcontrato de concesión de los sistemas detransmisión eléctrica Etecen-Etesur.

CONTRATO DE CONCESIÓN

El contrato de concesión de los sistemas detransmisión eléctrica Etecen-Etesur es un contrato ley. Tiene por objeto establecer losderechos y obligaciones del concedente (Estadoperuano) y REP, y estipular las normas yprocedimientos que regirán entre éstos para laexplotación del sistema de transmisión eléctrica yla prestación del correspondiente servicio por elplazo acordado, la ejecución de los compromisos deinversión y la devolución de todos los bienes de laconcesión al Estado al producirse la caducidad de laconcesión.

En virtud de este contrato, el concedente otorga aREP, en tanto sociedad concesionaria, el derecho ala explotación de los bienes de la concesión deconformidad con las estipulaciones consignadas endicho contrato, y en todo aquello que no estuvieraprevisto y/o estipulado regirá lo dispuesto en lasleyes aplicables. Dicha concesión otorga a laempresa el derecho de explotar las líneas detransmisión, las subestaciones eléctricas, loscentros de control, los equipos de telecomunicacióny, en general, los bienes de la concesión, siendo elplazo de la concesión de 30 años contado a partirde la fecha de cierre, es decir, a partir del 5 desetiembre del 2002.

Resulta importante resaltar los siguientes aspectosderivados del contrato de concesión:

Los ingresos de REP son inferiores a los percibidospor Etecen y Etesur en aproximadamente US$14millones anuales respecto al 2000; esta diferenciade ingresos, sin embargo, generó un beneficio a losusuarios en general, quienes obtuvieron mejoras enlas tarifas.

REP se ha visto afectada por el no reconocimientode los ingresos adicionales estipulados en el Anexo11.1.1 del Contrato de Concesión, lo que hasignificado una disminución en los ingresos en elorden de los US$2 millones anuales, tema que fueobjeto de una solicitud de reestablecimientoeconómico del Contrato de Concesión, habiéndosefirmado una adenda al Contrato de Concesión quesoluciona el tema, estando pendiente su ejecuciónpor parte del Osinergmin.


Gestión Financiera

>26|27


La gestión financiera de Red de Energía del Perú S.A.durante el 2006 sobresalió por el fortalecimiento desus operaciones alcanzando resultados altamentesatisfactorios.

Entre los hechos relevantes relacionados con lagestión financiera están los siguientes:

■ REP mantiene la más alta clasificación de riesgocrediticio AAA, para los bonos colocados en elmercado de capitales, clasificados por Apoyo &Asociados Internacionales S.A.C. (asociados aFitch Ratings) y Equilibrium Clasificadora deRiesgos S.A.

■ Reestructuración del saldo del crédito sindicadoutilizado para el pago de la concesión, con unnuevo financiamiento con la banca local por unvalor de US$34,000 miles. Con esta operación selogró una mejora en las condiciones definanciamiento de REP.

■ Se canceló el préstamo subordinado con losaccionistas, cuyos recursos fueron utilizados en el2002 para el pago de la concesión.

Con el fin de mitigar la volatilidad de los resultadosfrente a variaciones en el entorno macroeconómico yde acuerdo con las normas vigentes (artículo 87 delCódigo Tributario y Decreto Supremo Nº 151-2002-EF), a partir del 1 de enero del 2005 la compañíamantiene sus registros contables en dólaresestadounidenses, los que constituyen su monedafuncional y de reporte.

Durante los cuatro últimos años no ha habido cambiosen los responsables de la elaboración de la informaciónfinanciera y sigue desempeñando el cargo de contadorgeneral el señor CPC Jorge Paulino La Torre.

A partir del 1 de enero del 2005, los auditoresexternos han sido Dongo-Soria Gaveglio y Asociados,firma miembro de PricewaterhouseCoopers.

Asimismo, la opinión de los auditores externos sobrelos estados financieros ha sido sin salvedades para la

revisión limitada al 31 de agosto, así como para elcierre del ejercicio fiscal 2006.

Durante el 2006, los auditores externos no hanefectuado servicios adicionales a la revisión de losestados financieros. Cuando se han requerido, losservicios de asesorías especializadas han sido brindados por diferentes firmas de auditoría yconsultoría.

RESULTADOS FINANCIEROS

Al 31 de diciembre del 2006, el resultado neto delejercicio es de US$10,885 miles. Este resultadofrente al 2005 de US$11,470 miles, presenta unadisminución generada principalmente por lasprovisiones para desvalorización de suministros ydeterioro de activos muebles, gastos por losintereses de la deuda subordinada cancelada endiciembre del 2006, además de la pérdida en cambioneta generada principalmente por la deuda en solesVAC por efecto de la apreciación del sol con respectoal dólar estadounidense. Es importante resaltar quela mayor volatilidad en los resultados financieros porefecto de las variaciones en el entornomacroeconómico ha sido mitigada, en parte, por ladecisión de la compañía de mantener sus registroscontables en dólares estadounidenses.

Los ingresos operacionales de la compañíaalcanzaron un valor de US$60,893 miles, de loscuales el principal ingreso fue la remuneraciónanual garantizada por US$57,856 miles.Adicionalmente, REP brinda servicios adicionales detransmisión y de operación y mantenimiento ainstalaciones eléctricas de propiedad de terceros;por estos conceptos obtuvo ingresoscomplementarios por US$3,037 miles. En relacióncon el 2005 y de acuerdo con lo previsto en laregulación, los ingresos operacionales presentan unincremento del 4% debido principalmente alesquema de liquidación anual de la remuneraciónanual garantizada.



Como resultado de lo anterior, durante el 2006 sepresentó un incremento del EBITDA de 3%, al pasarde US$38,996 miles en el 2005 a US$40,024 milesen el año 2006.

En cuanto a los costos y gastos operacionales, sinincluir provisiones, depreciaciones ni amortizacionespor US$13,251 miles, alcanzaron un valor total deUS$20,869 miles, que reflejan un incremento del 8%frente a los montos devengados en el 2005,generado principalmente por ajustes en los preciosde servicios de terceros asociados al mantenimiento,gastos relacionados con la gestión de nuevosnegocios y el efecto en la conversión de los gastos ensoles a dólares como consecuencia de la apreciacióncambiaria registrada en el 2006.

Los resultados financieros netos se conforman por losingresos financieros generados por la gestión deexcedentes de tesorería que para el 2006 alcanzaronun valor de US$830 miles, frente a US$413 milesregistrados en el año anterior, diferencia que seexplica principalmente por el incremento del saldopromedio de caja y las mayores tasas de interés. Porotro lado, se tiene los gastos financieros relacionadoscon los intereses de la deuda y otros asociados. En loque se refiere a los gastos financieros, éstos presentanuna ejecución en el 2006 de US$11,084 miles3, lo querepresenta un resultado superior al presentado en el2005 de US$10,750 miles, producto de haberreconocido en los resultados las comisiones pagadaspor adelantado correspondientes al crédito sindicado yel registro de los intereses del préstamo subordinadocon accionistas. Cabe indicar que en diciembre del2006 se canceló la deuda subordinada con losaccionistas, al cumplirse los requisitos para dicho pago.

Durante el 2006 sobresale el resultado por la pérdidaen cambio neta de US$1,533 miles, lo cual estárelacionado con el registro de la pérdida cambiariapor efecto de la apreciación del sol respecto al dólar,asociado principalmente a la deuda en soles VAC,correspondiente a la segunda emisión del primerprograma de bonos. A diferencia del 2005, donde seregistró una ganancia en cambio neta de US$680miles (ganancia generada por la depreciaciónregistrada en dicho año).

3. Este valor no incluye la diferencia en cambio e incluye el efecto de los contratos de swap de tasa Libor.

Estado de ganancias y pérdidas

(Expresado en miles de dólares USA)

2006 2005 Var.%

Ingresos Operacionales 60,893 58,372 4%

Costos y Gastos de operación 20,869 19,376 8%

EBITDA 40,024 38,996 3%

Amortización y depreciación 13,251 12,057 10%

Utilidad operacional 26,773 26,939 -1%

Financieros (neto) -11,783 -9,654 22%

Otros ingresos (egresos) neto 1,021 -256 -498%

Utilidad antes de impuestos y participaciones 16,011 17,029 -6%

Impuesto a la renta y Part. de los trabajadores -5,125 -5,559 -8%

Utilidad neta del año 10,885 11,470 -5%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

58,3

72

19,3

76

38,9

96

20,8

69

40,0

24

26,9

39

11.4

70

26,7

73

10,8

85

60,8

93

Ingresos Operacionales

Costos y gastosde operación

2006 2005

UtilidadNeta

Utilidadoperacional

EBITDA

Resultados

(Miles de dólares USA)

> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1973Central Hidroeléctrica

Antúnez de Mayolo


>28|29


El impuesto a la renta y participaciones para el 2006,presenta un menor valor frente al 2005, comoconsecuencia, principalmente, de la menor utilidadantes de impuestos, generados por la pérdida encambio originada por la apreciación del nuevo sol conrespecto al dólar y mayores costos operacionales.

Los activos de la compañía presentan un incrementode US$2,399 miles, lo cual se explica principalmentepor el mayor saldo de caja.

En relación con las cuentas del pasivo, se resaltadurante el 2006 la amortización de las deudasvigentes, así como la cancelación de la deudasubordinada.

Al finalizar el año, el patrimonio de la compañíaalcanzó los US$158,645 miles, de los cualesUS$121,254 miles correspondieron a capital social ycapital adicional, US$4,737 miles a reserva legal,US$71 miles por efecto de valoración de instrumentofinanciero derivado y US$32,583 miles a resultadosacumulados, incluyendo la utilidad del 2006.

Gestión Financiera

Balance general


313,6

01

316,0

00

165,7

86

157,3

55

147,8

15

158,6

45

Total activo

Total pasivo

Patrimonioneto

USD Miles

2005 2006

350,000

300,000

250,000

200,000

150,000

100,000

50,000

0

Balance General

(Expresado en miles de dólares USA)

ACTIVO 2006 2005 Var.

Activo corriente 26,050 23,200 2,850

Activo no corriente 289,950 290,401 -451

Total activo 316,000 313,601 2,399

PASIVO Y PATRIMONIO NETO 2006 2005 Var.

Pasivo corriente 22,245 22,452 -208

Pasivo no corriente 135,111 143,334 -8,223

Total pasivo 157,355 165,786 -8,431

Patrimonio neto 158,645 147,815 10,830

Total pasivo y patrimonio neto 316,000 313,601 2,399



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1973Primera interconexión

Lima-Mantaro a 220 kV

Durante el 2006, REP alcanzó un excelente desempeño,lo cual se refleja en sus indicadores, en el cumplimiento de susobligaciones y en la clasificación de riesgo AAA de suspapeles.

Inversiones de capitalDurante el 2006 se ejecutaron inversiones en gastos decapital por US$13,673 miles, de los cuales US$9,517miles corresponden a las inversiones en proyectosasociados al plan de expansión4, que constituyenampliaciones al sistema de transmisión entregado enconcesión a REP, tales como la construcción de lasubestación Chilca y líneas asociadas; y la construccióndel segundo circuito de la LLTT 220 kV Zapallal -Paramonga Nueva - Chimbote 1 y ampliación de lassubestaciones asociadas.

Otros proyectos que destacaron durante el 2006fueron: reemplazo de equipos de patio de llaves ensubestaciones, estabilización de suelos de la

4. Estudio elaborado por REP cada dos años por obligación prevista en el contrato de concesión, en el que se detallan las necesidades deexpansión del sistema de transmisión.

subestación Tingo Maria, transformadores de reserva,modernización del sistema nacional de protecciones,adecuación de la sede principal en Lima, mejora delas telecomunicaciones en la zona este. Asimismo, sellevó a cabo la adquisición de activos fijos porUS$1,113 miles, dentro de los cuales se destacanequipos especializados para el mantenimiento desubestaciones y líneas.

Indicadores financierosDurante el 2006, REP alcanzó un excelentedesempeño, lo cual se refleja en sus indicadores, enel cumplimiento de sus obligaciones y en laclasificación de riesgo AAA de sus papeles.

Indicador 2006 2005

Indice de Endeudamiento Patrimonial 0.99 1.12

Indice de Endeudamiento 50% 53%

Indice de Liquidez - Prueba corriente 1.17 1.03

Indice de Liquidez - Prueba ácida 0.99 0.79

EBITDA 40,024 38,996

Margen EBITDA 66% 67%

Margen Operacional 44% 46%

Margen Neto 18% 20%


>30|31


VALORES DE INVERSIÓN EMITIDOS

El programa de emisión de bonos corporativos estáconformado por cinco emisiones que se detallan acontinuación:

BONOS CORPORATIVOS - RED DE ENERGÍA DEL PERÚ (USD MILES)

CONCEPTO MONEDA TASA FECHA DE PLAZO PERIODO MONTO AMORTIZ SALDOEMISIÓN DE PAGO EMITIDO DIC. 2006

BONOS 100,000 12,352 90,266

1ERA EMISIÓN Dólares 5.750% 14.07.03 10A Trim. 30,000 4,091 25,909

2DA EMISIÓN (1) Soles VAC 5.125% 10.11.03 10A Trim. 20,000 1,861 20,757

3ERA EMISIÓN (Serie A) Dólares 7.750% 19.07.04 12A Trim. 14,200 284 13,916

3ERA EMISIÓN (Serie B) Dólares 7.625% 20.08.04 12A Trim. 5,800 116 5,684

5TA EMISIÓN Dólares LIBOR 90D+ 02.12.04 10A Trim. 30,000 6,000 24,000

2.5625%

NEGOCIACIÓN DE BONOS DE RED DE ENERGÍA DEL PERÚ - 2006

Código ISIN Nemónico Año-Mes Negociación Cotizaciones %

Apertura Cierre Máxima Mínima Promedio

PEP70310M032 REP1BC3A 2006-05 MC 104.4143 104.4143 104.4143 104.4143 104.4143

En relación con la variación de la cotización de dichosvalores en la Bolsa de Valores de Lima, ésta sedesarrolló de la siguiente manera durante el 2006:

La cuarta emisión se deslistó.

(1) Saldo Expresado en USD al TC compra al cierre Dic.-06

Nota: MC: Mercado continuo de BVL.

Gestión Financiera


Electroperú se comprometió a instalar el servicio y el montaje de una nueva subestación enHuancayo. En tan sólo cuatro meses, el 20 de diciembre de 1978, la subestación Huayucachifue entregada a la población. Fue la primera subestación de 220 kV hecha por profesionalesy técnicos peruanos como Carlos Zapata y la que dio la pauta para el futuro desarrollo dela subestación Huancavelica. Hoy es técnico de mantenimiento de subestaciones de REP enChiclayo.

CARLOS ZAPATA 35 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO

dio

43


>32|33


COMERCIALIZACIÓN DE SERVICIOS

En el 2006 la facturación por los servicios que prestaREP ascendió a S/.199´679,379.13, sin considerar elimpuesto general a las ventas. La remuneraciónanual garantizada por los servicios de transmisiónsignificó un 94% de los ingresos, mientras que porlos servicios de transmisión que constituyen ingresosadicionales a la remuneración anual garantizadaéstos representaron 1%.

Los servicios de operación y mantenimiento (OyM)prestados a instalaciones de terceros fueron delorden de 4%, mientras que los servicioscomplementarios sumaron 1%, tal como se puedeapreciar en el cuadro.

Facturación por servicios año 2006 Facturación 2006 (S/.)

I - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISION (RAG) 188,803,225.83

INSTALACIONES DE GENERACIÓN

Instalaciones del Sistema Secundario asociados a la Generación 113,959,527.21

Instalaciones del Sistema Secundario de Generación/Demanda asociados a Generadores 19,285,287.63

INSTALACIONES DE DEMANDA

Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión (SPT) 52,614,712.15

Ingreso Tarifario del Sistema Principal de Transmisión (SPT) 709,322.17

Ingreso Tarifario del Sistema Secundario de Transmisión (SPT) 2,234,376.67

II - INGRESOS POR ADICIONALES A LA RAG 1,648,994.15

(Contratos cedidos a REP conforme al Anexo 11 Numeral 11.1.1. del Contrato de Concesión) 1,648,994.15

III - INGRESOS POR SERVICIO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 8,425,359.65

Servicio de Operación y/o Mantenimiento y/u otros 8,425,359.65

IV - OTROS INGRESOS COMPLEMENTARIOS 801,799.50

Servicios Varios 801,799.50

TOTAL INGRESOS POR SERVICIOS 199,679,379.13

Facturación por servicios año 2006


RAG 94%

Complementarios 1%Adic. RAG

1%

O&M4%

Gestión de negocios



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1978SubestaciónHuayucachi

En el 2006 la facturación por los servicios que presta REPascendió a S/.199´679,379.13, sin considerar el

impuesto general a las ventas.

Los clientes a los cuales la compañía prestó serviciosde transmisión en el año 2006 son:

■ Cahua■ CM Buenaventura■ Duke Energy Egenor■ Edegel■ Edelnor■ Eepsa■ Egasa■ EGE San Gabán■ Egemsa■ Egesur■ Electroperú■ Electroandes■ Enersur■ Hidrandina■ Shougesa■ Termoselva■ Sociedad Minera Corona■ Eléctrica Santa Rosa

Mientras que los clientes a los cuales REP prestóservicios de operación, mantenimiento ocomplementarios fueron:

■ Xstrata Tintaya■ Compañía Transmisora Andina■ Compañía Minera Antamina■ Conenhua■ Consorcio Transmantaro■ Duke Energy Egenor■ Electronoroeste■ Edegel■ Egasa■ EGE San Gabán■ Electro Sur Este■ Empresa Transmisión Guadalupe■ Eteselva■ Hidrandina■ Impsat■ ISA Sucursal del Perú■ ISA Perú■ Luz del Sur■ Redesur■ Seal■ Sociedad Minera Cerro Verde

Durante el primer semestre del 2006, REP sustentó ante el Osinergmin la cuarta liquidaciónanual de la remuneración anual garantizada, quecorresponde al período mayo del 2005-abril del2006. Se aplicó el procedimiento establecido en elcontrato de concesión y el índice Finished GoodsLess Food and Energy (WPSSOP3500) delDepartamento de Trabajo de Estados Unidos, el cualvarió de 150.3 a 157.7 entre setiembre del 2002 yoctubre del 2006.

En la Resolución N° 155-2006-OS/CD, publicada el12 de abril del 2006, se fijó la remuneración anual garantizada para el período mayo 2006-abril2007 en US$61´258,911, que significa unincremento de 4.47% respecto al valor de laremuneración anual garantizada establecida en elcontrato de concesión, debido la variación del índiceWPSSOP3500.

La fijación tarifaria de mayo del 2006 determinó laanualidad del peaje por conexión y el ingresotarifario del Sistema Principal de Transmisión (SPT)de REP, el cual alcanzó el monto de S/.58´840,996 yS/.768,858, respectivamente, a partir del valor de laremuneración anual garantizada y de la liquidacióndel período anterior.

Para la fijación tarifaria de mayo del 2006 sepresentó el Estudio de Costos de Operación yMantenimiento al Osinergmin, obteniéndose unreconocimiento de 3.31% respecto al VNR, lo cual haservido como referencia para los acuerdos con elMinisterio de Energía y Minas.

REP presentó un recurso de reconsideración contra la Resolución N° 155-2006-OS/CD, por nohaberse considerado los contratos de servicios detransmisión que constituyen ingresos adicionales a la remuneración anual garantizada, y que están señalados en el numeral 11.1.1 del anexo 11 del contrato deconcesión.


>34|35



Dicho recurso de reconsideración fue declaradoimprocedente por el Osinergmin, mediante laResolución N° 246-2006-OS/CD, culminándose lainstancia administrativa.

Con el objetivo de reestablecer el equilibrioeconómico del contrato de concesión, el 26 de juliodel 2006 se suscribió una adenda al contrato deconcesión, para el Restablecimiento del EquilibrioEconómico, siendo su aplicación a partir de mayo del2007. Estos acuerdos permitirán la recuperación delos ingresos adicionales a la remuneración anualgarantizada (Numeral 11.1.1 del Anexo 11), cuyarecaudación fue afectada desde el inicio del contratode concesión.

Se presentó al Osinergmin el estudio técnico-económico para la regulación de los sistemassecundarios de transmisión, conforme adenda alcontrato de concesión, para el restablecimiento delequilibrio económico.

Se mantuvo la participación activa de REP comointegrante del COES-SINAC a lo largo del 2006, através de sus representantes en los diferentescomités técnicos y grupos de trabajo.

Como parte del Proyecto CIER-11, REP ha confirmadosu participación en la Fase III del estudio deReferenciamiento Internacional para Empresas deTransporte de Energía: Estructura de Gastos deAdministración, Operación y Mantenimiento (AOM) eIndicadores Técnicos el cual se desarrollará en el2007.

Asimismo, en el 2006 se desarrolló el «Plan deAcción para el Mejoramiento de la Satisfacción delCliente Externo», que culminó con la encuesta desatisfacción de clientes y organismos, desarrolladapor Datum Internacional, obteniéndose los mejoresresultados de los últimos cuatro años:

El 14 de diciembre del 2006 se suscribió el contratopara la prestación de servicios de administración,operación y mantenimiento a la empresa detransmisión Consorcio Transmantaro, cuyasinstalaciones abarcan tres subestaciones y la línea detransmisión de doble terna Mantaro-Cotaruse-Socabaya de 603.27 kilómetros de longitud.

NUEVOS NEGOCIOS

En el 2006 se suscribió el acuerdo marco con elMinisterio de Energía y Minas (Minem) para lainversión en ampliaciones al sistema de transmisión bajo concesión de REP. Estasampliaciones son identificadas a partir del Plan deExpansión de REP, para luego acordar su ejecucióncon el Ministerio de Energía y Minas. El acuerdomarco asegura la recuperación de toda la inversiónen ampliaciones, porque establece que laremuneración correspondiente cubre la anualidaddel valor de la inversión auditada más la retribuciónpor operación y mantenimiento. Las anualidades secalculan a una tasa de 12% para las ampliaciones que se acuerden dentro de los cincoprimeros años de suscrito el acuerdo marco,posteriormente será la que fije la Ley deConcesiones Eléctricas (LCE).

La retribución por operación y mantenimiento es 3% para la ampliaciones ejecutadas en costa (50kilómetros de la línea litoral) y 2.5% para lasampliaciones ejecutadas fuera de costa. Por loindicado, el acuerdo marco promueve elreforzamiento y mejora de confiabilidad del sistemaeléctrico; es decir, mediante la instalación de nuevas líneas, nuevas ternas de líneas detransmisión, nuevas subestaciones o ampliación a las subestaciones, segundostransformadores y la instalación de compensación reactiva, todas estas denominadasampliaciones.

Calificación del servicio Índice de satisfacción

Índice General de Satisfacción de Clientes 80.3%

Índice de Satisfacción de Clientes de Transmisión 82.4%

Índice de Satisfacción de Clientes de O&M 78.8%



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1982Torre dinamitada

en Lima

En el 2006 se desarrolló el «Plan de Acción para elMejoramiento de la Satisfacción del Cliente Externo»,que culminó con la encuesta de satisfacción de clientes y organismos,desarrollada por Datum Internacional, obteniéndose los

mejores resultados de los últimos cuatro años.

A partir del acuerdo marco, REP acordó con elMinisterio de Energía y Minas la ejecución de dosampliaciones, con una inversión total de US$70millones, que representa anualmente ingresosadicionales por US$11 millones aproximadamente. Laprimera es la Ampliación Nº 1 –denominada “Proyectode Construcción de la nueva subestación Chilca REP yAmpliación de Capacidad de las líneas de transmisiónexistentes L-2090 y L-2208 en los tramos desde lasubestación San Juan hasta la futura subestaciónChilca REP”–, que surgió como consecuencia deldesarrollo de proyectos de generación con el gas deCamisea en la zona de Chilca. Con una inversión deUS$36 millones, está en ejecución y se prevé la puestaen servicio en junio del 2007. La segunda es laAmpliación Nº 2 –denominada “Proyecto deConstrucción del Segundo Circuito de la Línea deTransmisión 220 kV Zapallal-Paramonga Nueva-Chimbote 1 y ampliación de las subestacionesasociadas”, que servirá principalmente para mejorar laestabilidad del sistema, aumentar la confiabilidad de lared de transmisión y otorgar mayor flexibilidad paraefectuar las labores de mantenimiento. Con unainversión de US$34 millones, está en ejecución y seprevé la puesta en servicio en marzo del 2008.

Asimismo, en el 2006 se avanzó en la negociaciónpara la ejecución de dos ampliaciones adicionales,con una inversión total de US$19 millones; es decir,por la Ampliación Nº 3 –denominada “Ampliación delas subestaciones Ica, Marcona y Juliaca”–, que tienepor objetivo incrementar la capacidad instalada ymejorar la confiabilidad de dichas subestaciones; ypor la Ampliación Nº 4 –denominada “CompensaciónCapacitiva en la Zona de Lima: subestación SantaRosa 2x20 MVAR, 60 kV y subestación Chavarría2x20 MVAR, 60 kV”–, que tiene como propósitomejorar el control de las tensiones en el área deLima en condiciones normales de operación, ausenciade generación térmica en el área de Lima y antecontingencias de generación o del sistema detransmisión.

Paralelamente, en el 2006 se continuó con laformulación del proyecto de telecomunicaciones conla empresa Internexa, con el propósito de evaluar laposibilidad de la instalación y operación de una redde fibra óptica sobre la infraestructura en 220 kV enel tramo comprendido desde la subestación SanJuan, en Lima, hasta la subestación Zorritos, enTumbes, con una longitud de 1,220 kilómetros.

Ampliaciones acordadas con el Ministerio de Energía y Minas durante el 2006

Nº Ampliación Fecha Fecha de Inversión Ingresos/Año

Inicio Servicio Total Millones US$

Millones US$

1. Subestación Chilca REP 220 kV y ampliación LL.TT 220 kV

Chilca-San Juan Mar-06 Jun-07 36.2 5.6

2. Segunda terna L.T. 220 kV Zapallal - Paramonga - Jul-06 Mar-08 34.1 5.4

Chimbote

Total 70.3 11


>36|37



PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DETRANSMISIÓN

Durante el 2006 la producción de energía en elSistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) fue24,762.8 GWh, que representa un incremento de7.66% respecto al 2005, creciendo principalmente lageneración proveniente del gas natural. La máximademanda a nivel generación del 2006 en el SEIN seregistró el 19 de diciembre a las 19:45 horas, conuna potencia de 3,580.3 MW, la cual es 8.33% mayorque la registrada en el 2005.

Producción Anual de Energía Máxima Demanda Anual

0

5,000

Hidro

10,000

15,000

20,000

25,000

2003 2004 2005 2006

Gas

Carbón

Diesel

2,000

2,400

2,800

3,600

3,200

20062003

MW

2004 2005

Se mantiene la misma tendencia creciente de lademanda de los últimos años, lo cual está originandocongestiones en la red de transmisión y afectando laseguridad del sistema.

Con la finalidad de evitar congestiones en su red, yen cumplimiento de lo establecido en su contrato deconcesión, en setiembre del 2006, REP presentó alMinisterio de Energía y Minas el estudio “Plan deExpansión de la Transmisión de REP 2006-2015”, enel cual se destaca los siguientes proyectos para elcorto plazo:


Año

2007

2008

2008

2007

2007

2007

2007

2008

2008

Inversión

Banco de capacitores de 2x20 MVAr enChavarría y Santa Rosa (total 80 MvAr).

SVC en San Nicolás 60 kV, mínimo de 30 MVArcapacitivo.

Configuración barras entrada y salida subestaciones Ica, Combapata y Ayaviri.

Segundo transformador Ica, Marcona, Juliaca,Trujillo Norte, Piura, Guadalupe y Quencoro.

Transformadores de reserva del SEIN.

Transformadores zig-zag para subestacionescon devanado delta.

Bancos de capacitores de 2*15 MVAr enTrujillo Norte y 30 MVAr en Chiclayo.

Línea 220 kV Machu Picchu - Cotaruse.

Segunda línea 220 kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya

Objetivo

Aumentar el margen de colapso de tensión deLima.

Controlar alta variabilidad de la tensión en elSur Medio.

Confiabilidad del servicio eléctrico.

Crecimiento de la demanda.



Control de tensión del norte por transferenciade carga a Ecuador y operación de SVC delNorte.

Solucionar los problemas de estabilidad del área sur.

Sobrecarga futura de la línea actual.


> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1985Año récord de

torres dinamitadas

Con la finalidad de evitar congestiones en su red, y en

cumplimiento de lo establecido en su contratode concesión, en setiembre del 2006, REP presentó al Ministeriode Energía y Minas el estudio “Plan de Expansión de laTransmisión de REP 2006-2015”.

Habiéndose logrado definir modificaciones alcontrato de concesión de REP, que posibilitan laejecución de proyectos de ampliaciones de lasinstalaciones de REP, en el 2007 se inició laconstrucción de los proyectos segunda terna línea220 kV Zapallal-Paramonga-Chimbote y el sistemade transmisión de Chilca primera etapa,esperándose culminar en marzo del 2008 y junio del2007, respectivamente.

Cabe mencionar que se vienen realizandocoordinaciones con el Ministerio de Energía y Minaspara la ejecución de obras principalmente ensubestaciones debido a la situación de sobrecargade los transformadores de potencia, configuracionesde barras inadecuadas (conexiones en “T” y simplesbarras) y falta de equipos para detección de fallasmonofásicas a tierra en las redes de distribuciónalimentados de devanados delta.


Néstor La Rosa llegó a la central del Mantaro en abril de 1973, su responsabilidad era laoperación de la central, la subestación Campo Armiño y la central Restitución. En tiemposde violencia terrorista tenía que bajar a medianoche a Restitución para tomar lectura delos medidores de energía. Se sabía que los terroristas estaban por la zona y los policíastenían que esconderse; a él no le importaba, la luz debía llegar a su destino. Hoy esoperador del sistema del centro de control de REP en Lima.

NÉSTOR LA ROSA35 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO


> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1987Fenómeno El Niño originahuayco y derriba torre en

Chosica

Gestión de la Red

GESTIÓN DE LA OPERACIÓN

La operación del sistema de transmisión se realizódentro de altos estándares de calidad y seguridad en elservicio, y cumpliendo estrictamente con las normasdel sector eléctrico peruano. En el 2006 se continuócon el desarrollo de los procedimientos operativos,dentro del sistema de gestión de calidad, y en lacapacitación y modernización de las herramientastecnológicas para el análisis de la operación delsistema.

La operación del sistema de transmisión de REP esrealizada en coordinación con el Comité de OperaciónEconómica del Sistema (COES), el Coordinador delSistema y las empresas generadoras y distribuidoras,según lo establecido en el marco normativo. Enparticular, REP ha participado activamente en loscomités de trabajo y estudios realizados en el COES;entre los cuales se destaca: “Programación delMantenimiento”, “Operación en Tiempo Real delSistema”, “Análisis de Fallas del Sistema”, “Estudio deRechazo de Carga” y el “Estudio de Coordinación de losSistemas de Protección del SEIN”.

Calidad del servicio del Sistema deTransmisiónEn el 2006 REP continuó mejorando el estándar decalidad del servicio de transmisión eléctrica recibido enconcesión. De este modo, el indicador de número defallas por cada 100 km-año para las líneas de 220 kVse situó en 0.90, valor que representa una reducciónde 27.4% en comparación con el obtenido en el 2002.Para las líneas de 138 kV, el indicador obtenido fue4.78, que representa una reducción de 29.9% respectoal 2002. En el gráfico se muestra la tendenciadecreciente de este indicador en los últimos cuatroaños. Cabe agregar que en el 2006, el resultado de4.78 fallas por cada 100 km-año fue superior al del2005 debido a que el 2006 ha sido un año con altacantidad de descargas atmosféricas.Como resultado de los proyectos de modernización delas instalaciones, desarrollo de procedimientos opera-tivos y las acciones de mantenimiento los equipos detransmisión han mantenido una alta tasa de disponi-bilidad, tal como se muestra en el gráfico adjunto.

Dentro del enfoque de mejora continua de susprocesos, REP efectúa la operación del sistema encuatro etapas que reflejan el proceso de mejoramientode sus procesos (ciclo PHVA) y el horizonte de tiempo:planificación y programación de la operación, operaciónen tiempo real, evaluación de la operación y accionespreventivas y correctivas. Estas actividades estánnormadas internamente en el sistema de gestión decalidad ISO 9001 de la empresa.

Número de fallas por cada 100Km-año

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

7.00

8.00

6.00

L138 Kv L220 Kv

2003

2004

2005

2006

6.82

4.23

4.00

4.78

1.24

0.84

1.05

0.90

Disponibilidad de la Red

98.70%

99.10%

98.90%

99.30%

99.50%

99.70%

2003

99.26% 99.32%

99.37%

99.58%

2004 2005 2006



>40|41


Principales actividades operativasEntre las principales actividades operativasdesarrolladas en el 2006 destacan:■ Elaboración del estudio “Plan de Expansión de la

Transmisión de REP 2006-2015”.■ Elaboración del estudio “Análisis de la

Confiabilidad del Servicio abastecido desdesubestaciones de REP”.

■ Mejora del Plan de Contingencias deTransformadores y Líneas de Transmisión de REP ysu adecuación a los requerimientos deOsinergmin.

■ Revisión y actualización del coordinamiento de lossistemas de protección asociados al proyecto de“Modernización del Sistema de Protección de REP”.

■ Elaboración de estudios eléctricos para sustentarel sistema de compensación de Lima.

■ Desarrollo de un modelo de control de pérdidastransversales en líneas de transmisión de REP, elcual fue aceptado por el Ministerio de Energía yMinas, en reemplazo del establecido en el Anexo 12del contrato de concesión y para superar elproblema de inaplicabilidad física del anexo 12debido a los errores de los sistemas de medición,que son del mismo orden de magnitud que laspérdidas de transmisión, y errores conceptuales decálculo. Este modelo consiste en un compromiso demantenimiento de conductores para controlar laspérdidas; está pendiente la firma de una adenda demodificación al punto 2 del Anexo 12.

GESTIÓN DEL MANTENIMIENTO

Se viene trabajando junto con ISA, y dentro delcontexto de su rol de operador estratégico, variasiniciativas tendientes a desarrollar sinergias,identificar y aplicar las mejores prácticas del grupo;buscando estandarizar y homologar procesos claveque mejoren el desempeño de la empresa. Algunosde los proyectos que se vienen trabajando son lossiguientes: homologación del módulo de

Gestión de la Red

mantenimiento en MYSAP, aplicación de estándaresde seguridad en operación y mantenimiento, creaciónde un portal único para el proceso de gestión demantenimiento, implementación de los proyectos deoptimización de la operación y el mantenimiento,homologación de metodologías de evaluación declientes, unificar herramientas, software y contratosde mantenimiento para los sistemas de supervisión ycontrol, definir membresías y suscripciones técnicaspara el grupo, aplicación unificada de las técnicas demantenimientos en vivo, definir criterios para lagestión de la corrosión en el grupo, identificar yevaluar modelo de gestión ambiental, social y deriesgos sociopolíticos, implementar procedimientopara identificar necesidades de activos en el largoplazo, implementar el sistema integrado denormalización técnica para las empresas del grupo,entre otros.

Mantenimiento preventivoCon el fin de mantener y mejorar la disponibilidad dela red y reducir las fallas, se ha enfatizado en elcumplimiento del plan de mantenimiento preventivodel sistema de transmisión, alcanzando las metaspropuestas de los principales indicadores dedisponibilidad, índice de fallas y cumplimiento demantenimiento planificado.

Dentro de las actividades preventivas ejecutadas sedestacan las siguientes:■ Lavado en caliente y limpieza manual de

aisladores en líneas de transmisión ysubestaciones.

■ Reemplazo de aisladores en mal estado en líneasde transmisión y subestaciones.

■ Controles termográficos e inspecciones diurnas ynocturnas de conexiones en líneas de transmisióny subestaciones.

■ Medición de parámetros eléctricos y pruebas deoperación de equipos de protecciones ysubestaciones, tales como: interruptores,seccionadores y transformadores.

Con el fin de mantener y mejorar la disponibilidad dela red y reducir las fallas, se ha enfatizado en el cumplimiento delplan de mantenimiento preventivo del sistema de transmisión,alcanzando las metas propuestas de los principales indicadores dedisponibilidad, índice de fallas y cumplimiento de mantenimiento planificado


Son pocas las personas que pueden afirmar haber contribuido con el desarrollo de los grandessistemas de transmisión en el Perú. César Quispe tuvo la oportunidad de trabajar en larepresa de Tablachaca en la central del Mantaro, contribuir en la puesta en servicio de lasubestación Huayucachi, en 1977, y Huancavelica, en 1983, y compartir con un grupo deperuanos, algunos anónimos, que hicieron realidad lo que hoy es el sistema interconectado detransmisión nacional. Hoy es asistente de subestación de REP en Santa Rosa.

CÉSAR QUISPE35 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO


>42|43


■ Ejecución de las pruebas end to end para mejorar laoperación correcta del sistema de protecciones.

■ Regeneración en vivo de aceites en transformadoresy reactores en ciclo mejorado, sin afectar ladisponibilidad del equipo.

■ Reparaciones de conductores de líneas de altatensión.

■ Reemplazo con equipo en servicio de accesorios delíneas de transmisión.

■ Reemplazo por condición de bujes detransformadores de alta tensión.

■ Reemplazo de perfiles en mal estado y pintado delos mismos en las torres de alta tensión.

■ Reparaciones de las fundaciones de las torres dealta tensión

Mantenimiento correctivoCon la finalidad de asegurar la disponibilidad de lasinstalaciones, así como la atención de lasobservaciones de ZARES (Zonas de Alto RiesgoEléctrico en Servidumbres ocupadas), en el 2006 seconcluyó la evaluación y diagnóstico de subestaciones ylíneas de transmisión. Como resultado se obtuvo uninventario de puntos de mejora, los cuales seincluyeron en el programa de mantenimiento;igualmente, se concretó una relación de activos a serreemplazados y una relación de repuestos mínimos.

Dentro de las actividades correctivas importantes del2006, se destacan las siguientes:

■ El 26 de agosto falló un cable seco de media tensiónde 10 kV de la subestación Tingo María.

■ La inminencia del Fenómeno de El Niño obligó amodificar el plan de trabajo para el afianzamientode torres y subestaciones; los principales trabajosde afianzamiento realizado fueron en las torres T-85y T-143 en la L-1121 (Huánuco-Tingo María), T-320en la L-2208 (San Juan-Independencia), la SEToquepala (protección ante posible huaycos).

■ Por necesidad de continuidad de servicio, seefectuaron trabajos con tensión (TcT) para realizarcorrecciones de puntos calientes (SE Independencia,L-2246, L-2215), cambios de aisladores en la L-2252(Eteselva), L-2221 (Huayucachi-Zapallal a3300msnm)

Mantenimiento de nuevas instalacionesSe elaboraron los planes para el mantenimiento de lasnuevas instalaciones de REP que entrarán en servicio el2007: interconexión San Juan - Chilca (nuevasubestación Chilca, línea de transmisión San Juan -Chilca, segundo circuito en la línea de transmisión SanJuan - Chilca). Asimismo, se prepararon los respectivos

Gestión de la Red

planes de renovación, complementación y reemplazo delos equipos durante el período de concesión.

Mantenimiento centrado en confiabilidad(MCC)Se continuó el desarrollo de los estudios demantenimiento centrado en confiabilidad (MCC) de lateleprotección, contadores de energía, pararrayos,transformadores de corriente y transformadores detensión, con los cuales, se define la estrategia demantenimiento para estos equipos en el 2007, basadaen los requerimientos técnicos específicos y el análisisdetallado de las condiciones de la operación y lascausas de falla.

Servicios de operación y mantenimiento aclientesSe continuó prestando los servicios de operación ymantenimiento, según los compromisos contractuales, alos siguientes clientes: Eteselva, Antamina, ISASucursal Perú, Conenhua, Edegel, CTA, Hidrandina,Electronoroeste y Electrosur.

Desde diciembre el Consorcio Transmantaro y SociedadMinera Cerro Verde forman parte de los clientes deservicios de administración, operación y mantenimiento.Además, se realizaron servicios de mantenimientoscomplementarios para diferentes clientes tales comoLuz del Sur, Redesur, Egecen, Etevensa, Eteselva, ISASucursal Perú, EGE San Gabán, BHP Billiton, entreotros.

PROYECTOS DE MEJORA DEL SISTEMA DETRANSMISIÓN

Estabilidad del suelo de la subestaciónTingo MaríaEn los estudios realizados se determinó el riesgo de laestabilidad de los suelos de la subestación Tingo Maríapor presencia de cavernas subterráneas, la subestaciónestá emplazada sobre suelos eluviales y éstos sobrerocas calizas con presencia de formaciones cársticas,para lo cual se planteó la ejecución de obras civiles, conla finalidad de afianzar los equipos de la subestación.En el 2006 se llevaron a cabo las obras deafianzamiento de suelos en la subestación Tingo María,a diciembre se tuvo un avance del 83.46%.Se consideró realizar las siguientes obras:■ Afianzar la estabilidad de los equipos de la

subestación, con la ejecución de un reticulado, vigasinterconectadas que agrupan los equipos de patio, ypilas que aseguran la estabilidad de estos reticuladossobre la roca subterránea (entre 20 y 30 metros deprofundidad).



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1987Presidente García visita zona dedesastre por fenómeno El Niño

En el 2006 se llevaron a cabo las obras de afianzamientode suelos en la subestación Tingo María, a diciembre se tuvo unavance del 83.46%.

■ Construcción de una plataforma especial paraasegurar la estabilidad de los transformadores (elexistente y futuro) de la subestación, lo cualasegura su estabilidad con pilotes sobre la rocasubterránea (entre 30 y 40 metros de profundidad).

■ Se mejoró el drenaje externo de la subestación, conla finalidad de recolectar las aguas superficiales yevitar que éstas incrementen el caudal de aguassubterráneas, que contribuyan al efecto cárstico delsubsuelo. Trabajo realizado en forma conjunta conEteselva.

Reconstrucción de Transformadores dePotenciaSe culminó con la entrega del quinto transformador depotencia de 50 MVA reconstruido, 220/60/10 KV, quefue instalado en la subestación Ica. El monto de lainversión, incluyendo IGV, alcanzó los US$3’099,125.

Adquisición de Transformadores dePotenciaSe continuó con el proceso de adquisición de sietetransformadores de potencia con una inversión deUS$6’275,811, con la finalidad de reforzar la capacidadde transformación y mejorar la confiabilidad delservicio. La entrega de estos equipos está prevista parael 2007.

Otros proyectos de mejora■ Continuación de la segunda etapa del proyecto de

modernización de relés II, que significó lainstalación de 115 relés y el retiro de 245 relésantiguos.

■ Mejoramiento del sistema de telecomunicaciones delárea de transmisión del este, modernizando losequipos de onda portadora en la zona de TingoMaría, Aucayacu y Tocache.

■ Suministro de equipos de patio para reemplazo deequipos, con la finalidad de contar con repuestossuficientes para una contingencia.

■ Estudio situacional de los esquemas y planos deREP, para la operación y mantenimiento, con esta

información se dimensionará el proyecto dedigitalización de planos en el 2007.

■ Incremento de la capacidad de transmisión de lasLLTT de Ventanilla-Chavarría (L-2244/L-2245/L-2246). Con el aumento de generación en la CentralTérmica de Ventanilla, se amplió la capacidad de lasLLTT a 189 MVA, actividad que se realizó en formacoordinada con el Ministerio de Energía y Minas yEdegel.

■ Estudio de Variante de la LLTT Repartición CerroVerde, entre las torres 6 y 14. La ampliación de laactividad minera de Cerro Verde requiere la variantede línea en el tramo indicado, para lo cual SM CerroVerde (SMCV), coordinó con REP para que realicelos estudios y obtenga las autorizaciones necesariaspara llevar a cabo estos trabajos. SMCV vienecoordinando con el Minem para la ejecución de lavariante.

■ Variante de LT L-2226, Pachaca-Pomacocha, en eltramo de la torre T20 a la T25. Se realizó el cambiode ubicación y de torres, por su afectación de losrelaves de la Compañía Minera Volcan. Trabajoefectuado con CM Volcan.

■ Instalación de pararrayos en las LLTT de transmisiónde Antamina (L-2255 Vizcarra-Antamina) y en la deISA Perú (L-2254 Paragsha-Vizcarra).

MEJORAS EN EL SISTEMA DETELECOMUNICACIONES

En el 2006 se continuó con las actividades dereestructuración y mejoramiento de la red detelecomunicaciones de REP, las cuales también se estánreforzando con enlaces satelitales. Dentro de lasactividades principales están:

Mejoras en las telecomunicaciones del Dpto. deTransmisión del EsteEn la DTE se realizó el cambio de equipos analógicosde Onda Portadora por modernos equipos de OndaPortadora Digital, en los enlaces Tingo María-Aucayacu


Corman fue la encargada del desarrollo y puesta en marcha de la central hidroeléctricaAntúnez de Mayolo en 1973, así como de la instalación y el funcionamiento de las primeraslíneas de los grandes sistemas de transmisión. Alejandro Camilo fue parte del equipo queexcavó los huecos para las primeras torres e hizo caminos de acceso para poder transportarenergía eléctrica al departamento de Ica y a sus provincias. En la década del 80 se encargó delevantar y cuidar las mismas torres que él construyó frente a los atentados terroristas. Hoy estécnico de mantenimiento de REP en Pisco.

ALEJANDRO CAMILO34 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1990Torre dinamitada frente al

cerro San Cristóbal

y Aucayacu-Tocache, con la finalidad de afianzar latransmisión de información, del SCADA y corporativaen esa área.

Reforzamiento de las comunicaciones en la DTSSe instalaron equipos de Onda Portadora Digital en lasSSEE de Cerro Verde y Repartición, con la finalidad dereforzar las comunicaciones del SCADA, voz einformación corporativa.

PROYECTOS DE AMPLIACIÓN

Nueva SE Chilca, Ampliación de la SE SanJuan y Repotenciación de las líneas 2208 y2090Proyecto asociado con las nuevas centralesgeneradoras con el gas de Camisea, con una inversiónUS$36’163,615. Se inició la construcción en mayo y suculminación está prevista para mayo del 2007.

Segunda Terna a 220 kV Zapallal -Paramonga - ChimboteProyecto orientado a reforzar la capacidad detransmisión para la zona norte del país, con unainversión de US$34’077,429. Se inició la construcciónen agosto y su finalización está prevista paradiciembre del 2007.

GESTIÓN DE SEGURIDAD

Seguridad y salud en el trabajoDurante el 2006 se cumplió con el Programa Anual deSeguridad e Higiene Ocupacional, charlas desensibilización en seguridad para el personal de laempresa en su segunda etapa, reuniones del Comitéde Seguridad y Subcomités.

Asimismo, se elaboró el Plan de Acción de Seguridad ysalud en el trabajo con la finalidad de dar cumplimientoa los requisitos establecidos en la D.S. 009 2005 TR, –Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo y elreglamento de seguridad e higiene ocupacional delMinisterio de Energía y Minas, y hacerlo compatible conlos requisitos OHSAS 18001, y algunos requisitos delas ISO 14001 y el SGC ISO 9001 certificado en REP.

Como parte de la mejora en la gestión de Seguridad,en REP se conformaron nueve subcomités paritariosdistribuidos en las sedes y subsedes de la empresa.Asimismo, se ha constituido un comité central deseguridad y salud en el trabajo de forma paritaria en lasede central, los cuales ya funcionan.

Se han realizado exámenes ocupacionales en la sedecentral y están en proceso en las sedes y subsedes enprovincias. Además, se cuenta con los protocolospertinentes y los documentos del Grupo de ExposiciónSimilar para los exámenes ocupacionales en personaladministrativo, operativo y personal que brindaservicios a clientes del sector minero. También se harealizado estudios ergonómicos de las actividades tantode oficinas como de operaciones; asimismo, se hahecho estudios del ciclo circadiano, con la finalidad dedetectar a tiempo factores de estrés y riesgospsicosociales en el personal de REP, comoconsecuencia del normal desarrollo de susactividades.

Seguridad patrimonialSe continuó con las acciones preventivas (disuasivas)y operativas con el fin de mantener la seguridadpatrimonial de las líneas de transmisión, repetidorasde telecomunicaciones y las subestaciones. Encoordinación con la División de Seguridad deServicios Esenciales, la División de InvestigaciónCriminal, así como las jefaturas policiales locales dela Policía Nacional del Perú, se realizaronintervenciones a grupos delincuenciales, decomisandoy recuperando parte de los perfiles de acerogalvanizado sustraídos de las torres de alta tensión,principalmente, en la zona del norte medio.

Para el 2007 se planea intensificar las accionespreventivas y operativas, con el objetivo degarantizar la seguridad física de las instalaciones,mediante una coordinación estrecha y continua conlos diferentes elementos policiales a nivel nacional.

Desminado de torres de alta tensiónDe acuerdo con lo establecido en el contrato deconcesión, el Estado, por intermedio de Etecen,continúa con las labores de repaso de camposdesminados. Paralelamente, REP supervisa larealización de esta labor para lo cual tiene uncontrato con la Asociación de Víctimas ySobrevivientes de Campos Minados (Aviscam), parala inspección en campo. De un total de 1,712 torres con campos desminadosdurante el 2006 se avanzó en 725 torres, haciendoun acumulado de 1,100 torres desde el inicio delproyecto en el 2005. Esto equivale a un avanceacumulado del 64.29%. Se prevé concluir con estaactividad durante el 2007. Se tiene programadotambién realizar la demarcación de accesos segurosa las torres de alta tensión como un proyecto de REPpara asegurar la integridad del personal demantenimiento.


Gestión Organizacional

>46|47


GESTIÓN DEL TALENTO HUMANO

REP considera que el elemento humano es un factorde éxito indispensable para el logro de losobjetivos; en ese sentido, emprende iniciativas paradesarrollar el talento humano y capitalorganizacional en REP.

La política de gestión humana empresarial y delGrupo ISA establece el compromiso recíproco entrecada una de las empresas del grupo y susrespectivos trabajadores, de crear un ambientelaboral que propicie el desarrollo integral del personalen los aspectos: humano, laboral y social. Asimismo,el modelo de gestión del talento humanoimplementado en REP en el 2005 permite organizarlas actividades en centros de gestión que desarrollanlas funciones y atienden las iniciativas de gestiónhumana.

En la perspectiva de aprendizaje del cuadro degestión integral 2006, el plan estratégico presentódos objetivos estratégicos:

1. Desarrollar el capital organizacional: referido adiseñar organizaciones eficientes y desarrollar lacultura organizacional.

2. Implementar el alistamiento del capital humano:referido a desarrollar el talento humano en sí.

En cada centro de gestión del modelo de talento huma-no, implementado a nivel de grupo empresarial, se pre-sentaron las siguientes principales acciones e iniciativas:

CENTRO DE PRODUCTIVIDAD: Optimiza yestructura los resultados en la organización. Secentra en el estudio del diseño organizacional,sistema de competencias, indicadores de desempeñoy sistema de compensaciones.

SEG

URI

DAD

YSALUD COMUNICACIÓ

N

CLIM

ALABORAL

ACTITUDDE

SERV

ICIO

RES

PETO

HONESTIDAD

SO

LIDARIDADCOMPR

OM

ISO

TRABAJO ENEQUIPO

AGENTES DECAMBIO

GENTECOMPETENTE

VISIÓN EMPRESARIAL

VISIÓN CULTURAL

SENTIMIENTO

INTEGRACIÓN

RECONOCIMIENTOCÓDIGODE BUEN

GOBIERNO

CÓDIGODE

ÉTICA

VISIÓNMISIÓN

yESTRATEGIAS

IDENTIDADCORPO-RATIVA

Interiorizacióny conciencia

colectiva

Manifestacionesy rasgos de

comportamiento

Resultados



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1996Foro Ley de

Concesiones Eléctricas

El enfoque de implementación de la visión culturaldefinida al 2008, alineada a la estrategia empresarial, implicó incidir enproyectos y acciones estratégicas que permitan continuarconsolidando la cultura organizacional.

El principal proyecto desarrollado en el 2006 serefirió al alistamiento organizacional, centrándose enel desarrollo del estudio de procesos de laorganización. Dicho estudio fue realizado con laparticipación de los equipos de trabajo a nivel detoda la organización y se logró validar la cadena devalor, construir el mapa de procesos, así como validarlas funciones y estructura organizacional.

CENTRO DE TALENTO: Se centra en la atracción,selección y desarrollo de los colaboradores. Atiendeel reclutamiento y selección, inducción, capacitación,planes de carrera y aplicación de herramientas dedesempeño.

En el 2006 se desarrolló el programa “Conociendonuestras competencias”, diseñado con el objetivo deidentificar las brechas de competencias humanas enla organización. El programa fue desarrollado a nivelnacional y, mediante evaluaciones de 360º, se logróla participación masiva del personal.

El cumplimiento del plan de formación diseñado y elindicador de horas de capacitación presentan unaadecuada ejecución de lo planificado. Asimismo, elíndice de rotación de personal menor a 10% presentauna dinámica de ingreso de personal prevista. Cabedestacar el desarrollo de programas formativosinternos dirigidos a grupos ocupacionalesespecíficos; en el 2006 se llevaron adelanteprogramas formativos, dirigidos a asistentes desubestación y a directivos, con contenidosparticularmente diseñados para sus necesidades.

CENTRO DE SERVICIOS: Optimiza la atención acolaboradores. Administra nóminas y beneficios,relaciones laborales, bienestar social.

En el 2006 se desarrollaron iniciativas decomunicación a la organización, basada en poner adisposición de los colaboradores información sobrelos servicios laborales y procesos de gestión humanade REP. De este modo, se implementó el programa“El ABC laboral de REP”, el cual periódicamentepresenta información detallada acerca de temas deinterés común.

Las actividades del área de bienestar socialfomentaron la integración y cumplieron con elobjetivo de fortalecer la unidad en la organización;asimismo, se desarrollaron programas informativos yde despliegue de beneficios al personal.

CENTRO DE CULTURA Y LIDERAZGO: Optimizaestilos y resultados de las personas. Gestionadesarrollo de liderazgo, comunicación yadministración del cambio, gestión delconocimiento.

El enfoque de implementación de la visión culturaldefinida al 2008, alineada a la estrategiaempresarial, implicó incidir en proyectos y accionesestratégicas que permitan continuar consolidando lacultura organizacional. De este modo, se logró unavance en la evaluación de cultura organizacionalrealizada a finales de año, incrementándose el valora 86%.


>48|49


Asimismo, el estudio de clima organizacionalrealizado permitió conocer el nivel de satisfacción delos trabajadores sobre el ambiente laboral,obteniéndose un resultado final del 83%.

En cuanto al personal, al 31 de diciembre del 2006 laempresa contaba con 318 trabajadores distribuidosde la siguiente manera:

Personal por categoría ocupacional

Directivo 20

Profesional 109

Técnico 164

Administrativo 25

Total 318

Personal por Departamento

DT Norte 49

DT Este 52

DT Sur 59

DT Centro 40

Sede Central 118

Total 318

Directivo

Profesional

Administrativo

Técnico52%

34%

6%

8%

DT Norte

DT Este

DT Sur

DT Centro

Sede Central

16%

19%

13%

37%

15%

Gestión Jurídica

Resulta importante resaltar la gestión jurídicadesarrollada en REP durante el ejercicio 2006,relacionada con los procesos judiciales yadministrativos más importantes, así como con lasactuaciones para reducir los temas pendientes con elconcedente, derivados del contrato de concesión delos sistemas de transmisión eléctrica Etecen-Etesur.

Solicitud de restablecimiento delequilibrio económicoCon referencia a la solicitud de restablecimiento delequilibrio económico del contrato de concesión,derivada del perjuicio económico producido por lapérdida de unos ingresos adicionales a laremuneración anual garantizada provenientes de loscontratos contenidos en el numeral 11.1.1 del anexo11, del contrato de concesión, por efecto de laregulación tarifaria del Osinergmin, se ha solucionadoel tema en términos favorables para la empresa,quedando que el Osinergmin lo aplique en lasiguiente regulación tarifaria.

Procesos judicialesEn cuanto a las seis acciones contencioso-administrativas contra el Osinergmin, mediante lascuales se impugnaron en el ámbito judicial lasregulaciones tarifarias asociadas al sistema principalde transmisión y sistema secundario de transmisióncorrespondientes al período 2003, 2004 y 2005, REPsolicitó el desistimiento del proceso en las mismas,de acuerdo con el punto anterior.

Gestión Organizacional


La primera torre caída por la violencia terrorista fue en Chonta, departamento deHuancavelica. Carlos Huánuco recuerda que levantarla tomó cerca de un mes o 20 días,nunca se imaginó que había sido el inicio de la década más sangrienta de la historiarepublicana del Perú. Con la primera experiencia se organizaron grupos de emergencia,contingencia, repuestos y reticulados. Hoy es técnico de mantenimiento de REP enHuancayo.

CARLOS HUÁNUCO 33 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO


Gestión Social

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En el transcurso del 2006 la gestión social de REP fueadquiriendo experiencia, madurez y liderazgo,encontrándose, al finalizar el año, más fortalecida y conla capacidad de lograr los objetivos propuestosinicialmente.

De esta manera y con el propósito de diagnosticar demanera objetiva la gestión social de REP, a finales delaño se llevó a cabo el estudio de indicadores deResponsabilidad Social Perú - 2021; realizado por Perú2021 (patronato en el cual están adscritas lasprincipales instituciones socialmente responsables delPerú). La calificación general otorgó un valor de 4.93sobre 6, el gráfico de la siguiente página presenta losresultados de la medición frente a cada uno de losgrupos de interés de REP.

Esta calificación indica que la responsabilidad social enREP marcha por el camino adecuado y está encondiciones de llevar a cabo, en un horizonte muypróximo, una gestión más focalizada para el mejorcumplimiento de los compromisos con los grupos deinterés.

La gestión de cada una de las áreas de REP se orientóhacia el cumplimiento de los compromisos que semencionan anteriormente. Con respecto a los accio-nistas, se puede afirmar que en la organización existeun gran convencimiento acerca de la importancia delcomportamiento ético en su proceder. Esto se puedecomprobar a través de sus prácticas por promover latransparencia y veracidad de la información, lacompetencia leal y desterrar de su actividad lasprácticas corruptas, lo que agrega valor a la empresa.

Con los colaboradores se aprecia una participaciónactiva en la toma de decisiones y operatividad de laempresa. También es valorada la preocupación por unaconstante capacitación, lo que contribuye alcrecimiento de los trabajadores. Sobre el públicoproveedor, se percibe a la empresa como transparente,normada a través de un régimen de contrataciones, loque corrobora un compromiso de reglas claras.

Con respecto al grupo de interés gobierno, elcumplimiento de la ley y la transparencia en todas lasoperaciones de REP es su principal apoyo al Estado.

Agregar valor a la compañía

Identificar la prioridades, superar las expectativas

Tranparencia, equidad yreglas claras

Fortalecer el Estadode Derecho

Respeto a los derechos humanos:Prestar servicios con calidad y eficiencia;

suministro oportuno de informaciónde interés público;

y contribuir al desarrollo sostenible

Valorar y retribuir su conocimientoe ideas y contribuir a su

crecimiento

REP

ACCIONISTAS

PROVEEDORESCLIENTES

SOCIEDAD ESTADO

COLABORADORES

Compromisos de REP con los grupos de interés



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1997Centro de control

de ETECEN

Además de su gran área de influencia, está en unaposición estratégica para ser importante promotor deldesarrollo y del fortalecimiento de las autoridadeslocales. Sobre el medio ambiente, encontramos que lasreglas están dadas y las políticas ambientales en etapade implementación.Sobre el grupo de interés clientes, los resultados de laencuesta de satisfacción del cliente 2006 evidencianque la organización satisface sus expectativas. Y conrespecto al grupo de interés sociedad, éste fue aten-dido especialmente con un plan social, que reportó uncumplimiento de 95% y lo detallamos a continuación:

Programa de Desarrollo ComunitarioEl programa de desarrollo comunitario tuvo comoobjetivo elevar la calidad de vida de las poblacionescon escasos recursos económicos. Se identificaron,formularon e implementaron diversos proyectos degeneración de renta en diferentes departamentos delpaís, impulsando el desarrollo económico local.

■ Granja para Crianza de Conejos de Castilla. Se construyó una crianza de conejos beneficiando alos 500 niños que alberga la Comunidad SagradaFamilia de Ventanilla.

■ Programa para el fortalecimiento de la cadenaagroexportadora de alcachofa en el área deinfluencia de REP. En sociedad con la ONGTechnoserve se buscó beneficiar a 60 agricultores enla exportación de un nuevo cultivo: la alcachofa.

■ Tejiendo Oportunidades de Desarrollo para mujeresen Horacio Zevallos (Arequipa). Se implementó untaller de tejidos de alpaca, que benefició a 32mujeres.

■ Implementación de módulos de producción dehortalizas y abonos orgánicos a escala familiar enLambayeque. Benefició a 120 familias de esedepartamento.

■ Otros proyectos que se implementaron fueron los deagricultura urbana. Actualmente se cuenta con tresbiohuertos que generan ingresos a más de 30familias, se han desarrollado en la parte sur de Limay en terrenos desérticos que se ubican bajo laslíneas de alta tensión. Para su implementación, laempresa contó con las autorizaciones deOsinergmin y del Ministerio de Energía y Minas. Losbiohuertos son multipropósito, ya que generan rentaa la población, integran al mercado productivo amujeres que no contaban con oficio y tambiénprotegen las servidumbres de la posibilidad de quesean invadidas. Además, se obtuvieron las primerascosechas de hortalizas, las que fueron vendidas porla población en ferias que organizaron la ONG IPESy la Municipalidad de Villa María del Triunfo, amboscopromotores de REP.

Programa de ConvivenciaA través de visitas se fortaleció las relaciones con 323comunidades ubicadas en el área de influencia de laempresa. Se les llevó información preventiva y ademásinformación sobre purificación de agua, prevención deenfermedades estomacales y alimentación balanceada.

Se distribuyeron miles de trípticos y almanaquespreventivos-educativos, así como 20,000 cuadernos adiversas escuelas del país, los que no sólo alcanzandatos preventivos sino también información histórica.Es así que el reconocido arqueólogo Walter Alva,descubridor del Señor de Sipán, se dirigió a los niñosdel Perú a través de uno de los cuadernos de REP,narrándoles su descubrimiento e informándoles cómovivían los antiguos peruanos.

Bajo los criterios de este mismo programa serealizaron diversas donaciones de equipos eléctricos yde informática a universidades del país. Medianteacciones de voluntariado corporativo, se trabajó en laremodelación de infraestructura educativa, en especialen los servicios higiénicos de los colegios vecinos a lassubestaciones de Cusco y Arequipa.

ACCIONISTAS

COLABORADORES

PROVEEDORES

PUNTAJE (1-6)

PUNTAJE PROMEDIO 4.93

COMUNIDAD

GOBIERNO Y SOCIEDAD

MEDIO AMBIENTE

6

5.015

4

3

2

1

0

5.27

5.27

5.22

4.61

4.19

Indicadores de RSE de REP 2006


La violencia terrorista hizo que el personal diseñe planes personales de contingencia, losturnos de amanecida eran los más peligrosos y se temían ataques terroristas en lassubestaciones. Miguel Benavides recuerda voladuras de dos y hasta cuatro torres; erapeligroso, cada operador diseñó su propio plan de contingencia para preservar su vida. Lascanaletas de las subestaciones, así como las cisternas en los techos eran buenos refugios.Hoy es técnico de mantenimiento de subestaciones de REP en Pisco.

MIGUEL BENAVIDES32 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1997Inauguración de línea Tintaya -

Charcani V en 138 kV deETESUR

Una labor importante fue la efectuada por todos loscolaboradores de REP, quienes organizaron 18 fiestas del NiñoVecino a nivel nacional. Dicha actividad navideña distribuyó juguetes yllevó alegría a más de 6,000 niños.

Una labor importante fue la efectuada por todos loscolaboradores de REP, quienes organizaron 18 fiestasdel niño vecino a nivel nacional. Dicha actividadnavideña distribuyó juguetes y llevó alegría a más de6,000 niños.

Con respecto a los principios del Pacto Global,iniciativa de la ONU que invita a las empresas acumplir con medidas en el cuidado medioambiental,los derechos humanos, el trabajo y laanticorrupción; la empresa entregó y presentó elreporte de cumplimiento de dichos principios;asimismo, elaboró su primer informe deresponsabilidad social empresarial.

En síntesis, la organización ha desarrollado una gestiónsocial importante y con impacto en más de 60,000peruanos; sin embargo, el horizonte muestra másretos, ya que REP cuenta con el anhelo de lograr elacompañamiento de otras organizaciones y decontribuir con mayor impacto en el desarrollo del país.

GESTIÓN DE SERVIDUMBRES Y AMBIENTAL

ServidumbresLas invasiones de las franjas de servidumbres de laslíneas de transmisión por pobladores aledaños a lasmismas, constituye un serio problema para la empresa.Para afrontarlo, se han dividido las invasiones en dosgrupos: las invasiones ocurridas antes de la concesióny las invasiones ocurridas posteriormente odenominadas, nuevas ocupaciones.

En relación con las primeras, en el 2006 se coordinóestrechamente con la comisión nombrada medianteResolución Ministerial N° 324-2005/PCM, encargada dela revisión, consolidación y discriminación de la infor-mación, así como de la negociación y posterior elabo-ración de una propuesta de solución definitiva a la ocu-pación de áreas de servidumbre de la concesión deREP.

Se avanzó en la definición de responsabilidades en un56%, la que incluye una revisión de informaciónexistente en los inventarios del Osinergmin, DirecciónGeneral de Electricidad, Etecen y REP. Asimismo, serealizaron inspecciones de campo para verificar y definirla antigüedad de las construcciones.

Respecto al control de las nuevas invasiones, se reforzóel área encargada de esta labor, se aprobó el programaanual de recorridos en todas las líneas de transmisión yse intensificó el seguimiento de las invasiones. Se logróretirar el 76% de los 213 casos acumulados, aplicandoun conjunto de estrategias legales incluyendo laparticipación del Osinergmin.

Por otro lado, se continuó con la labor preventiva con elapoyo del Comité de Riesgos en Servidumbres, en laque participa personal de las diferentes áreas de laempresa. Se llevó a cabo el Plan de Difusión Anual, cuyoobjetivo es informar y educar a la población de laszonas de influencia.

Ambiental REP cumplió con todas las normas ambientales para elsistema eléctrico de transmisión de energía, habiendoentregado oportunamente el Informe de GestiónAmbiental al Organismo Fiscalizador, Osinergmin.

En el 2006, al igual que en el 2005, se realizó unmonitoreo ambiental en todas las subestaciones de laconcesión de REP, en el que se evaluaron los parámetrosde ruido, radiaciones electromagnéticas, intensidadluminosa, y calidad del agua potable, con el objetivo deevaluar y elaborar propuestas de mejora al sistema ycumplir con los compromisos asumidos en los Estudiosde Impacto Ambiental, los Programas de Adecuación deManejo Ambiental y los Planes de Manejo Ambiental.

Por otro lado, se implementó el archivo de todos losexpedientes de concesión, servidumbres, estudios yprogramas ambientales de las líneas de transmisión ysubestaciones de la concesión.


Direccionamiento estratégico

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VISIÓN, MISIÓN Y VALORES

REP basa su gestión estratégica en el marco delcumplimiento de su visión, misión y valoresorganizacionales; en ese sentido, durante el 2006 elplaneamiento estratégico de REP definió las accionesa seguir a fin de asegurar el logro de dichosenunciados cuyo horizonte de logro estuvo definidopara el 2008:

Visión:

“Para el 2008, ser una empresa líder en el mercadoperuano de transmisión de energía eléctrica,reconocida como modelo de gestión empresarial”

Misión

“Contribuir al desarrollo del mercado eléctrico delpaís y sus comunidades, brindando servicios detransmisión de energía eléctrica y servicios

relacionados, generando valor para nuestrosaccionistas, propiciando el desarrollo integral delpersonal, satisfaciendo las expectativas de losclientes, buscando estándares de clase mundialcomprometidos con el mejoramiento continuo y laresponsabilidad social”.

Valores

Respeto entre todos, como base de la convivencia.Respeto a la vida, a los derechos, a las diferencias, alas creencias y al pensamiento.Honestidad para crear las condiciones de confianza,que generan la transparencia y la honradez.Solidaridad entre nuestra gente y con la sociedad.Nadie puede crecer, desarrollarse, ser felizcabalmente, independientemente de lo que ocurra alos demás.Compromiso para asumir responsabilidades y retos.Involucrarse proactivamente para prevenir y resolverproblemas.

ESTRATEGIA CORPORATIVA

F

CM

PE

AO-DTH

ESTRATEGIA COMPETITIVA FILIAL

CND - MEMISA-STE Co.CTEEPTranselcaISA BoliviaISA PerúREPTransmantaro

Intemexa

Flycom

N. ENERGÍA N.TELCOM

DIRECCIÓNCORPORATIVA

Enfoque: Esquema de grupo empresarial para el desarrollo del direccionamiento 2006



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

1998Transformador de

138/60/22.9kV en subestaciónCallalli de ETESUR

Es importante destacar que el proceso dedireccionamiento estratégico en su revisión, duranteel 2006, consideró válidos los contenidos de la visión,misión y valores; sin embargo, ha buscado destacarla contribución de REP en el crecimiento del grupoempresarial ISA, el reconocimiento de su modelo degestión empresarial y de responsabilidad socialempresarial.

ESTRATEGIA EMPRESARIAL

La estrategia de REP está alineada corporativamente,mediante el proceso de direccionamiento estratégico,el cual ha definido como lineamiento básico elaseguramiento de la competitividad; en ese sentido,la gestión de la organización tuvo dos grandesenfoques: el crecimiento y la eficiencia operativa.

Asimismo, la estrategia empresarial diseñó yorganizó sus objetivos estratégicos con la finalidad deatender los compromisos ante los grupos de interésde la organización.

Estrategia competitiva La estrategia de REP se centra en la generación devalor con énfasis en un mayor crecimiento yproductividad a partir de: i) la gestión de los ingresosregulados por el crecimiento de la Red; ii) la gestiónde los activos; y iii) la optimización del manejofinanciero y tributario.

Es reconocida en su mercado objetivo como unaempresa que agrega valor a sus clientes por laprestación de servicios con calidad, confiabilidad yoportunidad, excelente actitud de servicio, eficiente


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capacidad de gestión y efectiva aplicación delconocimiento técnico. Promueve el mejoramiento delsistema interconectado nacional para atender lasnecesidades de crecimiento de la demanda y decalidad del servicio.

Los resultados se soportan en el mejoramientocontinuo de procesos, la adopción de mejoresprácticas, el gobierno de costos y la gestión integralde riesgos. Dispone de un modelo de relacionamientoque le permite adelantar acciones proactivas en lagestión de compromisos con todos los grupos deinterés. Asimismo, desarrolla una adecuada gestiónsocial, incluyendo la gestión de servidumbres y delmedio ambiente.

Para enfrentar los retos del futuro debe contar concapital humano competente y comprometido con sudesarrollo integral y con los objetivos de laorganización, aplicando las prácticas del modelo degestión humana basada en la productividad, en eldesarrollo del talento y la cultura.

INSTRUMENTOS DE GESTIÓN

El aseguramiento y monitoreo de la gestión estratégicade REP es un proceso permanente y que tiene porfinalidad validar el entorno estratégico, el enfoque desus proyectos y el logro de los indicadores deresultado; al respecto, la gestión estratégica de REPreportó los siguientes resultados al finalizar el 2006.

Direccionamiento estratégico

CUADRO DE GESTIÓN DE INDICADORES - RED DE ENERGÍA DEL PERÚ 2006

INDICADORES DE MÁXIMO NIVEL

PERSPECTIVA

FINANCIERA

NOMBRE DEL INDICADOR

1. EBITDA

2. Incremento del EVA

3 FCL / Interés pagado

4 Cumplimiento con el Plan de Inversión

5 Cumplimiento compromisos con inversionistas

RESULTADOS A

DICIEMBRE 2006

40.024

5.118

4,29

57,00

100

UNIDAD

Miles de USD

Miles de USD

Veces

%

%

MERCADO 6. Índice de energía no suministrada - Rango 220kV

7. Índice de energía no suministrada - Rango 138kV

8. Tasa de interrupción rango 220kV

9. Tasa de interrupción rango 138kV

10. Disponibilidad de la Red

11. Nro. Fallas por c/ 100 km (220kV)

12. Nro. Fallas por c/ 100 km (138kV)

13. Pago de compensaciones NTCSE (%ing-rag)

14. Evaluación de satisfacción clientes externos

15. Imagen empresarial (con todos los públicos)

2447

1479

0,42

2,31

99,59

0,9

4,78

0,403

80,30

79,70

MWh

MWh

Nro/km

Nro/km

%

Nro/km

Nro/km

%

%

%

APRENDIZAJE 16. Apreciación de Clima Organizacional 4,15 %



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

2004Cambio de conductores en

Chonta por ETECEN

En el 2006, REP fue galardonada con la obtención de laMedalla de Oro del Premio Nacional a la Calidad otorgadopor la Sociedad Nacional de Industrias.

Perfil organizacional REP

Ambiente, relaciones y desafíos

Modelo de Gestión Empresarial: REP ha basado su modelo de gestión en lametodología del Premio a la Calidad Malcolm Baldrigede Estados Unidos, mediante el cual la gestión seenfoca en la atención de siete aspectos clave,permitiendo el alineamiento de la organización consus objetivos estratégicos.

Además, este modelo permite el diagnóstico de lagestión integral de la organización.

Es importante destacar que en el 2006, REP fuegalardonada con la obtención de la Medalla de Oro delPremio Nacional de Calidad, importante reconocimientootorgado por la Sociedad Nacional de Industrias, através de su Centro de Desarrollo Industrial.


Riesgos empresariales

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Durante el 2006, REP continuó con la implantación dela gestión integral de riesgos. Bajo esta metodología, laorganización avanzó en la normalización de los riesgosorganizacionales obteniendo como resultado ladefinición de diversas medidas de administración de losmismos, delegándose la responsabilidad de suejecución a cada responsable funcional delmacroproceso de la organización. Adicionalmente, sedesarrollaron las evaluaciones de los riesgos residualesentendiéndose como tal, la medición de la criticidad delos riesgos luego de la ejecución de los planes demitigación.

La gestión del 2006 estuvo centrada en las siguientesactividades:

■ La ejecución de las medidas de administración deriesgos priorizadas según el impacto en los

Identificación,Evaluación de RiesgosOrganizacionalesPuros(Septiembre-2005)

MáximoNivel

PrimerNivel

Gerencia deTransmisión

Gerencia deOperaciones

Gerencia deFinanzas

SegundoNivel

Ejecución de Planesde acción-Fichas deRiesgos porMacroproceso(Febrero-2006)

Despliegue deobjetivosIdentificación de procesosasociados al riesgo(Diciembre-2006)

COORDINACIÓN

EXTERNOI. Riesgos Normativos: 1. Inestabilidad Legal, Normativa y Regulatoria 2. Imprecisiones o vacíos en el Contrato de ConcesiónII. Riesgos de Mercado: 3. Problemas estructurales del sectorIII. Riesgos Económicos: 4. Variaciones desfavorables de variables macroeconómicasIV. Riesgos de la Naturaleza: 5. Fenómenos de la naturalezaV. Riesgos Sociopolíticos: 6. Conflicto Social

EXTERNO-INTERNOVI. Riesgos Ambientales 7. Servidumbres no preservadasVII. Riesgos Comerciales: 8. Morosidad de Cartera 9. Incumplimientos ContractualesVIII. Riesgos de Crecimiento: 10. Gestión inadecuada del Negocio 11. Gestión inadecuada en nuevos negociosIX. Riesgos de Ética: 12. Corrupción / Faltas a la ética

INTERNOX. Riesgos Operacionales: 13. Inadecuado manejo de información 14. Fallas humanas o de procedimiento 15. Indisponibilidad de sistemas, equipos y materiales 16. Pérdida o disminución de competitividad y eficiencia 17. Administración inadecuada del Talento humano

MAPA DE RIESGOS REP

INSUMOS PRODUCTOS YSERVICIOS

PROCESOS

Estructura física/organizacional/

recursos


PROCESOS


recursos


PROCESOS


recursos

macroprocesos a causa de los componentes de cadariesgo y la capacidad de atención de cada medida.

■ Incentivo a la cultura de riesgos en la organizaciónmediante la difusión y promoción de la política deriesgos.

■ La evaluación de los riesgos residuales luego de laejecución de las medidas de administración y ladefinición de la nueva matriz de riesgos más lasevaluaciones de los riesgos potenciales.

■ Incorporación de las medidas de administración deriesgos a los planes funcionales de las diferentesáreas de la organización

De esta manera, REP asegura que las diversas áreasestán ejecutando acciones de protección o prevenciónante los riesgos en todos los macroprocesos delnegocio. La gestión de la implementación de riesgosorganizacionales en REP se puede definir como lomuestra el siguiente esquema:


La subestación Marcona estaba en peligro, las detonaciones de dinamita de Hierro Perúhabían debilitado su estructura. En el 2001, Etecen decidió trasladar la sala de control acasetas. Víctor Sanabria fue parte del proyecto que trasladó la operación a cuatro casetassin la interrupción del servicio eléctrico, tanto Hierro Perú como la ciudad no se vieronperjudicadas a pesar del peligro existente. Hoy es técnico de mantenimiento de REP enPisco.

VÍCTOR SANABRIA 32 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO


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El control de gestión puede definirse como unsistema de administración que permite elseguimiento integral de las acciones que se planeany ejecutan, determinando el avance periódico de lasmismas, a fin de ejercer acciones deretroalimentación y correctivas en caso deincumplimiento o desviación.

Actualmente el mundo de los negocios incrementa lanecesidad de depositar mayor confianza en lainformación producida por los sistemasautomatizados y los procesos de negociosrelacionados que los soportan. Ante esta situación,REP reconoce la importancia de contar con unsistema de control interno que asegure la eficacia yeficiencia no sólo de sus procesos, sino también quegarantice la confiabilidad y oportunidad de lainformación tanto a nivel interno como externo.

Es así que REP considera que el sistema de controlinterno merece contar con actividades que permitansu fortalecimiento continuo. Con esta finalidad,durante el 2006, se han impartido charlas en lassedes a nivel nacional a efectos de sensibilizar a suscolaboradores respecto al control interno y alautocontrol, haciéndoles ver la participación eimportancia que tienen las actividades que realizancada uno de ellos en los procesos del negocio.

Como lineamientos de actuación que permitan unsistema de control interno eficiente y eficaz, REPcuenta con políticas corporativas, procedimientos ydirectivas sobre las cuales la gerencia espera queactúen sus colaboradores, desplegando su difusión entodos los niveles de la organización. Pero ¿cómo seasegura la gerencia el fiel cumplimiento de las políticasy procedimientos? Lo realiza utilizando el modelo COSO(Committee of Sponsoring Organizations) quecomprende componentes desde el ambiente de controlhasta el monitoreo del cumplimiento de los controlesimplementados por la gerencia.

Adicionalmente, REP cuenta con el órgano de controlinterno (Contraloría) que ejerce las funciones de

auditoría interna y reporta directamente al Comité deAuditoría, órgano conformado dentro del directorio deREP, dándole de este modo, la independencia necesariapara el buen desempeño de sus funciones.

Las principales responsabilidades de la Contraloría,definidas en el estatuto social son:

■ Apoyar a la gerencia en su responsabilidad defortalecer el sistema de control interno, medianteauditorías continuas a diversas áreas y procesos dela organización sobre la base de un plan anual deauditoría basado en riesgos.

■ Agregar valor mediante la evaluación permanentedel sistema de control interno, y la consecuenteemisión de recomendaciones de mejora,manteniendo el equilibrio en la relación costo-beneficio.

■ Verificar el cumplimiento de políticas,procedimientos y normas internas.

■ Verificar el cumplimiento de legislaciones yregulaciones externas.

■ Verificar la razonabilidad de los resultados de losindicadores de gestión en la organización, que sonuna de las entradas para la toma de decisionesoportunas y la formulación de planes de acción.

■ Apoyar a la gerencia en el cumplimiento de losobjetivos estratégicos mediante la evaluación de lagestión de riesgos, control y gobierno.

Los integrantes del equipo de Contraloría están en

permanente capacitación, actualizando sus conocimientos

en áreas necesarias para realizar su labor, tales como

temas tributarios, contables, de auditoría forense,

seguridad de sistemas informáticos y buen gobierno,

entre otros, lo cual les permite entender y plasmar en

cada una de sus revisiones las necesidades de los

accionistas, de la gerencia y de los grupos de interés,

considerando la cobertura de los riesgos relativos a la

función financiera, operativa, de información y su

cumplimiento. Cabe resaltar que las actividades que

realiza el equipo de Contraloría se rigen bajo las normas

para el ejercicio profesional de la auditoría interna.

Control de Gestión



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

En el 2006, REP ganó el primer premio en la categoríamejor comportamiento con el entorno internoy externo del concurso de Gobierno Corporativo organizado porProcapitales y la UPC.

2006Nueva línea de transmisión

de REP hacia Ecuador

Elementos del Sistema de Control deGestión en REP■ Estructura organizacional con niveles jerárquicos

que gozan de autoridad, y se les asigna

responsabilidad conforme a las necesidades de la

compañía.

■ Código de Buen Gobierno de REP, en el cual se

estructura y compilan las medidas específicas

respecto del gobierno de la sociedad, su conducta

y su información. En el 2006, REP ganó el Primer

Premio en la Categoría Mejor comportamiento con

el entorno interno y externo del concurso de

gobierno corporativo organizado por Procapitales y

la UPC.

El Jurado del concurso expresó lo siguiente:

“La actividad empresarial responsable

considera y valora las relaciones de la

empresa con su entorno, respetando e

involucrándose en satisfacer las necesidades

de sus trabajadores, proveedores, clientes y

la comunidad en su conjunto. La empresa que

ha obtenido el primer puesto de esta

categoría sobresale por las buenas prácticas

que ha implementado, habiendo resaltado por

su permanente acercamiento y buena relación

con la comunidad, sus proveedores,

trabajadores, clientes y empleados.”

■ Plan Estratégico, basado en lineamientos y

objetivos corporativos, se diseña tomando como

entradas el análisis FODA y la evaluación de

riesgos estratégicos del negocio, resultados de

participación de los colaboradores de diversas

áreas de la organización para cubrir todas las

aristas posibles.

■ Autocontrol, elemento clave en cada uno de los

procesos del negocio.

■ Sistema de Gestión de Calidad, REP cuenta con la

certificación de calidad ISO 9001:2000 para el

negocio de transmisión de energía eléctrica. Para

mantener y mejorar la calidad del servicio, REP

tiene un equipo de auditores internos de calidad

debidamente certificados, quienes realizan

auditorías semestrales a los diferentes procesos

del negocio.

■ Comités para una adecuada supervisión, control y

monitoreo de las actividades de la organización,

tales como el Comité de Auditoría, el de Riesgos,

el Disciplinario y el de Seguridad y Salud en el

Trabajo, el primero conformado por algunos

miembros del directorio.

■ Modelo de gestión empresarial, bajo el enfoque de

Malcom Baldrige, soporte para la integración de

los aspectos clave de la organización dentro de

una estructura orientada hacia la obtención de

resultados en organizaciones de alto desempeño.

En el 2006, REP participó en el Premio Nacional a

la Calidad organizado por la Sociedad Nacional de

Industrias, y obtuvo la medalla de oro al

reconocimiento a su gestión empresarial.

■ Código de Ética, marco de actuación y los valores

empresariales en el cual REP se desenvuelve.

■ Estatuto de la Contraloría, en el que se declara la

independencia y objetividad del ejercicio

profesional de los auditores internos.

■ Conjunto de políticas como marco de actuación:

a. Política de Control, bajo los parámetros de

la política corporativa, se declaran los

criterios, convicciones y marco de actuación

respecto al control en la gestión empresarial.


La subestación de Independencia, en Ica, es paso obligado hacia Ayacucho, zona “roja” entiempos de violencia terrorista. Se calcula que las torres perdidas fueron más de mil; sinembargo, para Omar Agama, ello no fue impedimento para realizar con firmeza suslabores, lo que le ha traído muchas satisfacciones, no sólo en la parte técnica sino tambiénen lo personal. Hoy es asistente de la subestación de REP Independencia.

OMAR AGAMA 32 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

2007Biohuertos de REP

dentro de servidumbre

b. Política para la Gestión Integral de

Riesgos, se declaran los criterios y se define

el marco de actuación para la gestión integral

de los riesgos que generan vulnerabilidad en

los recursos empresariales requeridos en

todos los procesos que son críticos para la

continuidad y competitividad de las empresas

que conforman el Grupo ISA.

c. Política de Seguridad y Salud

Ocupacional, para los procesos de gestión y

salud ocupacional, orientados a la prevención

y mitigación de riesgos ocupacionales.

d. Política Ambiental, en el cual se reconoce la

responsabilidad de contribuir con la

preservación del medio ambiente.

e. Política de Gestión Humana, que establece

el compromiso recíproco entre la empresa y

sus trabajadores de crear un ambiente laboral

que propicie el desarrollo integral del personal

en los aspectos humano, laboral y social.

f. Política de Inversión, en la que se declaran

los criterios y se define el marco de actuación

dentro de los cuales se realizará el análisis y

evaluación, toma de decisión y seguimiento

de las inversiones, buscando que aseguren el

crecimiento con la rentabilidad de la

compañía y permita la generación de valor

g. Política Social, con lineamientos para una

gestión social comprometida con el respeto a

los derechos humanos, la prestación de

servicios de calidad y eficientes, el suministro

oportuno de información de interés público, la

participación en el desarrollo sostenible y la

contribución al bienestar de las sociedades.

h. Política de Información y del

Conocimiento, en el cual se declaran los

criterios y define el marco de actuación para la

gestión de información y del conocimiento como

activos estratégicos de la organización.

i. Política de Servicio, que enmarca el pensa-

miento institucional y los lineamientos generales

de REP, de tal forma que se pueda dar cumpli-

miento a las normas y estándares de calidad.

■ Cuadro de Gestión Integral, con indicadores para los

diferentes niveles de la organización, a los que se

realiza seguimiento permanente por parte de la Alta

Gerencia y del Directorio.

■ Sistema de seguimiento a las oportunidades de

mejora, con la finalidad de asegurar el continuo

mejoramiento en la organización.

Herramientas de Control de GestiónREP cuenta con dos aplicativos informáticos que le

permiten hacer el seguimiento de su gestión:

■ El Búho ®, software en el cual se centralizan las

oportunidades de mejora resultado de las diferentes

auditorías y revisiones internas y externas

realizadas en la organización. Este software permite

el seguimiento a la implementación de las acciones

de mejora.

■ Strategos ®, el cual permite el seguimiento y

continuo análisis a los planes de gestión y los

indicadores relacionados, encaminados al logro de

los objetivos estratégicos de la organización.

La actividad empresarial responsable considera y valora lasrelaciones de la empresa con su entorno, respetandoe involucrándose en satisfacer las necesidades de sus trabajadores,proveedores, clientes y la comunidad en su conjunto.


Gobierno Corporativo en REP

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La transparencia de las operaciones y de la gestión detoda empresa es el pilar para el aseguramiento de sucrecimiento sostenido. Es así que el tema de gobiernocorporativo, más que una exigencia legal ocumplimiento de principios, es una autoexigencia quecada empresa se compromete a cumplir, por respeto asus accionistas, inversionistas, trabajadores,comunidad, proveedores y clientes, los famososllamados stakeholders, cada uno de estos actoresjuega un papel fundamental en la existencia de laempresa.

REP, gracias al contrato de concesión firmado con elEstado peruano, inicia sus operaciones en setiembredel 2002 con objetivos y metas institucionales a corto ylargo plazo. Teniendo siempre bien en claro laimportancia de contar con una gestión transparente,crea mecanismos para asegurar la eficiencia y eficaciade sus procesos.

Con el afán de ordenar y documentar los lineamientosde la Alta Dirección sobre el marco de actuación de lostrabajadores de REP, y que se ajusten a losrequerimientos de las mejores prácticas de buengobierno, en el 2005 la Junta General de Accionistasaprobó el Código de Buen Gobierno Corporativo de REP.Este documento es de cumplimiento obligatorio, ya queestructura y compila las medidas específicas respectodel gobierno de la sociedad, su conducta y suinformación, y está a libre disposición del público en lapágina web: http://www.rep.com.pe. En el 2006 serealizó la evaluación al cumplimiento del Código, sedetectaron algunas oportunidades de mejora y se llevóa cabo el seguimiento a la implementación de losplanes de acción.

El Código de Buen Gobierno tiene como fin:■ Asegurar el respeto de quienes inviertan en acciones

o en cualquier otro valor emitido por la empresa. ■ Asegurar la adecuada administración de sus asuntos

y el conocimiento público de su gestión.

El Código de Buen Gobierno de REP fue elaboradotomando como base los Principios de la Organizaciónpara la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), lanormatividad expedida por la Comisión NacionalSupervisora de Empresas y Valores (Conasev), así comolos lineamientos de las tres empresas accionistas.

El contenido del Código se ajusta a los principios,políticas empresariales, valores, código de ética,estatuto social, normativa interna y demás prácticasde gobierno que desde la constitución de la sociedadhan venido desarrollándose e implementándose enbeneficio de los accionistas, inversionistas yempleados de REP.

Junta General de AccionistasDe conformidad con la Ley General de Sociedades, laJunta General de Accionistas se convoca por lomenos una vez al año o cuando el interés de lasociedad lo exija. En el ejercicio 2006 la JuntaGeneral se reunió en dos oportunidades, con lapresencia del 100% de los accionistas.

El rol del Directorio, primordial para elgobierno corporativoEl Directorio de REP tiene como principal función ladirección estratégica de la empresa y la supervisiónde la gestión. La conformación del mismo se ajustaal tamaño de la empresa, al número de accionistas ygarantiza la pluralidad de opiniones para unaadecuada toma de decisiones.

El Directorio se reúne por lo menos una vez al mes,o cuando la sociedad lo requiera por temas deimportancia, garantizando de esta manera lasupervisión continua. En el ejercicio 2006 eldirectorio tuvo 15 sesiones, y asistieron en sumayoría la totalidad de sus miembros.

Alineándose a los Principios de Buen Gobierno, elDirectorio de REP realizó la autoevaluación de sufuncionamiento correspondiente a los años 2005 y2006, lo que ha servido para identificar áreas demejora.

Comité de Auditoría El Comité de Auditoría fue creado como Comité delDirectorio en diciembre del 2003. Su principal funciónes proveer soporte al Directorio en suresponsabilidad sobre el control interno de REP, sirve de nexo entre éste y los auditoresexternos, y es responsable de la evaluación querealizan los auditores externos sobre la informaciónfinanciera, debiendo presentar informes periódicos alDirectorio.



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

REP continúa su gestión en función de la visiónempresarial definida para la organización,considerando los escenarios de entorno empresarialcon probabilidad de ocurrencia, así como losresultados obtenidos en el 2006, para elestablecimiento de los objetivos y logros del 2007.

ENTORNO SOCIOECONÓMICO 2007

El escenario base en el que se sustenta la economíaperuana es de un ambiente favorable y de economíamundial estable, sin mayores cambios en la políticaeconómica pero con ausencia de los esperadosprogramas de reformas y con el TLC ratificado.Sumado a lo anterior, el Perú sigue manteniendo unimportante desempeño para las clasificadoras deriesgos que lo ubican cerca del grado de inversióncon calificación de S&P BB+.

Se espera que la firma del TLC se complemente conuna serie de reformas, como la reconstrucción de lainfraestructura pública, el adecuado funcionamientodel mercado laboral, la agilización administrativa delEstado, reducción de los altos costos de formalizaciónde empresas, mejora de la calidad de la educaciónpública, programas sociales efectivos y continuar laapertura de mercados externos.

En el sector real, las últimas proyecciones delMinisterio de Economía y Finanzas y del FondoMonetario Internacional proyectan un PBI de 7.5%.En este sentido, las proyecciones para el empleodependiente urbano a nivel nacional, llegarían aestablecer un rango de variación entre 6.5 y 7%.

Perspectivas para el 2007

Según la política monetaria del Banco Central deReserva del Perú, la meta de inflación para el 2007es del 2% con un margen de tolerancia de un puntoporcentual hacia arriba (3%) y hacia abajo (1%);asimismo, las encuestas de expectativas muestrancredibilidad en la política monetaria teniendo unconsenso de inflación alrededor del 2% en laproyección para las empresas no financieras; entanto que el dólar tiene una proyección estimada deS/.3.23 en el tipo de cambio de acuerdo con lasexpectativas de los analistas económicos reflejada enlas encuestas del BCRP, obteniéndose de esta manerauna depreciación anual del nuevo sol de -2.2% frenteal -6.82% obtenido en el 2006.

Para el sector externo, se espera que lasexportaciones escalen valores de hasta 24,800millones de dólares, destacando las exportaciones notradicionales que crecerían en un 16% en tanto quelas exportaciones tradicionales crecerían 0.9%;mientras que las importaciones crecerían 17.5% enel 2007, acorde con el dinamismo de la actividadeconómica y el desarrollo de los proyectos deinversión; obteniéndose una balanza comercial consuperávit de US$7,300 millones.

Sin embargo, existen ciertos riesgos externos a losque se deberá enfocar el monitoreo. Estos son: ladesaceleración del consumo privado en EstadosUnidos, por un eventual reajuste rápido de los bienesinmuebles o activos financieros reduciéndose elefecto riqueza y menor consumo de hogares; menorcrecimiento de ese país y menor incentivo a firmarlos TLC; incremento de la inflación al consumidor

REP continúa su gestión en función de la visión empresarialdefinida para la organización, considerando los escenarios de entornoempresarial con probabilidad de ocurrencia, así como losresultados obtenidos en el 2006, para el establecimiento de losobjetivos y logros del 2007.


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estadounidense por efecto de los costos del petróleo,todo lo cual se encontraría influenciado por la políticamonetaria expansiva doméstica de Estados Unidos; elriesgo de la reducción del crecimiento de China ypaíses asiáticos; riesgo en la política monetarianeutral de Estados Unidos depreciando el dólar,apreciándose las monedas latinoamericanas yafectando a las exportaciones no tradicionales de lospaíses latinos.

En el sector eléctrico peruano se espera un año deactividad, tanto en la generación como en latransmisión de energía eléctrica; en el ámbitoexterno se prevé el inicio del intercambio comercialde energía eléctrica entre el Perú y Ecuador.

En cuanto a la generación, se espera que en el 2007Globeleq culmine su nueva planta de generación agas muy cerca de la planta de Enersur en Chilca, conuna sola turbina a gas de ciclo abierto. Asimismo,Enersur ya está en actividad para instalar unasegunda unidad en la planta de Chilca. En el 2007deberían empezar los trabajos de ampliación en 72MW a la capacidad de la Central Machu Picchu.Asimismo, el 2007 será el año de inicios de lostrabajos de construcción de la central El Platanal enla sierra de Cañete, al sur de Lima, así como otrosproyectos, aún pendientes de cierre.

En este sentido, para el 2007 se viene trabajando enel proyecto de tendido de la segunda terna de lalínea Lima - Chimbote; la subestación y refuerzo delas líneas de 220 kV Chilca - San Juan hasta unacapacidad cercana a 1,000 MW que se necesitan

para transportar toda la capacidad de producción quese concentra al sur de Lima. Existen tambiénproyectos de repotenciación de transformadores depotencia en las subestaciones de Ica y Juliaca; de lamisma forma la capacidad de compensación reactivaen Lima para reducir la posibilidad de cortes deservicio por fallas en el abastecimiento de gas paralas centrales térmicas que lo utilicen.

Durante el 2007 se empezarían los proyectos de lalínea Machu Picchu - Cotaruse que ayudará a laestabilidad del sistema sur. Finalmente, se deberíaniniciar los estudios para tender una nueva línea entreChilca y Zapallal que sirva para llevar energía haciael norte de Lima.

En el sector eléctrico peruano se espera un año de actividad,tanto en la generación como en la transmisión de energía eléctrica; en elámbito externo se prevé el inicio del intercambio comercialde energía eléctrica entre el Perú y Ecuador.

Perspectivas para el 2007


Después de la construcción de las líneas que salían de la central del Mantaro y susrespectivas subestaciones, la expansión hacia el norte del país era el objetivo.Dionisio Chumpitaz participó en el montaje de la subestación Huancavelica en el año 1985,así como en la de Piura Oeste en mayo de 1992. Él, como muchos otros compañerosperuanos, italianos, japoneses, franceses y de otras latitudes, es parte de una historia quedebe ser conocida. Hoy es técnico de mantenimiento de REP en Lima.

DIONISIO CHUMPITAZ32 AÑOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO


Proyecciones de Red de Energía del Perú

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El 2007 será para REP un año lleno de retos yconsolidación de múltiples hitos de su gestión através de la ejecución del plan estratégico, con unavisión hacia el 2011 y los planes estratégicosfuncionales que apoyan el logro de la estrategia.

REP pretende lograr objetivos enmarcados en ungran esfuerzo organizacional para continuarimpactando en la creación de valor, el mercado, laeficacia y la eficiencia de sus procesos internos, eldesarrollo de su gente y la contribución al desarrollodel país.

La estrategia competitiva de REP sugiere lafocalización de los esfuerzos en lograr:■ Generar valor con énfasis en un mayor

crecimiento y productividad.■ Incrementar el valor entregado a los clientes.■ Promover el desarrollo del sistema interconectado

nacional para atender las necesidades decrecimiento de la demanda y de la calidad delservicio.

■ Continuar en la búsqueda de la mejora continua,la excelencia en la gestión, la gestión integral delos riesgos y mejor gobierno de costos.

■ Aplicar un modelo de relacionamiento que lepermita adelantar acciones de atención a loscompromisos con los grupos de interés.

■ Contar con capital humano competente ycompromiso con su desarrollo integral y con losobjetivos de la organización.

Enfocados en el desarrollo de estas estrategias, losprincipales aspectos por resaltar serán:

GESTIÓN FINANCIERA

Para el 2007 se estima recibir ingresos operacionalespor un mayor valor al año anterior, debidoprincipalmente a la remuneración anual por

ampliaciones, asociado con la ejecución del proyectode construcción de la subestación Chilca y líneasasociadas y el incremento de los servicios deoperación y mantenimiento por la suscripción delcontrato con el nuevo cliente ConsorcioTransmantaro. Con base en lo anterior, se esperalograr una utilidad operacional de US$29,193 miles yuna utilidad neta de US$12,223 miles.

En materia de gastos operacionales, REP mantendrásu política de optimización de los mismos; noobstante, se espera un incremento del 20% comoresultado, principalmente, al desarrollo de nuevasactividades de mantenimiento de líneas, la entradaen operación de nuevos proyectos y el costo delservicio asociado a nuevos clientes.

En relación con los gastos de capital, la empresaestima invertir en el 2007 un valor de US$82,543miles (no incluye IGV); de los cuales US$68,542miles corresponden a las inversiones en proyectospor ampliaciones al sistema de transmisión entregadoen concesión a REP, tales como la construcción de lasubestación Chilca y líneas asociadas; y laconstrucción del 2° Circuito de la LLTT 220 kVZapallal - Paramonga Nueva - Chimbote 1 yAmpliación de las Subestaciones Asociadas,Compensación Capacitiva Lima, Ampliaciones SE ICA,Marcona y Juliaca, donde estos dos últimos proyectosestán en proceso de negociación con el Ministerio deEnergía y Minas.

El financiamiento de estos proyectos de inversión serealizará mediante el Segundo Programa de BonosCorporativos Red de Energía del Perú, el cual ha sidoaprobado por Conasev mediante la Resolución deGerencia General N°016-2007-EF/94.11 del 24 deenero del 2007.

Asimismo, se realizarán inversiones en activos delorden de los US$14,001 miles, orientadas a reforzar



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

2007Nueva Subestación Chilca

de REP en Lima

El 2007 será para REP un año lleno de retos yconsolidación de múltiples hitos de su gestión a través de la

ejecución del plan estratégico, con una visión hacia el 2011 y

los planes estratégicos funcionales que apoyan el logro de la estrategia.

los bienes de la concesión tales como: laadquisición de transformadores de reserva,reemplazo de equipos de subestaciones,modernización del sistema de protecciones,protección de líneas de transmisión contracorrosión, estabilización de suelos del patio de 138kV de la subestación Tingo María, reemplazo decables de energía de media tensión, implementaciónde transformadores zig-zag y mejoras de lastelecomunicaciones en el departamento detransmisión este, entre los más relevantes.

Cabe precisar que desde el inicio de la concesión alcierre del 2007, la inversión en gastos de capitalascendería a US$126 millones (sin IGV), con lo cualse garantiza la prestación del servicio con altosniveles de calidad y confiabilidad.

GESTIÓN DE NEGOCIOS

En el 2007, la gestión del negocio estará enfocada encrecer alineados con la estrategia para el crecimientode la empresa. Se espera ejecutar las inversionespriorizadas por el Ministerio de Energía y Minas enampliaciones al sistema de transmisión bajo laresponsabilidad de REP, sobre la base del acuerdomarco suscrito con el Ministerio de Energía y Minasen el 2006, se espera también desarrollar proyectosde conexión para terceros, la compra de acciones einstalaciones de empresas de transmisión y concretarel negocio de telecomunicaciones.

En el 2007 se continuará con la ejecución de lasampliaciones acordadas con el Ministerio de Energía yMinas, y son las siguientes:

■ Ampliación Nº 1: Construcción de la nuevasubestación Chilca REP y ampliación de capacidadde las líneas de transmisión existentes L-2090 y L-2208.

■ Ampliación Nº 2: Construcción del segundo

circuito de la Línea de Transmisión 220 kV Zapallal- Paramonga Nueva - Chimbote 1 y ampliación delas subestaciones asociadas.

En el 2007 se estima iniciar la ejecución de lasampliaciones siguientes:

■ Ampliación de barras y transformación en S.E. Ica.■ Ampliación de Transformación en S.E. Juliaca.■ Ampliación transformación en S.E. Marcona.■ Compensación Capacitiva de Lima, S.E. Chavarría

y S.E. Santa Rosa.

Adicionalmente en el 2007, se tiene previsto negociarcon el Ministerio de Energía y Minas por un montototal estimado de US$76.3 millones la ejecución delas ampliaciones siguientes:

■ Ampliación de barras S.E. Tintaya.■ Ampliación de barras S.E. Piura. ■ Ampliación de transformación de la S.E. Quencoro.■ Instalación de transformadores zig-zag, en 7

SSEE.■ Implementación del esquema de automatización y

teleprotección de la interconexión Perú-Ecuador.■ Ampliación de barras en la S.E. Paragsha II.■ Implementación configuración en la S.E.

Combapata.■ Implementación configuración en la S.E. Ayaviri.■ Segunda línea a 220 kV, Talara-Piura.■ Segunda terna L.T. 220 kV, Piura - Chiclayo.■ Segunda línea L.T. 220 kV, Talara - Zorritos.

Por otro lado, se continuará evaluando lasinversiones en transmisión por licitaciones delEstado, acuerdos directos con terceros y otrasoportunidades de inversión en transmisión enreferencia al plan estratégico de negocios.

Como parte de la Regulación de Tarifas de mayo


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Proyecciones de Red de Energía del Perú

2007, se continuará con el proceso para la fijación delas compensaciones correspondientes a lasinstalaciones de transmisión de los Proyectos deAmpliación Nº 1 y Nº 2, así como la regularización delos ingresos adicionales a la remuneración anualgarantizada, recuperación del ITF, y remuneraciónúnica por las ampliaciones menores: Ica, yVentanilla-Chavarría.

En relación con los actuales clientes de servicios deoperación, mantenimiento y técnicos especializados,el objetivo es continuar las acciones deposicionamiento prestando servicios con excelentecalidad, satisfaciendo sus necesidades y generandomayores ingresos para la organización.

GESTIÓN DE LA RED

Para el 2007 se prevé seguir con las accionestendientes a asegurar la disponibilidad y confiabilidadde la red, para lo cual se vienen desarrollando unaserie de proyectos de ampliación de la capacidad dela transmisión al igual que la adquisición detransformadores de reserva para los sitios másvulnerables del sistema. También se continuarárepotenciando algunos circuitos, renovando equiposde patio y protecciones, a fin de buscar un sistemade transporte más robusto, seguro y confiable, quepueda atender el crecimiento de la generación y lademanda del sistema nacional.

Asimismo, y en aplicación al convenio logrado con elconcedente respecto a las ampliaciones del sistemade transmisión, se prevé culminar con la construcción de la subestación Chilca y elreforzamiento de la capacidad de transmisión entreChilca y San Juan, que permitirá evacuar la energíade las plantas generadoras que utilizan gas naturalde Camisea ubicadas en Chilca. También se prevé avanzar con la construcción de la segunda terna de la línea Zapallal-Paramonga-Chimbote.

Para el 2007 se espera la ejecución de otrosproyectos a fin de incrementar la capacidad detransformación en las subestaciones Ica, Marcona yJuliaca, así como la instalación de bancos decompensación capacitiva en Lima Metropolitana.Además, REP viene trabajando en la identificación de los proyectos prioritarios según el plan de expansión propio de la concesión.

Finalmente, cabe mencionar que junto con elconcedente, REP viene trabajando en la solución delas servidumbres persistentes al recibo de laconcesión e igualmente en el control de las nuevasinvasiones en las zonas de servidumbres; de otraparte, se ha continuado avanzando en el repaso deldesminado en las torres de transmisión y se esperaterminar con este importante proyecto en el cursodel 2007.



> 1960 > 1965 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

La implementación del Plan Social buscaráparticipar en el desarrollo de las comunidades a través deproyectos sostenibles, en la búsqueda de afianzar alianzasestratégicas con el objetivo de intervenir con proyectos yprogramas de mayor envergadura.

GESTIÓN ORGANIZACIONAL

El año 2007 presenta nuevos retos, el alistamientode la organización para atender su estrategia decrecimiento demandará la culminación de losproyectos asociados a optimizar los procesos, lagestión de riesgos; asimismo, la gestión delconocimiento y la implementación del PlanEstratégico de Tecnología de la Informaciónsoportarán el crecimiento.

Además, la empresa deberá consolidar su sistema degestión de calidad con el objetivo de obtener lascertificaciones en ISO 14000 y OSHAS 18000 en elaño 2008 y mantener el reconocimiento obtenidocomo modelo de gestión empresarial.

Todo lo anterior requerirá seguir trabajando laGestión del Talento Humano, focalizando su atenciónen la gestión del desempeño y la identificación delas líneas de desarrollo del personal.

GESTIÓN SOCIAL

Se cuenta con un diagnóstico de la Gestión Social deREP frente a los grupos de interés; así, para el 2007se deberá diseñar e implementar una serie de planesde mejora asociados.

La implementación del Plan Social buscará participaren el desarrollo de las comunidades a través deproyectos sostenibles, en la búsqueda de afianzaralianzas estratégicas con el objetivo de intervenir conproyectos y programas de mayor envergadura. Elproyecto de Agricultura Urbana adquirirá, en esesentido, mayor relevancia. Asimismo, se seguirá conel reforzamiento de los programas de convivencia,buscando aportar por intermedio de ellos en laeducación y salud de las comunidades.

CON EL CONCEDENTE

Las relaciones entre la empresa y el Estado peruanocontinúan siendo de muy buena calidad, lo que hapermitido llegar a acuerdos para futuros desarrollos deproyectos. En el marco de los mismos, REP estaráadelantando las ampliaciones que el concedente definacomo necesarias y participando en los proyectos detransmisión que se ofrezcan públicamente.

Respecto de las servidumbres ocupadas antes desetiembre del 2002, se sigue avanzando y se esperaque el plan de atención de las mismas, por parte delEstado, sea concluido a finales del 2007.

También es importante mencionar que el repaso dedesminado de las 1,700 torres afectadas que elEstado viene realizando debe culminar en el 2007,para dar cumplimiento a los acuerdos internacionalesy al contrato de concesión con REP.


Rep EEFF 5/10/07 3:59 PM

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Balance General(Notas 1, 2 y 3)

ACTIVO

Al 31 de diciembre de

2006 2005

US$ US$

ACTIVO CORRIENTE

Caja y bancos (Nota 4) 14,837,131 11,423,013

Cuentas por cobrar comerciales (Nota 5) 5,592,225 4,919,011

Otras cuentas por cobrar:

Empresas afiliadas (Nota 6) 351,539 254,470

Diversas 1,271,170 1,174,441

7,214,934 6,347,922

Suministros y repuestos 3,626,709 3,959,511

Gastos pagados por anticipado 370,759 1,469,509

Total del activo corriente 26,049,533 23,199,955

PARTE NO CORRIENTE DE GASTOS PAGADOS

POR ANTICIPADO - 811,234

INSTRUMENTO FINANCIERO DERIVADO

(Notas 9 y 11) 102,491 -

EQUIPO, MOBILIARIO Y UNIDADES DE

TRANSPORTE (Nota 7) 8,687,786 9,453,181

INTANGIBLES (Nota 8) 281,159,998 280,136,709

315,999,808 313,601,079

Las notas que se acompañan forman parte de los estados financieros

Rep EEFF 5/10/07 3:59 PM

> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

PASIVO Y PATRIMONIO NETO

Al 31 de diciembre de

2006 2005

US$ US$

PASIVO CORRIENTE

Cuentas por pagar comerciales 3,949,763 2,024,245

Otras cuentas por pagar:

Impuestos y contribuciones sociales 675,199 855,738

Remuneraciones y participaciones 902,674 1,044,406

Empresas afiliadas (Nota 6) 835,709 835,890

Parte corriente de la deuda a largo plazo (Nota 9):

- Préstamo y bonos 13,814,417 16,104,435

- Intereses y otros 2,066,745 1,587,514

Total del pasivo corriente 22,244,507 22,452,228

DEUDA A LARGO PLAZO

Empresas afiliadas (Nota 6) - 8,346,755

Préstamo y bonos (Nota 9) 110,451,828 115,176,370

Intereses y otros (Nota 9) 187,650 218,925

110,639,478 123,742,050

IMPUESTO A LA RENTA Y PARTICIPACION

DE LOS TRABAJADORES DIFERIDOS (Nota 10) 24,471,121 19,370,436

INSTRUMENTO FINANCIERO DERIVADO

(Notas 9 y 11) - 221,384

PATRIMONIO NETO (Nota 11)

Capital 23,682,675 23,682,675

Capital adicional 97,571,273 97,571,273

Reserva legal 4,736,535 3,724,459

Efecto de valorización de instrumento financiero derivado 71,078 (153,530)

Resultados acumulados 32,583,141 22,990,104

158,644,702 147,814,981

SITUACIÓN TRIBUTARIA (Nota 13)

COMPROMISOS (Nota 20)

315,999,808 313,601,079

Rep EEFF 5/10/07 3:59 PM

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Estado de Ganancias y Pérdidas(Notas 1 y 2)

Por el año terminado el 31 de diciembre de

2006 2005

US$ US$

Servicio de transmisión de energía eléctrica 57,855,552 55,528,302

Servicios complementarios 3,037,488 2,843,316

60,893,040 58,371,618

Costo de los servicios (Nota 14) (26,845,269) (24,299,596)

Margen bruto 34,047,771 34,072,022

Gastos de administración (Nota 15) (7,275,172) (7,132,834)

Margen de operación 26,772,599 26,939,188

Otros ingresos (gastos):

Ingresos financieros (Nota 16) 853,788 1,096,368

Gastos financieros (Nota 17) (12,636,984) (10,750,232)

Otros ingresos (Nota 18) 1,332,272 836,556

Otros gastos (Nota 19) (310,950) (1,093,023)

(10,761,874) (9,910,331)

Utilidad antes de la participación de los trabajadores y del

impuesto a la renta 16,010,725 17,028,857

Participación de los trabajadores (Notas 10 y 12) (836,066) (906,833)

Impuesto a la renta (Notas 10 y 13) (4,289,235) (4,652,049)

Utilidad neta del año 10,885,424 11,469,975

Las notas que se acompañan forman parte de los estados financieros

Rep EEFF 5/10/07 3:59 PM

> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

Estado de cambios en el Patrimonio Neto (Nota 11)

por los años terminados al 31 de Diciembre de 2006 y el 31 de Diciembre de 2005

Efecto de valorización de

instrumentoCapital Reserva financiero Resultados

Capital adicional legal derivado acumulados Total

US$ US$ US$ US$ US$ US$

Saldos al 1 de enero de 2005 23,682,675 97,571,273 1,886,739 - 35,357,849 158,498,536

Cambio en el valor razonable de instrumento

financiero derivado (Nota 9) - - - (221,384) - (221,384)

Impuesto a la renta diferido del instrumento

financiero derivado - - - 67,854 - 67,854

Gasto neto reconocido en patrimonio - - - (153,530) - (153,530)

Utilidad neta del año - - - - 11,469,975 11,469,975

Total utilidad reconocida en el 2005 - - - (153,530) 11,469,975 11,316,445

Transferencia a la reserva legal - - 1,837,720 - (1,837,720) -

Pago de dividendos - - - - (22,000,000) (22,000,000)

Saldos al 31 de diciembre del 2005 23,682,675 97,571,273 3,724,459 (153,530) 22,990,104 147,814,981

Cambio en el valor razonable de instrumento

financiero derivado (Nota 9) - - - 323,875 - 323,875

Impuesto a la renta diferido del instrumento

financiero derivado - - - (99,267) - (99,267)

Efecto de adopción NIC 16 revisada (Nota 7) - - - - (280,311) (280,311)

Gasto neto reconocido en patrimonio - - - 224,608 (280,311) (55,703)

Utilidad neta del año - - - - 10,885,424 10,885,424

Total utilidad reconocida en el 2006 - - - 224,608 10,605,113 10,829,721

Transferencia a la reserva legal - - 1,012,076 - (1,012,076) -

Saldos al 31 de diciembre de 2006 23,682,675 97,571,273 4,736,535 71,078 32,583,141 158,644,702

Las notas que se acompañan forman parte de los estados financieros.

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Estado de Flujos de Efectivo(Notas 2)


2006 2005

US$ US$

ACTIVIDADES DE OPERACIÓN

Cobranzas a clientes 60,584,125 58,649,705

Otros cobros relativos a la actividad 1,685,989 1,273,568

Pagos a proveedores y empleados (17,031,639) (18,835,962)

Pagos de tributos (1,558,367) (1,281,513)

Pago de intereses (11,010,666) (8,697,836)

Otros pagos relativos a la actividad (1,564,515) (4,986,524)

Efectivo neto provisto por las actividades de operación 31,104,927 26,121,438

ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

Venta de maquinaria y equipo 90,772 145,741

Compra de maquinaria y equipo (1,655,416) (2,818,604)

Adiciones de intangibles (12,083,387) (5,376,363)

Efectivo neto aplicado a las actividades de inversión (13,648,031) (8,049,226)

ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO

Amortización de préstamo sindicado y bonos (41,014,560) (11,470,216)

Préstamo bancario 34,000,000 -

Pago de préstamo subordinado (7,028,218) -

Pago de dividendos - (22,000,000)

Efectivo neto aplicado a las actividades de financiamiento (14,042,778) (33,470,216)

Aumento neto (disminución neta) de efectivo 3,414,118 (15,398,004)

Saldo del efectivo al inicio del año 11,423,013 26,821,017

Saldo del efectivo al final del año 14,837,131 11,423,013

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> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

Estado de Flujos de Efectivo(Notas 2) continuación


2006 2005

US$ US$

CONCILIACIÓN DEL RESULTADO NETO CON

EL FLUJO DE EFECTIVO PROVISTO POR

LAS ACTIVIDADES DE OPERACION

Utilidad neta del año 10,885,424 11,469,975

Ajustes para conciliar la utilidad neta del año con el

flujo de efectivo de las actividades de operación:

Depreciación 1,747,703 1,531,804

Amortización 11,010,025 10,525,000

Ajustes 109,630 447,523

Provisión para desvalorización de existencias 155,170 -

Provisión para beneficios sociales 476,298 440,565

Provisión por desvalorización de activos fijos 136,865 -

(Utilidad) pérdida en venta de activos fijos (41,450) 35,504

Impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferidos 5,125,301 5,558,882

Actualización de deuda con empresas afiliadas (1,318,718) 499,627

Amortización de comisiones bancarias 1,032,480 221,246

Variaciones netas en activos y pasivos:

Cuentas por cobrar comerciales (673,214) 279,264

Otras cuentas por cobrar (193,798) (795,039)

Suministros y repuestos 177,632 102,839

Gastos pagados por anticipado 877,504 (193,445)

Cuentas por pagar comerciales 1,948,688 (1,129,403)

Otras cuentas por pagar (350,613) (2,872,904)

Efectivo neto provisto por las actividades de operación 31,104,927 26,121,438

Transacciones no monetarias:

Las siguientes transaciones no han sido consideradas en el estado de flujos

de efectivo de 2006 debido a que no representan movimiento de efectivo:

i) Depreciación de unidades de reemplazo debitada a los resultados acumulados, neta del

impuesto a la renta diferido, de US$280,311.

ii) Valorización de derivados, neto del impuesto a la renta diferido, de US$224,608.

iii) Transferencia de equipo, mobiliario y unidades de transporte a intangibles por US$78,322.

iv) Ajuste en intangibles y cuentas por pagar comerciales por US$23,170.

Las notas que se acompañan forman parte de los estados financieros.

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Notas a los estados financieros31 de diciembre de 2006 y 31 de diciembre de 2005

1 ACTIVIDAD ECONÓMICA

Constitución y operaciones

Red de Energía del Perú S.A. (en adelante la Compañía) se constituyó en el Perú el 3 de julio de 2002. Suactividad principal es la transmisión de energía eléctrica proveniente de empresas generadoras. Asimismo,la Compañía presta servicios de operación y mantenimiento a instalaciones de terceros, principalmente aCompañía Minera Antamina S.A., Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A., Empresa de Transmisión Eléctrica dela Selva S.A.-ETESELVA y a partir de diciembre de 2006 a Consorcio Transmantaro S.A.

El domicilio legal de la Compañía es Av. Canaval y Moreyra 522, piso 11, San Isidro, Lima, Perú, pudiendoestablecer sucursales, oficinas y agencias en cualquier lugar del país y del extranjero.

Los estados financieros del año 2006 adjuntos serán sometidos a consideración de la Junta Obligatoria Anualde Accionistas para su aprobación en los plazos establecidos por ley. En opinión de la gerencia, los estadosfinancieros del año 2006 serán aprobados sin modificaciones. Los estados financieros al 31 de diciembredel 2005 fueron aprobados por la Junta General de Accionistas del 21 de marzo de 2006.

El personal empleado en el desarrollo de sus actividades al 31 de diciembre de 2006 y al 31 de diciembrede 2005 comprendió a 318 y 298 trabajadores, respectivamente.

Contrato de concesión

El 5 de junio de 2002 el Estado Peruano adjudicó a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. - ISA (accionista dela Compañía) la buena-pro para la concesión de los sistemas de transmisión eléctrica del Estado Peruano,operados por Empresa de Transmisión Eléctrica Centro-Norte S.A. - ETECEN y Empresa de TransmisiónEléctrica del Sur S.A. - ETESUR. Adjudicada la buena pro, se constituyó la Compañía, iniciando susoperaciones el 5 de setiembre de 2002, fecha en la que se firmó el contrato mediante el cual ISA le cedesus derechos de concesión. El contrato de concesión establece los derechos y obligaciones de las partes, asícomo las normas y procedimientos que rigen entre ellos para el suministro de bienes y servicios yexplotación de la línea de transmisión eléctrica, la prestación del servicio y la transferencia de todos losbienes al Estado al producirse la caducidad de la concesión. El plazo de la concesión es de treinta añoscontados a partir del 5 de setiembre de 2002.

De acuerdo con el contrato de concesión, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. es el operador pre-calificado dela concesión, por lo que la Compañía, de acuerdo con sus estatutos, paga a ésta una regalía por elequivalente al 1.23% de sus ingresos para el año 2005 y de 1.11% para el año 2006.

En retribución del servicio de transmisión de energía eléctrica, la Compañía es remunerada a través de laRemuneración Anual Garantizada (RAG) la misma que quedó fijada inicialmente en US$58,638,000. La RAGtiene validez durante el período de vigencia de la concesión y se reajusta anualmente según la variación delíndice “Finished Good Less Food and Energy” de los Estados Unidos de Norteamérica. El Estado Peruano, através del Ministerio de Energía y Minas, garantiza que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía(OSINERG) establecerá los mecanismos tarifarios necesarios y los correspondientes valores para asegurarque la RAG de la Compañía sea íntegramente pagada cada año. La RAG para el 2006 y para el 2005, quese computa del 1 de mayo al 30 de abril de cada año, ascendió a US$60,545,497 y US$57,914,628,respectivamente.

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> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

De otro lado, la Compañía asumió compromisos de inversión, los mismos que se cumplieron durante los años2003 y 2004.

Modificaciones al Contrato de Concesión

1) En marzo y julio de 2006 se aprobaron cláusulas adicionales al contrato de concesión para la ejecución delas siguientes ampliaciones:

■ Proyecto de construcción de la nueva subestación Chilca-REP y ampliación de la capacidad de la líneas detransmisión existentes (L-2090 y L-2208) en los tramos desde la subestación San Juan hasta la futurasubestación Chilca-REP.

La ampliación deberá ser puesta en operación comercial dentro de un plazo no mayor de 15 mesescontados a partir de la fecha de suscripción de la cláusula adicional.

El valor estimado de la inversión asciende a US$30,973,825 y los costos estimados de reasentamientosde edificaciones y variantes técnicas para solucionar aspectos asociados a las servidumbres de las líneasL-2090 y L-2208 son por US$5,189,790.

En relación con este proyecto, al 31 de diciembre de 2006 la Compañía ha efectuado inversiones porUS$8,343,135.

■ Proyecto de construcción del segundo circuito de la línea de transmisión 220 kv Zapallal - ParamongaNueva - Chimbote 1 y ampliación de las subestaciones asociadas. La ampliación deberá ser puesta enoperación comercial dentro de un plazo no mayor de 20 meses contados a partir de la fecha desuscripción de la cláusula adicional. El valor estimado de la inversión asciende a US$32,006,441 y loscostos estimados de reasentamientos de edificaciones y variantes técnicas para solucionar aspectosasociados a las servidumbres de la línea de transmisión antes mencionada son por US$2,070,988.

En relación con este proyecto, al 31 de diciembre de 2006 la Compañía ha efectuado inversiones porUS$1,181,600.

2) El 26 de julio de 2006 se suscribió una modificación al contrato de concesión por el que incluye una cláusulatransitoria que indica lo siguiente:

■ Se regulariza la remuneración de las instalaciones que generan ingresos adicionales a la RAG ascendentesa US$958,504, correspondientes a los contratos privados de servicios de transmisión con dosgeneradores.

■ Se permite recuperar a la Compañía el monto pagado por concepto de impuesto a las transaccionesfinancieras a partir de marzo de 2004, mientras dicho impuesto se encuentre vigente.

A la fecha, la Gerencia se encuentra a la espera del pronunciamiento del organismo regulador sobre laaplicación de los términos de esta cláusula adicional.

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Regulación operativa y normas legales que afectan a las actividades en el sector eléctrico -

La actividad económica de la Compañía se rige principalmente por la Ley General de Sociedades y por lassiguientes normas del Sector Eléctrico:

a) Ley de Concesiones Eléctricas

En Perú el sector eléctrico se rige por la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley No.25844,promulgado el 19 de noviembre de 1992; su reglamento, Decreto Supremo No.009-93-EM, promulgadoel 19 de febrero de 1993; y sus diferentes modificatorias y ampliatorias.

De acuerdo con dicha Ley, el sector eléctrico peruano está dividido en tres grandes segmentos,generación, transmisión y distribución. A partir de octubre de 2000 el sistema eléctrico peruano estáconformado por un sólo Sistema Interconectado Nacional (SINAC), además de algunos sistemas aislados.La Compañía desarrolla sus operaciones dentro del segmento de Transmisión de Energía Eléctricaperteneciendo al SINAC.

De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, la operación de las centrales de generación y de lossistemas de transmisión se sujetan a las disposiciones del Comité de Operación Económica del SistemaInterconectado Nacional - COES-SINAC, con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo,garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de losrecursos energéticos. El COES-SINAC regula los precios de transferencia de potencia y energía entre losgeneradores, así como las compensaciones a los titulares de los sistemas de transmisión.

b) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG -

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

c) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos -

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

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

La Gerencia de la Compañía estima que en caso de surgir alguna contingencia relacionada alincumplimiento de los parámetros establecidos por la NTCSE debido al daño en alguno de sus equipos,la Compañía cuenta con pólizas de seguros que cubrirían estos eventos.

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2 PRINCIPIOS Y PRÁCTICAS CONTABLES

Los principales principios y políticas contables aplicados en la preparación de los estados financieros sedetallan a continuación. Estos principios y políticas han sido aplicados uniformemente en todos los períodospresentados, a menos que se indique lo contrario.

a) Bases de presentación -

Los estados financieros de la Compañía han sido preparados de acuerdo con principios de contabilidadgeneralmente aceptados en el Perú. Los principios de contabilidad generalmente aceptados en el Perúcomprenden a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) oficializadas a través deResoluciones emitidas por el Consejo Normativo de Contabilidad. Las NIIF incorporan a las NormasInternacionales de Contabilidad (NIC) y a los pronunciamientos de los comités de interpretaciones (SICe IFRIC). A la fecha de los estados financieros el Consejo Normativo de Contabilidad ha oficializado laaplicación obligatoria de las NIC de la 1 a la 41, las NIIF de la 1 a la 6, y de las SIC de la 1 a la 33,estando pendiente de revisión y aprobación las NIF 7 y 8 y los pronunciamientos del actual comité deinterpretaciones (IFRIC).

Los estados financieros de 2006 y de 2005 han sido preparados de acuerdo con el principio de costohistórico, modificado por la contabilización de un instrumento financiero derivado reconocido a su valorrazonable.

b) Normas y modificaciones pendientes de aprobación -

Ciertas normas y modificaciones han sido emitidas y se encuentran vigentes a nivel internacional paraperíodos posteriores al 31 de diciembre de 2006. Estas normas se encuentran pendientes de seroficializadas por el Consejo Normativo de Contabilidad. Aquellas que son aplicables a la Compañía son:

NIIF 7 Instrumentos financieros: Revelaciones, y una modificación complementaria a la NIC 1,Presentación de estados financieros - revelaciones sobre capital (vigentes a nivel internacional a partirdel 1 de enero de 2007). La NIIF 7 incorpora nuevas revelaciones para mejorar la información de estadosfinancieros. Reemplaza los requerimientos de revelación de la NIC 32, Instrumentos Financieros:Revelación y Presentación. La modificación a la NIC 1 incorpora revelaciones sobre el nivel de capital deuna entidad y cómo ésta maneja el capital.

La Compañía considera que estas normas tendrán impacto solamente sobre las revelaciones ypresentación de los estados financieros.

NIIF 8 Segmentos Operativos (vigente a nivel internacional desde el 1 de enero de 2009). Establecerequerimientos para la revelación de información sobre los segmentos operativos de la Compañía ytambién sobre sus productos y servicios, áreas geográficas en las que opera así como sus principalesclientes.

La Compañía se encuentra evaluando el impacto de esta norma.

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c) Estimados y supuestos contables críticos -

Los estimados y criterios usados son continuamente evaluados y se basan en la experiencia histórica yotros factores, incluyendo la expectativa de ocurrencia de eventos futuros que se consideran razonablesde acuerdo con las circunstancias.

1) Estimados y criterios contables críticos

La Compañía efectúa estimaciones y supuestos respecto del futuro. Las estimaciones contablesresultantes, por definición, muy pocas veces serán iguales a los respectivos resultados reales. Sinembargo, en opinión de la Gerencia, las estimaciones y supuestos aplicados por la Compañía no tienenun riesgo significativo de causar un ajuste material a los saldos de los activos y pasivos en el próximoaño.

2) Juicios críticos en la aplicación de las políticas contables

Moneda funcional

La moneda funcional de la Compañía es determinada por la moneda del entorno económico primario enel que la compañía opera. Para la determinación de la moneda funcional, la Gerencia debe utilizar sucriterio para evaluar de la naturaleza de las operaciones de la Compañía tomando en cuenta ciertosindicadores primarios establecidos en la NIC 21 que incluyen a la moneda que influye los precios de ventay el costo de ventas así como la moneda del país cuyas fuerzas competitivas y regulaciones determinanprincipalmente sus precios de venta. Cuando los indicadores primarios no son concluyentes y la monedafuncional no es obvia, como en el caso de la Compañía, la gerencia usa su juicio para determinar lamoneda funcional que mejor representa los efectos económicos de las transacciones subyacentes,eventos y condiciones utilizando indicadores adicionales señalados en dicha norma que proporcionanevidencia adicional para determinar la moneda funcional. Como consecuencia de este proceso laCompañía concluyó que el dólar estadounidense es su moneda funcional.

Revisión de valores en libros y provisión para deterioro

La Compañía aplica los lineamientos señalados en la NIC 36 para determinar si un activo permanenterequiere de una provisión por deterioro. Esta determinación requiere de uso de juicio profesional porparte de la Gerencia para analizar los indicadores que podrían indicar deterioro así como en ladeterminación del valor en uso. En este último caso se requiere la aplicación de juicio en la elaboraciónde flujos de caja futuros que incluye la proyección del nivel de operaciones futuras de la Compañía,proyección de factores económicos que afectan la Remuneración Anual Garantizada, así como la elecciónde la tasa de descuento a ser aplicada a este flujo. Como consecuencia de este proceso la Compañíaconcluyó que no se requiere de provisión alguna por deterioro.

Impuestos

La determinación de las obligaciones y gastos por impuestos requiere de interpretaciones a la legislacióntributaria aplicable. La Compañía busca asesoría profesional en materia tributaria antes de tomar algunadecisión sobre asuntos tributarios. Aun cuando la Gerencia considera que sus estimaciones sonprudentes y apropiadas, pueden surgir diferencias de interpretación con la administración tributaria quepudieran afectar los cargos por impuestos en el futuro.

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> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

Estimación del valor razonable de instrumentos financieros derivados

Para fines de la estimación del valor razonable de instrumentos financiero derivados, la Compañíaestablece, al inicio de la transacción de cobertura, la relación entre los instrumentos de cobertura y loselementos cubiertos, así como el objetivo y estrategia de administración de riesgos para efectuar diversastransacciones de cobertura. La Compañía también evalúa, tanto al comienzo de la cobertura como deforma continua, de si los derivados que son usados en transacciones de cobertura son altamente efectivosen compensar los cambios en valores razonables o flujos de efectivo de los elementos cubiertos.

El método para reconocer las ganancias o pérdidas resultantes depende de si el derivado es designadocomo un instrumento de cobertura, y si es así, de la naturaleza del elemento cubierto. Los derivados dela Compañía son designados como coberturas de transacciones proyectadas altamente probables(cobertura de flujos de efectivo).

El valor razonable de los contratos de permuta de tasa de interés ha sido determinado sobre la base delos flujos netos descontados de los instrumentos financieros derivados.

d) Moneda Funcional y de Presentación, y Moneda Extranjera -

Las partidas incluidas en los estados financieros de la Compañía se expresan en la moneda del ambienteeconómico primario donde opera la entidad (moneda funcional), considerando además los factoresadicionales establecidos por la Norma Internacional de Contabilidad No.21 revisada - Efectos en lasvariaciones en los tipos de cambio. Los estados financieros se presentan en dólares estadounidenses,que es la moneda funcional y la moneda de presentación de la Compañía.

Las transacciones en moneda extranjera se traducen a la moneda funcional usando los tipos de cambiovigentes en las fechas de las transacciones.

Las ganancias y pérdidas por diferencias en cambio que resulten del cobro y del pago de talestransacciones y de la traducción a los tipos de cambio al cierre del año de activos y pasivos monetariosdenominados en moneda extranjera, se reconocen en el estado de ganancias y pérdidas.

e) Efectivo y equivalentes de efectivo -

El efectivo y los equivalentes de efectivo se registran al costo en el balance general. Para efectos delbalance general, el efectivo y los equivalentes de efectivo comprenden efectivo disponible y depósitos enbancos que son rápidamente convertibles en cantidades conocidas de efectivo, las cuales se encuentransujetas a un riesgo no significativo de cambios en su valor.

f) Cuentas por cobrar comerciales -

Las cuentas por cobrar comerciales se reconocen inicialmente a su valor razonable y subsecuentementese valorizan al costo amortizado. La provisión por deterioro de las cuentas por cobrar comerciales seestablece cuando existe evidencia objetiva de que la Compañía no podrá cobrar todos los montosvencidos de acuerdo con los términos originales de las cuentas por cobrar. La Gerencia considera que lossaldos de cuentas por cobrar comerciales al 31 de diciembre de 2006 no tienen riesgos de incobrabilidad.Los saldos al 31 de diciembre de 2005 fueron íntegramente recuperados.

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g) Suministros y repuestos -

Los suministros y repuestos, que comprenden sustancialmente bienes adquiridos al Estado Peruano en lafecha de suscripción del contrato de concesión, se registran al costo. El costo se determina usando elmétodo promedio ponderado. La Gerencia evalúa periódicamente la desvalorización y obsolescencia deestos activos. La desvalorización y obsolescencia se registra con débito a resultados.

h) Equipo, mobiliario y unidades de transporte y depreciación -

Las partidas de este rubro, que comprenden sustancialmente bienes adquiridos al Estado Peruano en lafecha de suscripción del contrato de concesión, se registran al costo de adquisición menos su depreciaciónacumulada.

Los costos subsecuentes se incluyen en el valor en libros del activo o se reconocen como un activoseparado, según corresponda, sólo cuando es probable que beneficios económicos futuros asociados conel activo, se generen para la Compañía y el costo de estos activos puede ser medido razonablemente.Los gastos de mantenimiento y reparación se cargan al estado de ganancias y pérdidas en el período enel que estos gastos se incurren.

La depreciación de estos activos se calcula desde la fecha en que se encuentran disponibles para uso porel método de línea recta para asignar su costo menos su valor residual durante el período de concesióndel sistema de transmisión o de su vida útil el que fuere menor. El estimado de la vida útil de los activoses como sigue: mejoras en instalaciones arrendadas 10 años, unidades de transporte 5 años, muebles yenseres 10 años, equipos diversos 4 y 10 años y equipos y unidades de explotación 10 años.

Los valores residuales y la vida útil de los activos se revisan y ajustan, de ser necesario, a la fecha decada balance general.

El valor en libros de un activo se castiga inmediatamente a su valor recuperable si el valor en libros delactivo es mayor que el estimado de su valor recuperable.

Las ganancias y pérdidas por la venta de activos corresponden a la diferencia entre los ingresos de latransacción y el valor en libros de los activos. Estas se incluyen en el estado de ganancias y pérdidas.

i) Intangibles y amortización -

Concesión del sistema de transmisión eléctrica y adicionales a la Concesión:

Comprenden el importe pagado al Estado Peruano por la concesión de la explotación de las líneas detransmisión de energía eléctrica, así como los compromisos de inversión ejecutados de acuerdo con elcontrato de concesión.

Las inversiones subsecuentes (adicionales a la concesión y proyectos en curso) son capitalizadas conposterioridad al reconocimiento inicial cuando el precio de compra de un activo ya refleja la obligación dela Compañía de incurrir en desembolsos futuros. Esto ocurre en el caso de las inversiones que laCompañía debe efectuar a la infraestructura del sistema de transmisión recibida en concesión a efectosde mantener los estándares de calidad y confiabilidad del servicio de transmisión dispuesto en el contratode concesión.

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El derecho de concesión se amortiza por el método de línea recta durante el plazo de vigencia del contratode concesión. Los compromisos de inversión se amortizan por el método de línea recta en función de suvida útil, la misma que no excede el plazo de vigencia del contrato de concesión. Los proyectos en cursose amortizarán a partir de la fecha en que se encuentren en condiciones de operación.

Software:

Las licencias de los programas de cómputo adquiridas se capitalizan sobre la base de los costos incurridospara adquirir o poner en uso el programa de cómputo específico. Estos costos se amortizan en el estimadode su vida útil.

j) Deterioro en el valor de activos -

Cuando existen acontecimientos o cambios económicos que indiquen que el valor de un activo pueda noser recuperable, la Compañía revisa el valor de sus equipos, mobiliario y unidades de transporte eintangibles para verificar que no existe deterioro permanente en su valor. En caso que el valor en librosdel activo exceda su valor recuperable, se reconoce una pérdida por desvalorización en el estado deganancias y pérdidas. El valor recuperable de un activo es el mayor entre el precio de venta neto y suvalor en uso. El precio de venta neto es el monto que se puede obtener en la venta de un activo en unmercado libre, mientras que el valor en uso es el valor presente de los flujos futuros estimados del usocontinuo de un activo y de su disposición final al término de su vida útil. Los importes recuperables seestiman por cada activo o, si no es posible, para la unidad generadora de efectivo. Al 31 de diciembre de2006 y de 2005 la Compañía efectuó la evaluación del valor recuperable de sus activos, no determinandonecesaria la constitución de provisión alguna por deterioro.

k) Inversiones -

La NIC 39 revisada establece las siguientes categorías para la clasificación de las inversiones: activosfinancieros a valor razonable a través de ganancias y pérdidas, préstamos y cuentas por cobrar,inversiones a ser mantenidas hasta su vencimiento y activos financieros disponibles para la venta. Laclasificación depende del propósito para el cual se adquirieron las inversiones. La Gerencia determina laclasificación de sus inversiones a la fecha de su reconocimiento inicial y reevalúa esta clasificación a lafecha de cada cierre. Al 31 de diciembre de 2006 y de 2005 la Compañía sólo cuenta con inversionesclasificadas como cuentas por cobrar.

Las cuentas por cobrar son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables que no soncotizados en un mercado activo. Surgen cuando la Compañía provee dinero, bienes o serviciosdirectamente a un deudor sin intención de negociar la cuenta por cobrar. Se incluyen en el activo corrientedebido a que su vencimiento no excede de doce meses después de la fecha del balance general. Lascuentas por cobrar se incluyen en cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar en el balancegeneral.

l) Instrumentos financieros -

Los instrumentos financieros se definen como cualquier contrato que da lugar, simultáneamente, a unactivo financiero en una empresa y a un pasivo financiero o a un instrumento de capital en otra empresa.Los instrumentos financieros incluyen a los instrumentos primarios como son las cuentas por cobrar, lascuentas por pagar, los préstamos bancarios y las acciones representativas del capital,

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y a los instrumentos derivados como son las opciones, futuros y contratos a plazo de tipo financiero,permutas de tasas de interés y permutas de divisas (Swaps). La Compañía tiene instrumentos primariosy un instrumento derivado correspondiente a dos contratos de permuta de tasas de interés relacionadocon la deuda con instituciones financieras y los bonos a tasa variable (Nota 9). Respecto del instrumentoderivado, la Compañía adoptó a partir del 1 de enero del 2005 la NIC 39 - Instrumentos financierosderivados (Nota 11-d).

Los instrumentos financieros se clasifican como de pasivo o de capital de acuerdo con la sustancia delacuerdo contractual que les dio origen. Los intereses, los dividendos, las ganancias y las pérdidasgeneradas por un instrumento financiero clasificado como de pasivo, se registran como gastos o ingresosen el estado de ganancias y pérdidas. Los pagos a los tenedores de instrumentos financieros registradoscomo de capital, se registran directamente en el patrimonio neto. Los instrumentos financieros secompensan cuando la Compañía tiene el derecho legal de compensarlos y la Gerencia tiene la intenciónde cancelarlos sobre una base neta, o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.

Los instrumentos financieros se reconocen en los estados financieros a su valor razonable. El valorrazonable es el monto por el que un activo puede ser intercambiado entre un comprador y un vendedordebidamente informados, o puede ser cancelada una obligación, entre un deudor y un acreedor consuficiente información, bajo los términos de una transacción de libre competencia.

m)Préstamos -

Los préstamos se reconocen en la fecha en que los fondos se reciben. En períodos subsiguientes, lospréstamos se registran al costo amortizado; cualquier diferencia entre los fondos recibidos y el monto adesembolsar se reconoce en resultados en el plazo del préstamo.

Los bonos se registran sobre la base de los fondos recibidos al momento de su emisión. Los intereses quegeneran los bonos se reconocen en resultados cuando devengan considerando que los costos detransacciones no fueron importantes.

n) Provisiones -

Las provisiones se reconocen cuando la Compañía tiene una obligación presente legal o asumida comoresultado de eventos pasados, es más que probable que se requiera de la aplicación de recursos paracancelar la obligación y es posible estimar su monto de manera confiable. La provisión para compensaciónpor tiempo de servicios del personal se constituye por el íntegro de los derechos indemnizatorios deacuerdo con la legislación vigente y se muestra neta de los depósitos efectuados con caráctercancelatorio.

Las vacaciones anuales del personal se reconocen sobre la base del devengado. La provisión por laobligación estimada por vacaciones anuales del personal resultantes de servicios prestados por losempleados se reconoce en la fecha del balance general.

o) Impuesto a la renta -

El impuesto a la renta corriente se determina y registra de acuerdo con la legislación tributaria aplicablea la Compañía considerando la interpretación de la Gerencia de la legislación aplicable a la Compañía.

Rep EEFF 5/10/07 3:59 PM

> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

El impuesto a la renta diferido se registra por el método del pasivo, reconociendo el efecto de lasdiferencias temporales que surgen entre la base tributaria de los activos y pasivos y sus saldos en losestados financieros, aplicando la legislación y la tasa del impuesto vigente a la fecha del balance generaly que se espera sean aplicables cuando el impuesto a la renta diferido se realice o pague.

Los impuestos a la renta diferidos activos se reconocen en la medida que sea probable que se produzcanbeneficios tributarios futuros contra los que se puedan usar las diferencias temporales.

p) Pasivos y activos contingentes -

Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros y se exponen en notas, a menos quesu ocurrencia sea remota. Los activos contingentes no se reconocen en los estados financieros y serevelan sólo si es probable su realización.

q) Distribución de dividendos -

La distribución de dividendos se reconoce como pasivo en los estados financieros en el período en queson aprobados por los accionistas de la Compañía.

r) Reconocimiento de ingresos, costos y gastos -

Los ingresos por servicios de transmisión de energía se reconocen en el período contable en el que seprestan, de conformidad con lo establecido en el contrato de concesión en lo referido a la RemuneraciónAnual Garantizada (RAG).

El servicio de transmisión prestado y no facturado se registra de acuerdo con estimaciones de latransmisión de energía, la misma que no difiere significativamente con la facturación real posterior.

Otros ingresos y gastos se registran en los períodos con los cuales se relacionan y se reconocen cuandodevengan.

s) Reclasificaciones -

Ciertas reclasificaciones han sido incorporadas en los rubros Otros ingresos y Otros gastos del estado deganancias y pérdidas de 2005 a fin de posibilitar su comparación con el estado de ganancias y pérdidasde 2006.

3 ADMINISTRACION DE RIESGOS FINANCIEROS

Las actividades de la Compañía la exponen a ciertos riesgos financieros cuyos potenciales efectos adversosson permanentemente evaluados por el Directorio y la Gerencia de la Compañía, a efectos de minimizarlos.A continuación presentamos los riesgos financieros a los que está expuesta la Compañía.

i) Riesgo de tipo de cambio

La Compañía reduce su riesgo de tipo de cambio al realizar sus operaciones sustancialmente en dólaresestadounidenses.

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>90|91


ii) Riesgo de tasa de interés

Los ingresos y los flujos de caja operativos de la Compañía son sustancialmente independientes de loscambios en las tasas de interés del mercado. La Compañía tiene activos que devengan interesescolocados en instituciones financieras de primer nivel. La política de la Compañía es mantener préstamosen instrumentos financieros que devengan tasas fijas. A efectos de administrar el riesgo en aquellospréstamos contratados a tasas de interés variable, la Compañía usa permuta de tasas de interés (swaps),con lo que obtiene el efecto económico de convertir a tasas fijas los préstamos pactados en tasasvariables.

iii) Riesgo de crédito

La Compañía no tiene riesgos significativos de concentración de crédito.

iv) Riesgo de liquidez

La administración prudente del riesgo de liquidez implica mantener suficiente efectivo y equivalentes deefectivo y la posibilidad de comprometer y/o tener comprometido financiamiento a través de unaadecuada cantidad de fuentes de crédito. La Compañía mantiene adecuados niveles de efectivo y delíneas de crédito disponibles.

4 CAJA Y BANCOS

Al 31 de diciembre este rubro comprende:

2006 2005US$ US$

Efectivo 46,767 37,796Cuentas de ahorros 32,024 29,831Cuentas corrientes bancarias 2,695,256 491,921Depósitos a plazos 12,063,084 10,846,946Cuentas recolectoras de fideicomiso - 16,519

14,837,131 11,423,013

Al 31 de diciembre de 2006, los depósitos a plazo devengan intereses a una tasa promedio anual que fluctúaentre 4.70% y 4.85% para depósitos en moneda nacional, y 4.50% y 5.27% para depósitos en monedaextranjera (3.40% y 3.90% para depósitos en moneda nacional, y 3.70% y 4.36% para depósitos en monedaextranjera al 31 de diciembre de 2005).

Las cuentas recolectoras de fideicomiso se constituyeron en el marco del Contrato de Fideicomiso de Flujosque se describe en la Nota 9.

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> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

5 CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES

Este rubro al 31 de diciembre comprende:

2006 2005US$ US$

Facturas 313,098 140,308Servicios de transmisión devengados 5,279,127 4,778,703

5,592,225 4,919,011

El saldo de servicios de transmisión devengados corresponde a servicios prestados por la Compañía endiciembre de 2006 y diciembre de 2005 cuya facturación se ha efectuado sustancialmente en enero de 2007y enero de 2006, respectivamente.

6 CUENTAS POR COBRAR Y POR PAGAR A EMPRESAS AFILIADAS

El movimiento de las cuentas por cobrar y por pagar a empresas afiliadas, en el año 2006, es el siguiente:

Saldo Saldoinicial Adiciones Deducciones final

US$ US$ US$ US$Por cobrar -Comercial:Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.,Sucursal del Perú 28,144 577,393 (554,776) 50,761Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. 11,026 200,045 (190,510) 20,561Otras menores - 96,739 (95,793) 946

No comercial:Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. - 51,343 (21,362) 29,981Otras menores - 17,855 (16,678) 1,177Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. 215,300 279,478 (246,665) 248,113

254,470 1,222,853 (1,125,784) 351,539Por pagar -Corriente:Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. 835,890 1,676,473 (1,676,654) 835,709Transelca S.A. E.S.P. - 16,781 (16,781) -Empresa Energía de Bogotá S.A. E.S.P. - 80,596 (80,596) -

835,890 1,773,850 (1,774,031) 835,709

No coriente:Interconexión Eléctrica ISA ESP 2,504,026 399,036 (2,903,062) -Transelca S.A. ESP 2,504,026 399,036 (2,903,062) -Empresa Energía de Bogotá S.A.ESP 3,338,703 532,045 (3,870,748) -

8,346,755 1,330,117 (9,676,872) -

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>92|93


El movimiento de las cuentas por cobrar y por pagar a empresas afiliadas, en el año 2005, es el siguiente:

Saldo Saldoinicial Adiciones Deducciones final

US$ US$ US$ US$Por cobrar -Comercial:Interconexión Eléctrica I.S.A. E.S.P.,Sucursal del Perú 92,670 578,295 (642,821) 28,144Interconexión Eléctrica I.S.A. Perú S.A. 8,341 97,086 (94,401) 11,026

No comercial:Interconexión Eléctrica I.S.A. S.A. E.S.P. 253,114 215,300 (253,114) 215,300

354,125 890,681 (990,336) 254,470

Por pagar -Corriente:Interconexión Eléctrica I.S.A. E.S.P. 1,600,275 968,931 (1,733,316) 835,890Transelca S.A. E.S.P. 739,977 37,925 (777,902) -Empresa Energía de Bogotá S.A.E.S.P. 945,797 - (945,797) -

3,286,049 1,006,856 (3,457,015) 835,890

No corriente:Interconexión Eléctrica I.S.A. E.S.P. 2,354,138 149,888 - 2,504,026Transelca S.A. E.S.P. 2,354,138 149,888 - 2,504,026Empresa Energía de Bogotá S.A.E.S.P. 3,138,852 199,851 - 3,338,703

7,847,128 499,627 - 8,346,755

El saldo de cuentas por pagar corrientes al 31 de diciembre de 2006, incluye regalías devengadas porUS$675,913 (US$835,890 al 31 de diciembre de 2005) y gerenciamiento de proyectos de ampliación deUS$152,732 a favor de Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.

Las cuentas por pagar no corrientes al 31 de diciembre de 2005 incluyen préstamos subordinados recibidosde accionistas en agosto de 2002. Estos préstamos devengan intereses anuales a la tasa Libor+6%, nocuentan con garantías específicas y se presentaron en dicho año como no corrientes debido a que la deudaque generaba la subordinación (préstamo sindicado) vencía en setiembre de 2010. Como resultado del pagoanticipado del préstamo sindicado, la subordinación quedó limitada al cumplimiento de ciertos requisitoscontenidos en los contratos de crédito y bonos, que se cumplen a la fecha. En diciembre de 2006, laCompañía canceló los préstamos subordinados.

En relación con dichos préstamos subordinados, hasta el 31 de diciembre de 2005 la Compañía reconoció elvalor presente de los intereses de dicho préstamos considerando sus vencimientos en el largo plazo. Alconvertirse la deuda subordinada en obligación corriente, el saldo deudor del valor presente de interesesascendente a US$584,654 se ajustó con débito a gastos financieros del estado de ganancias y pérdidas.

Rep EEFF 5/10/07 3:59 PM

> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

Remuneraciones a directores y personal gerencial:

En el 2006 la remuneración total de los directores ascendió a US$50,408 (US$49,786 en el 2005). Asimismo,la remuneración al personal gerencial y de jefaturas en el 2006 fue de US$1,632,443 (US$1,473,354 en el2005).

7 EQUIPO, MOBILIARIO Y UNIDADES DE TRANSPORTE

El movimiento del costo de este rubro y de su correspondiente depreciación acumulada, por el año 2006, escomo sigue:

Saldo Deduc- Transfe Saldoinicial Adiciones ciones rencias final

y ajustesUS$ US$ US$ US$ US$

Costo -Mejoras en instalaciones arrendadas 650,047 - - 212,163 862,210Unidades de transporte 3,274,975 - (170,096) - 3,104,879Muebles y enseres 1,092,978 51,803 - 5,636 1,150,417Equipos diversos 5,554,165 795,320 - 245,379 6,594,864Equipos y unidades de explotación 2,024,774 5,831 - (3,597) 2,027,008Unidades de reemplazo 556,033 282,860 - 106,806 945,699Activos en tránsito 420,845 272,722 - (403,705) 289,862Obras en curso - 246,880 - (246,880) -

13,573,817 1,655,416 (170,096) (84,198) 14,974,939Provisión para desvalorización - (136,865) - - (136,865)

13,573,817 14,838,074

Depreciación acumulada -Mejoras en instalaciones arrendadas 48,754 79,168 - (141) 127,781Unidades de transporte 1,733,886 628,350 (120,774) - 2,241,462Muebles y enseres 663,944 174,058 - - 838,002Equipos diversos 1,315,277 606,752 - (700) 1,921,329Equipos y unidades de explotación 358,775 141,861 - (630) 500,006Unidades de reemplazo - 117,514 - 404,194 521,708

4,120,636 1,747,703 (120,774) 402,723 6,150,288Costo neto 9,453,181 8,687,786

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El movimiento del costo de este rubro y de su correspondiente depreciación acumulada, por el año 2005, escomo sigue:



Costo -Mejoras en instalaciones arrendadas - 735,521 - (85,474) 650,047Unidades de transporte 2,842,547 605,419 (172,991) - 3,274,975Muebles y enseres 942,558 137,350 (6,812) 19,882 1,092,978Equipos diversos 4,476,655 872,731 (107,743) 312,522 5,554,165Equipos y unidades de explotación 1,682,457 120,660 (15,236) 236,893 2,024,774Unidades de reemplazo 884,246 - (3,949) (324,264) 556,033Activos en tránsito 1,038,996 403,636 - (1,021,787) 420,845

11,867,459 2,875,317 (306,731) (862,228) 13,573,817

Depreciación acumulada -Mejoras en instalaciones arrendadas - 48,754 - - 48,754Unidades de transporte 1,179,883 636,708 (82,705) - 1,733,886Muebles y enseres 446,527 220,545 (3,128) - 663,944Equipos diversos 832,000 510,538 (34,574) 7,313 1,315,277Equipos y unidades de explotación 248,595 115,259 (5,079) - 358,775

2,707,005 1,531,804 (125,486) 7,313 4,120,636Costo neto 9,160,454 9,453,181

Al 31 de diciembre de 2006, la Compañía identificó ciertos bienes del activo fijo adquiridos en años anterioresque se encontraban disponibles para su uso (unidades de reemplazo) y, en aplicación de la NIC 16 vigenteen el Perú desde el 2006, determinó que el ajuste de la depreciación acumulada de estos activos al 31 dediciembre de 2005, neto del impuesto a la renta diferido correspondiente, fue por US$280,311, monto quese debitó directamente a resultados acumulados. La porción de este ajuste que corresponde al año 2005 esde US$97,659 y aquella que corresponde a años anteriores es de US$182,652. La Compañía no hareestructurado los estados financieros al 31 de diciembre de 2005 debido a que los montos antes indicadosno son importantes en relación con los estados financieros tomados en su conjunto.

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> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

8 INTANGIBLES

El movimiento de intangibles y de su correspondiente amortización acumulada, por el año 2006, es comosigue:

Saldo Transferencias Saldoinicial Adiciones y ajustes final

US$ US$ US$ US$

CostoConcesión del sistema detransmisión eléctrica 286,657,295 - - 286,657,295Adicionales a la concesión 19,144,269 508,151 6,420,983 26,073,403Software 1,370,843 396 362,724 1,733,963Proyectos en curso 6,378,111 11,574,840 (6,728,555) 11,224,396

313,550,518 12,083,387 55,152 325,689,057

Amortización acumuladaConcesión del sistema de transmisión eléctrica 31,849,684 9,555,243 - 41,404,927Adicionales a la concesión 1,091,041 1,107,989 105,225 2,304,255Software 473,084 346,793 - 819,877

33,413,809 11,010,025 105,225 44,529,059Costo neto 280,136,709 281,159,998

El movimiento de intangibles y de su correspondiente amortización acumulada, por el año 2005, es como sigue:



CostoConcesión del sistema detransmisión eléctrica 286,657,295 - - - 286,657,295Adicionales a la concesión 9,754,725 1,016,399 (146,242) 8,519,387 19,144,269Software 988,903 90,282 (11,110) 302,768 1,370,843Proyectos en curso 10,113,958 4,492,146 - (8,227,993) 6,378,111

307,514,881 5,598,827 (157,352) 594,162 313,550,518

Amortización acumuladaConcesión del sistema de transmisión eléctrica 22,294,441 9,555,243 - - 31,849,684Adicionales a la concesión 379,985 696,264 - 14,792 1,091,041Software 199,591 273,493 - - 473,084

22,874,017 10,525,000 - 14,792 33,413,809Costo neto 284,640,864 280,136,709

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El rubro Concesión del sistema de transmisión eléctrica corresponde al pago efectuado al Estado Peruano(Nota 1).

El rubro Adicionales a la concesión corresponde a los costos directos e indirectos relacionados con loscompromisos de inversión que se describen en la Nota 1.

Los proyectos en curso comprenden los desembolsos incurridos por la ejecución de las ampliacionesaprobadas mediante cláusulas adicionales al contrato de concesión de fechas marzo y julio de 2006 (Nota 1).

Al 31 de diciembre de 2006 la Compañía ha constituido hipoteca sobre el derecho de concesión y los activosconcesionados, en garantía de las obligaciones por préstamos bancarios (Nota 9).

9 DEUDA A LARGO PLAZO

Este rubro al 31 de diciembre comprende:

Saldos pendientes de pago

Total Corriente No CorrienteNombre del acreedor 2006 2005 2006 2005 2006 2005

US$ US$ US$ US$ US$ US$

Préstamo sindicado - 33,725,000 - 7,100,000 - 26,625,000Préstamo bancario 34,000,000 - 3,400,000 - 30,600,000 -Bonos corporativos 90,266,245 97,555,805 10,414,417 9,004,435 79,851,828 88,551,370

124,266,245 131,280,805 13,814,41716,104,435 110,451,828115,176,370

Intereses de deudas 1,111,569 1,143,571 1,111,569 1,143,571 - -Otros 1,142,826 662,868 955,176 443,943 187,650 218,925

2,254,395 1,806,439 2,066,745 1,587,514 187,650 218,925

Las condiciones de las indicadas obligaciones son como sigue:

a) Préstamo sindicado -

El 29 de agosto de 2002, la Compañía suscribió con el Banco de Crédito del Perú y el Banco Continentalun contrato de crédito denominado “crédito sindicado” por US$70 millones, pagadero en veintiochocuotas trimestrales iguales de US$1,875,000 más una cuota final de US$17.5 millones. Las cuotas tienenvencimientos consecutivos desde el 5 de diciembre de 2003 hasta el 5 de setiembre de 2010.

Los intereses compensatorios que se establecieron para este préstamo corresponden a una tasa anualequivalente a la tasa Libor+3.75%.

En Sesión de Directorio del 21 de julio de 2004 se acordó prepagar el crédito sindicado en US$20millones, utilizando recursos obtenidos de la tercera emisión de bonos. Como consecuencia de dichoprepago, se canceló la cuota final de US$17.5 millones y las cuotas trimestrales se redujeron aUS$1,775,000 cada una.

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> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

En Sesión de Directorio del 21 de febrero de 2006 se acordó prepagar el saldo a esa fecha del créditosindicado ascendente a US$34,476,930, utilizando recursos obtenidos del préstamo bancario suscrito conel Banco de Crédito del Perú descrito en el acápite b).

b) Préstamo bancario -

El 15 de febrero de 2006 se suscribió un contrato de préstamo con el Banco de Crédito del Perú porUS$34,000,000 pagadero en 40 cuotas trimestrales de US$850,000 cada una contadas a partir del 28 defebrero de 2007 hasta el 30 de noviembre de 2016. Este préstamo fue utilizado para prepagaríntegramente el préstamo sindicado.

El plazo del préstamo es de 129 meses, que incluye 9 meses de gracia para pago del capital. Losintereses compensatorios establecidos para el préstamo son como sigue:

■ Durante el periodo de gracia de nueve meses la tasa será equivalente a Libor+0.5%.■ Después del período de gracia y hasta el término de la vigencia del préstamo, la tasa será equivalente a

Libor+2.275%.

Este préstamo está garantizado como sigue:

■ Primera y preferente hipoteca sobre el derecho de concesión del sistema de transmisión y activosconcesionados.

■ Prenda sobre las acciones de propiedad de los accionistas de la Compañía: Interconexión Eléctrica S.A.E.S.P., Transelca S.A. E.S.P. y Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P.

La Compañía está obligada a mantener ciertos ratios financieros como parte de los compromisoscontractuales.

c) Bonos corporativos -

En Junta General de Accionistas del 13 de noviembre del 2002, se aprobó el primer programa de emisiónde bonos corporativos de hasta por US$130 millones o su equivalente en nuevos soles. MedianteResolución de Gerencia General de la Comisión Nacional Supervisora de Empresas y Valores (CONASEV)del 23 de junio de 2003 se aprobó el trámite anticipado en el Registro Único de Valores de disponer einscribir el Primer Programa de Bonos Red Energía del Perú hasta un máximo de US$100 millones o suequivalente en soles.

La primera emisión de bonos se realizó con la Serie A de 30,000 bonos, con un valor nominal unitario deUS$1,000 y un plazo de redención de 10 años. Estos bonos se colocaron en el mercado financiero en juliode 2003 y devengan un interés nominal de 5.75% anual.

La segunda emisión de bonos se realizó en Serie Unica de 20,000 bonos, con un valor nominal unitariode S/.3,477 y un plazo de redención de 10 años. Estos bonos se colocaron en el mercado financiero ennoviembre de 2003 y devengan un interés nominal de 5.125% anual. El saldo pendiente de amortizaciónes reajustado con el Valor Actual Constante.

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La tercera emisión de bonos se realizó en dos series (A y B) de 14,200 y 5,800 bonos cada una,respectivamente, con un valor nominal de US$1,000 y un plazo de redención de 12 años. Estos bonosse colocaron en el mercado financiero en julio y agosto de 2004 y devengan un interés nominal de 7.75%y 7.625% anual, respectivamente.

La cuarta emisión de bonos fue deslistada.

La quinta emisión de bonos se realizó con la Serie A de 30,000 bonos, con un valor nominal de US$1,000y un plazo de redención de 10 años. Estos bonos se colocaron en el mercado financiero en diciembre de2004 y devengan un interés a la tasa Libor a 3 meses + 2.5625%.

La Compañía tiene la opción de rescatar total o parcialmente cada una de las emisiones de bonosefectuadas a partir del inicio del cuarto año de vigencia de cada serie, luego de producida la décimosegunda fecha de vencimiento.

Los bonos están garantizados con primera y preferente garantía hipotecaria sobre la concesión de laslíneas de transmisión.

Las principales obligaciones de la Compañía respecto al programa de emisión de bonos son las siguientes:

■ Mantener un índice de endeudamiento menor a 1.5 veces hasta el 2004 y menor a 1.20 veces a partirdel año 2005;

■ Mantener en todo momento un patrimonio neto mínimo de US$90,000,000;■ Mantener en todo momento un índice de cobertura de servicio de deuda mayor a 1.30 veces; y■ Mantener un índice de cobertura de intereses mayor a 3.0 veces hasta el 2004 y de 3.5 veces a partir

del 2005.

En marzo de 2006, la Asamblea de Bonistas otorgó a la Compañía una autorización por el período 2006- 2009 para los siguientes indicadores, sujeto al pago de una comisión de 0.15% del saldo de la deudaen caso la Compañía utilice la autorización:

■ Mantener un índice de endeudamiento menor a 1.5 veces a partir del año 2006■ Mantener un índice de cobertura de intereses mayor a 3.5 veces en el 2005, mayor a 2.8 para el período

2006-2008 y mayor a 3.0 para el 2009.

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d) Cronograma de pagos -

El cronograma de pagos de la deuda a largo plazo al 31 de diciembre de 2006 hasta su vencimiento escomo sigue:

Préstamo Bonos InteresesAños bancario corporativos de deudas Otros

US$ US$ US$ US$

2007 3,400,000 10,414,417 1,111,569 955,1762008 3,400,000 10,414,417 - 31,2752009 3,400,000 10,414,417 - 31,2752010 3,400,000 10,514,416 - 31,2752011 3,400,000 11,992,380 - 31,2752012 3,400,000 13,929,300 - 31,2752013 3,400,000 12,986,898 - 31,2752014 3,400,000 5,400,000 - -2015 3,400,000 2,400,000 - -2016 3,400,000 1,800,000 - -Total 34,000,000 90,266,245 1,111,569 1,142,826

e) Garantías adicionales -

Los contratos de préstamos antes indicados cuentan con las siguientes garantías adicionales:

1) Contrato de fideicomiso de flujos

Con fecha 29 de agosto de 2002 la Compañía (fideicomitente), el Banco Continental (fideicomisario) y elBank Boston, Sucursal del Perú (fiduciario) suscribieron el Contrato de Fideicomiso de Flujos paragarantizar el cumplimiento de las obligaciones a favor de los acreedores de la Compañía. El 31 de marzode 2005 Bank Boston, Sucursal del Perú cedió su posición contractual en dicho contrato a favor delBanque BNP Paribas Andes S.A. Luego, el 28 de junio de 2006 Banque BNP Paribas Andes S.A. cedió suposición contractual en el referido contrato a favor del Banco Internacional del Perú S.A.A.

El objeto del contrato es garantizar con los bienes que integran el patrimonio fideicometido elcumplimiento puntual y total de las obligaciones garantizadas. Mediante dicho contrato los flujosdepositados por los clientes de la Compañía en las cuentas recolectoras son transferidos a la cuenta delfideicomitente al siguiente día hábil. En caso se haya producido un evento de incumplimiento, elfiduciario retendrá el 25% de los flujos depositados en las cuentas recolectoras hasta que se subsane elevento de incumplimiento y si además la Compañía no cumple con alguna obligación garantizada, elfideicomisario retendrá el 100% de los flujos depositados en estas cuentas.

La vigencia del contrato se computa desde su fecha de suscripción y se mantendrá vigente hasta que seproduzca la cancelación efectiva e integral de las obligaciones garantizadas asumidas por elfideicomitente a favor de los acreedores o de lo contrario, cuando se produzca la extinción de todos losderechos y bienes que conforman el patrimonio fideicometido.

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2) Contratos de permuta de tasa de interés

Con el fin de establecer cobertura sobre el riesgo de fluctuaciones en las tasas de interés de los créditosconcertados a tasas de interés variables, la Compañía suscribió con dos entidades financieras del exterioren setiembre de 2002 contratos de permuta de tasa de interés (swap) por los que la tasa Libor aplicablea las cuotas que devengaron a partir de diciembre del 2002 se fijaron como sigue:

■ Del 5 de setiembre al 4 de diciembre del 2002 se fijó en 1.8081%■ Del 5 de diciembre del 2002 al 4 de setiembre del 2003 se fijó en 1.75%■ Del 5 de setiembre del 2003 al 6 de setiembre del 2004 se fijó en 2.95%■ Del 7 de setiembre del 2003 al 5 de setiembre del 2005 se fijó en 4.75%■ Del 6 de setiembre del 2005 al 4 de setiembre del 2007 se fijó en 5%

En relación con estos contratos, la Compañía reconoció en el 2005, con débito al patrimonio neto, el valorrazonable del instrumento financiero derivado ascendente a US$221,384. El efecto de la valorización deeste derivado en el año 2006 asciende a US$323,875 y se registró con crédito al patrimonio neto.

f) Valor razonable -

El valor en libros de la deuda a largo plazo es similar a su valor razonable, el cual es calculado sobre labase de los flujos de caja descontados usando el costo promedio ponderado del capital.

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10 IMPUESTO A LA RENTA Y PARTICIPACIÓN DE LOS TRABAJADORES DIFERIDOS

El impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferidos al 31 de diciembre han sido determinadoscomo sigue:

2006 2005US$ US$

Diferencias temporales (activas) pasivas:- Provisión para vacaciones (461,643) (352,945)- Suministros (9,070) (9,070)- Provisión para desvalorización de existencias (155,270) -- Provisión para desvalorización de activos fijos (136,865) -- Plan de retiro voluntario y otros - (40)- Provisión estimada para Norma Técnica de Calidad de los

Servicios Eléctricos (579,872) (353,782)- Castigo de inventarios (69,744) (69,744)- Pérdida tributaria arrastrable (980,025) (792,560)- Valor razonable del instrumento financiero derivado 102,491 (223,784)- Depreciación de unidades de reemplazo (521,708) -- Diferencia de tasas de amortización 82,494,091 63,383,605- Comisiones bancarias diferidas para propósitos financieros 158,140 1,032,480- Valor presente de intereses de préstamos subordinados - 584,654

79,840,525 63,198,814Tasa combinada del impuesto a la renta (27%) y departicipación de los trabajadores (5%) 30.65% 30.65%

Impuesto a la renta y participación de los trabajadoresdiferidos al final del año 24,471,121 19,370,436Impuesto a la renta y participación de los trabajadoresdiferidos al inicio del año (19,370,436) (13,879,408)Efecto del año 5,100,685 5,491,028Aplicado a patrimonio neto 24,616 67,854Aplicado a resultados del año 5,125,301 5,558,882

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El saldo de impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferidos al 31 de diciembre se desagregacomo sigue:

2006 2005US$ US$

Participación de los trabajadores 3,992,026 3,159,941Impuesto a la renta 20,479,095 16,210,495

24,471,121 19,370,436

El efecto del impuesto a la renta y participación de los trabajadores diferidos en los resultados del añoterminado el 31 de diciembre se desagrega como sigue:

2006 2005US$ US$

Participación de los trabajadores 836,066 906,833Impuesto a la renta 4,289,235 4,652,049

5,125,301 5,558,882

11 PATRIMONIO NETO

a) Capital -

El capital autorizado, suscrito y pagado al 31 de diciembre de 2006 y al 31 de diciembre de 2005 está representado por 72,160,000 acciones comunes de un valor nominal S/.1 cada una.

Al 31 de diciembre de 2006 la estructura societaria de la Compañía es la siguiente:

Porcentaje Porcentaje de participación Número de total deindividual del capital accionistas participación

Del 20.01 al 30 2 60.00Del 30.01 al 40 1 40.00

3 100.00

b) Capital adicional -

Corresponde a una prima suplementaria de capital aportada por los accionistas el 28 de agosto de 2002.

c) Reserva legal -

De acuerdo con la Ley General de Sociedades, la Compañía debe transferir un mínimo de 10% de lautilidad neta anual para constituir la reserva legal hasta alcanzar un monto equivalente al 20% del capitalpagado. En ausencia de utilidades no distribuidas o de reservas de libre disposición, la reserva legal puedeser aplicada en la compensación de pérdidas, debiendo ser repuesta con las utilidades de ejercicios

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posteriores. Esta reserva puede ser capitalizada siendo también en este caso obligatoria su reposición. Al31 de diciembre de 2006 la reserva legal alcanzó el límite de 20% del capital pagado.

d) Efecto de valorización de derivados -

Corresponde al valor razonable de los contratos de permuta de tasa de interés (Nota 9).

e) Resultados acumulados -

En Junta General de Accionistas del 15 de marzo de 2005 se acordó distribuir dividendos porUS$18,000,000. Asimismo, en Junta General de Accionistas del 22 de julio de 2005 se acordó distribuirdividendos por US$4,000,000.

12 PARTICIPACIÓN DE LOS TRABAJADORES

De acuerdo con el Decreto Legislativo No.677, la participación de los trabajadores en las utilidades de laCompañía es el 5% de la renta neta. Esta participación es gasto deducible para propósitos del impuesto a larenta. Al 31 de diciembre de 2006 y de 2005 la Compañía no ha calculado la participación de los trabajadorescorriente debido a que no obtuvo renta imponible.

13 SITUACIÓN TRIBUTARIA

a) El 26 de julio de 2002 la Compañía suscribió con el Estado Peruano un convenio de estabilidad jurídica,cuya vigencia se extiende por todo el plazo de la concesión otorgada. Este convenio está relacionado conla inversión que los accionistas de la Compañía deben efectuar mediante aportes de capital por un montode US$20 millones, importe que fue completado al 31 de diciembre de 2002. El convenio otorgaprincipalmente, para los inversionistas y el receptor de la inversión, las siguientes garantías:

■ Estabilidad en el régimen tributario referido al impuesto a la renta■ Estabilidad en los regímenes de contratación de los trabajadores

b) Al 31 de diciembre de 2006 la Compañía ha determinado una pérdida tributaria de US$980,025(US$792,560 al 31 de diciembre de 2005). Esta pérdida tributaria ha sido determinada agregando ydeduciendo al resultado mostrado en los estados financieros, aquellas partidas que la legislación reconocecomo gravables y no gravables, respectivamente. De acuerdo con la legislación tributaria aplicable a laCompañía, la pérdida tributaria puede ser utilizada para compensar, hasta en cuatro años, la materiaimponible que obtenga en ejercicios futuros.

c) La tasa combinada del impuesto a la renta y de la participación de los trabajadores para los años 2006y 2005 es de 30.65%. La tasa efectiva del impuesto a la renta del año 2006, que resulta de dividir elgasto por impuesto a la renta y participación de los trabajadores entre la utilidad contable antes departicipaciones e impuestos, es de 32.01% (32.64% en el 2005). La diferencia entre la tasa combinaday la tasa efectiva se debe a que existen gastos no deducibles de naturaleza permanente relacionadosprincipalmente con amortización de años anteriores de intangibles y gastos médicos no aceptados.

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>104|105


d) De acuerdo con lo permitido por el Artículo 87 del Código Tributario y luego de haber cumplido con lodispuesto en el Decreto Supremo No.151-2002-EF, a partir del 1 de enero de 2005 la Compañía mantienesus registros contables en dólares estadounidenses.

e) La Administración Tributaria tiene la facultad de revisar y, de ser el caso, corregir el impuesto a la renta(pérdida tributaria) determinado por la Compañía en los cuatro últimos años, contados a partir del 1 deenero del año siguiente al de la presentación de la declaración jurada del impuesto correspondiente (añossujetos a fiscalización). El período de seis meses terminado el 31 de diciembre de 2002, y los años 2003,2004, 2005 y 2006 están sujetos a fiscalización. El año 2003 ha sido fiscalizado por las autoridadestributarias, no existiendo montos acotados. Debido a que pueden surgir diferencias en la interpretaciónpor parte de la Administración Tributaria sobre las normas aplicables a la Compañía, no es posibleanticipar a la fecha si se producirán pasivos tributarios adicionales como resultado de eventualesrevisiones. Cualquier impuesto adicional, multas e intereses, si se producen, se reconocen en losresultados del año en el que la diferencia de criterios con la Administración Tributaria se resuelve. LaGerencia de la Compañía estima que no surgirán pasivos de importancia como resultado de estas posiblesrevisiones.

f) De acuerdo con la legislación vigente en la fecha de suscripción del Contrato de Estabilidad Jurídica a quese refiere el literal a) anterior, para propósitos de la determinación del Impuesto General a las Ventas, elprecio de transferencia entre partes vinculadas y no vinculadas debe contar con documentación einformación que sustente los métodos y criterios de valuación aplicados en su determinación. LaAdministración Tributaria está facultada a solicitar esta información al contribuyente.

Modificaciones a la Ley del Impuesto a la Renta aplicables a partir del ejercicio gravable 2004, establecenque el sustento documentario de los precios de transferencia por aquellas transacciones entre empresasvinculadas sólo será requerido, entre otros casos, cuando se trate de operaciones internacionales uoperaciones nacionales en las que una de las partes esté inafecta al impuesto, haya suscrito conveniosde estabilidad jurídica o haya declarado pérdidas tributarias en los últimos seis años. Adicionalmente, serequerirá dicho sustento documentario cuando producto de la transacción entre empresas vinculadas seorigine un menor pago del impuesto en el país.

La Compañía cuenta con estudios de precios de transferencia por los años 2002 al 2005.

g) Impuesto Temporal a los Activos Netos -

A partir del 1 de enero de 2005 es de aplicación el Impuesto Temporal sobre los Activos Netos, que gravaa los generadores de rentas de tercera categoría sujetos al régimen general del Impuesto a la Renta.

La base imponible del impuesto está constituida por el valor de los activos netos consignados en elbalance general ajustado según el Decreto Legislativo No.797 al 31 de diciembre del ejercicio anterior alque corresponda el pago deducidas las depreciaciones y amortizaciones. El valor del activo neto obtenidoen dicho balance será actualizado de acuerdo con la variación del IPM, experimentada en el períodocomprendido entre el 31 de diciembre del ejercicio anterior al que corresponda el pago y el 31 de marzodel ejercicio al que corresponda el pago.

La tasa del impuesto para el 2006 es de 0.6% aplicable al monto de los activos netos que excedan deS/.5 millones. A partir del 1 de enero de 2007 la tasa será de 0.5% aplicable sobre el exceso deS/.1,000,000 en activos netos.

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Se podrá solicitar la devolución del impuesto sólo en el caso que se sustente haber incurrido en pérdidastributarias o se haya determinado un menor pago del Impuesto a la Renta sobre la base de las normasdel régimen general.

14 COSTO DE LOS SERVICIOS

Este rubro, por los años terminados el 31 de diciembre, comprende las siguientes partidas:

2006 2005US$ US$

Consumo de suministros 1,069,232 1,087,269Cargas de personal 6,071,694 5,575,083Servicios recibidos de terceros 4,558,439 3,728,010Tributos 316,780 288,753Depreciación 1,529,213 1,351,861Otros gastos indirectos 2,025,806 1,977,952Provisión para desvalorización de existencias 362,223 -Provisión para desvalorización de activos fijos 136,865 -Amortización 10,775,017 10,290,668

26,845,269 24,299,596

15 GASTOS DE ADMINISTRACIÓN


2006 2005US$ US$

Consumo de suministros 184,249 203,822Cargas de personal 2,645,575 2,494,200Servicios recibidos de terceros 1,635,175 1,576,223Tributos 1,061,049 1,073,746Depreciación 212,891 179,943Otros gastos indirectos 1,301,225 1,370,568Amortización 235,008 234,332

7,275,172 7,132,834

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16 INGRESOS FINANCIEROS


2006 2005US$ US$

Intereses sobre depósitos a plazo 830,260 413,168Ganancia en cambio neta - 679,788Ganancia por contratos “swap” de intereses 19,462 - Otros menores 4,066 3,412

853,788 1,096,368

17 GASTOS FINANCIEROS


2006 2005US$ US$

Intereses sobre préstamos bancarios, bonosy préstamos subordinados (9,660,126) (9,254,993)Amortización de comisiones bancarias (1,032,480) ( 221,246)Pérdida en cambio neta (1,533,237) -Pérdida por contratos “swap” de intereses - (916,604)Otros menores (411,141) (357,389)

(12,636,984) (10,750,232)

18 OTROS INGRESOS


2006 2005US$ US$

Recuperación de siniestros 222,422 44,604Utilidad en venta de activos fijos 41,450 -Ingresos de años anteriores 159,735 159,735Servicios administrativos prestados a terceros 271,709 223,964Reembolso de gastos 116,826 5,192Sobrante de inventario 44,840 51,675Venta de activos en desuso 123,535 -Otros menores 351,755 351,386

1,332,272 836,556

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> 1960 > 1695 > 1970 > 1975 > 1980 > 1985 > 1990 > 1995 > 2000 > 2005

19 OTROS GASTOS


2006 2005US$ US$

Gastos de años anteriores (192,921) (287,236)Pérdida en venta de activos fijos - (86,820)Gasto por siniestro (46,730) (573,640)Otros menores (71,299) (145,327)

(310,950) (1,093,023)

20 COMPROMISOS

Al 31 de diciembre de 2006 la Compañía mantiene los siguientes compromisos:

a) Cartas fianza y pagarés con entidades financieras locales por US$5,169,894 y US$34,000,000,respectivamente (US$5,219,869 y US$70,000,000, respectivamente, al 31 de diciembre de 2005)relacionados con obligaciones contraídas.

b) El 10 de febrero de 2003 la Compañía firmó el Contrato de Fideicomiso de Recaudación y Administraciónde Fondos con Gas Natural de Lima y Callao S.R.L. y Transportadora de Gas del Perú S.A.(fideicomitentes); La Fiduciaria S.A. (fiduciario) y Bank Boston, Sucursal del Perú (fideicomisario) para larecaudación de la Garantía de Red Principal, de acuerdo con lo establecido en el contrato de concesión.

21 MEDIO AMBIENTE

Las principales actividades realizadas por la Compañía en cuanto a la protección del medio ambiente son lassiguientes:

■ Inspecciones de medio ambiente y seguridad a instalaciones del Departamento de Transmisión Este.■ Inspección y seguimiento de trabajos de regeneración de aceite de transformadores en la subestación

Azangaro en el Departamento de Transmisión Sur, confirmando la gestión adecuada de los residuos y lautilización de los "kits" preventivos de derrames de aceite que tenemos distribuidos en todas las unidadesde transformación a nivel nacional.

■ Desarrollo de actividades relacionadas con el sistema de gestión ambiental, social y de seguridad laboral.■ Mejoramiento del procedimiento para el reporte de residuos sólidos generados durante las actividades de

mantenimiento.■ Revisión de los planes de gestión ambiental para la obra de estabilización de cimentaciones del patio de

llaves de la subestación Tingo María en el Departamento de Transmisión Este.■ Informe de la gestión ambiental del año 2005.■ Monitoreo ambiental de ruido y campos electromagnéticos en subestaciones.■ Respecto de saneamiento ambiental, monitoreo de la calidad del agua potable en todas las subestaciones

de la Compañía.■ Informe de declaración de residuos sólidos.

La Gerencia de la Compañía es de la opinión que no surgirán pasivos de importancia con relación a este tema.

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Información Financiera - Bonos

Primer Programa de Bonos Corporativos de Red de Energía del Perú (REP)

En el 2004, Red de Energía del Perú S.A culminó de manera exitosa la colocación de su Primer Programa deBonos Corporativos por US$ 100 millones de dólares. Para tales efectos, se realizaron cinco emisiones,cuyos recursos se utilizaron para optimizar la estructura de financiamiento de la organización.

A continuación, se describen detalles de las emisiones:

Primera Emisión: US$50 millones.Monto Colocado: US$30 millones (Serie A).Fecha de Emisión: 14 de julio de 2003.Plazo: 10 años.Tasa de Interés: 5.75% nominal anual.Destino de los Fondos: se utilizaron US$25 millones en la cancelación del préstamo senior otorgado porlos accionistas de la empresa, mientras que los US$5 millones restantes se destinaron a la amortización delpréstamo otorgado por el BCP, aprobado inicialmente por US$78 millones y desembolsado por US$25millones.

Segunda Emisión: S/.69.54 millones, de acuerdo con el concepto de Valor Adquisitivo Constante (VAC).Monto Colocado: S/.69.54 millones (Serie Única).Fecha de Emisión: 10 de noviembre de 2003.Plazo: 10 años. Tasa de Interés: VAC + 5.125% Destino de los Fondos: se utilizó el 100% en la cancelación del préstamo del BCP, que a dicha fechamantenía un saldo de US$20 millones.

Tercera Emisión: hasta US$50 millones.Montos Colocados: US$14.2 millones (Serie A) y US$5.8 millones (Serie B).Fechas de Emisión: 19 de julio de 2004 y 20 de agosto de 2004, respectivamente.Plazo: 12 años, pagaderos en 48 cupones trimestrales, con amortizaciones del principal a partir del novenotrimestre.Tasas de Interés: 7.75% y 7.625% nominal anual, respectivamente.Destino de los Fondos: los fondos recaudados de ambas series se utilizaron en la amortización delpréstamo sindicado otorgado por el Banco de Crédito conjuntamente con el Banco Continental, otorgadopor US$70 millones y saldo US$65.4 millones al 30 de junio de 2004.

Cuarta Emisión: deslistada

Quinta Emisión: US$30 millones.Monto Colocado: US$30 millonesFecha de Emisión: 30 de noviembre de 2004.Plazo: 10 años.Tasa de Interés: Libor (3 meses) + 2.5625%.Destino de los Fondos: los fondos recaudados serán utilizados para la amortización del préstamo enNuevos Soles otorgado por el Citibank.

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