Consorcio Transmantaro S.A.

Transcripción

1 Consorcio Transmantaro S.A. Informe con estados financieros al 30 de septiembre de 2010 Fecha de Comité: 23 de Diciembre de 2010 Elizabeth Vega Farro (511) Aspecto o Instrumento Calificado Clasificación Observación Primer Programa de Bonos Corporativos de CTM Emisión Serie Monto Plazo Primera B Hasta US$ 15 MM Hasta 9 años Segunda A Hasta US$ 10 MM Hasta 8 años Segunda B Hasta US$ 10 MM Hasta 9 años paaa No Significado de la Clasificación paaa: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes. La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales, sin embargo no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos. Racionalidad En sesión de comité del 23 de Diciembre de 2010, se acordó asignar la calificación paaa al Primer Programa de Bonos Corporativos de Consorcio Transmantaro S.A. (en adelante CTM) toma en consideración los siguientes aspectos: El conocimiento y la experiencia en el negocio eléctrico por parte de los principales accionistas de la empresa: Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) y Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB). ISA es la empresa matriz del Grupo Empresarial ISA, el cual es uno de los protagonistas de los sectores eléctrico y de telecomunicaciones en Latinoamérica, con presencia en todos los países de la Comunidad Andina -CAN- y MERCOSUR. Por su parte, EEB es un holding financiero y energético con más de 100 años de experiencia en el sector eléctrico y más de 15 años en el sector de gas natural en Colombia, posee una sólida visión de crecimiento en el mercado nacional y latinoamericano. La fortaleza generada por las condiciones del Contrato BOOT (Build-Own-Operate-Transfer) firmado con el Estado Peruano, mediante el cual, CTM obtuvo la concesión para el diseño, construcción y explotación comercial de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya por un plazo de hasta 33 años. En dicho contrato se establecen los componentes que intervienen en el cálculo de la tarifa de transmisión, siendo uno de éstos la tasa de actualización, la cual quedó fijada en 12% para los diez primeros años de operación comercial. En este sentido, durante este período los ingresos de CTM no se verían afectados en gran medida por posibles cambios en las variables utilizadas en el cálculo de la tarifa de transmisión eléctrica. El bajo riesgo del negocio de transmisión de electricidad. En ese sentido, el mayor riesgo que enfrenta la empresa es la ocurrencia de posibles interrupciones en el funcionamiento de la línea de transmisión o la falta de generación de energía por parte de las empresas generadoras. Sin embargo, de acuerdo con el Contrato BOOT la empresa seguiría percibiendo ingresos. Además, de acuerdo con lo establecido en el contrato, la empresa mantiene contratos de seguro que cubren el valor de los bienes afectos a la concesión, así como de responsabilidad civil. 1

2 El respaldo que le otorga formar parte del Sistema Interconectado Nacional (SINAC) y el estar sujeto a las disposiciones establecidas por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), le permite tener una mayor coordinación de la operación del sistema, minimizando el costo y garantizando el abastecimiento de energía eléctrica. La evolución de los activos, pasivos y patrimonio de la Compañía. A setiembre de 2010, la empresa poseía activos ascendentes a US$ millones, pasivos por US$ millones, y un respaldo patrimonial por US$ millones. Los activos no corrientes ascendieron a US$ millones, mayor en 69.38% (US$ millones) respecto a diciembre Con respecto al pasivo total, estuvo constituido, principalmente por pasivo no corriente (76.16% de participación con un monto de US$ millones). Los pasivos corrientes ascendieron a US$ millones. La estabilidad de sus ingresos y de sus márgenes de rentabilidad. El buen desempeño en sus indicadores de rentabilidad ROA (12 meses) y ROE (12 meses), los cuales ascendieron a 4.47% y 9.18% respectivamente. Asimismo, cabe mencionar que la empresa concentra aproximadamente el 67.81% de su Pasivo Total en su deuda financiera (Bonos y préstamos subordinados y de filiales) de largo plazo, lo cual no le ha perjudicado en el tercer trimestre 2010 el calce de sus indicadores (Pasivo Total posee el 51.29% de participación en Pasivo Total + Patrimonio). Los indicadores de solvencia a 12 meses (Pasivo Total/ EBITDA) y de cobertura (EBITDA/ Gastos Financieros) mostraron niveles de 6.66 veces (5.22 veces a diciembre 2009) y 7.69 veces (5.59 veces a diciembre 2009) respectivamente. La implementación de principios de Buen Gobierno Corporativo, lo que brindará una adecuada imagen antes sus principales stakeholders como clientes, proveedores, entre otros. El cumplimiento de sus resguardos financieros o covenants, como puede apreciarse en el Cuadro I: Hechos Recientes Cuadro I: Covenants Resguardos Niveles exigidos sep-10 Deuda Financiera <= Nivel de Endeudamiento <= Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda >= Indice de Capital de Trabajo >= Con fecha 28 de setiembre de 2010, CTM anunció que la empresa y el Estado peruano han suscrito el Contrato de Concesión de Sistema Garantizado de Transmisión del Proyecto Línea de Transmisión Eléctrica Pomacocha Carhuamayo 220 kv y Subestaciones Asociadas cuyo objeto es el diseño, financiamiento, suministro de bienes y servicios requeridos, construcción, operación y mantenimiento de la Línea de Transmisión antes indicada. Con fecha 27 de julio de 2010, CTM informó la autorización a dos Representantes Legales la firma de los documentos necesarios que permitan el otorgamiento de préstamos de corto plazo a Red de Energía del Perú S.A. de acuerdo a las necesidades temporales de caja en las mismas condiciones que establezca el mercado. Con fecha 16 de junio de 2010, CTM informó sobre el incremento del capital social de la suma de S/ ,259 a la suma de S/ ,259 mediante la capitalización de los aportes dinerarios efectuados por los accionistas ISA y EEB por la suma total de S/ ,000. Con fecha 11 de junio de 2010, Consorcio Transmantaro informó sobre la amortización parcial de intereses por US$ mil correspondientes a la Segunda Emisión, Serie B, del Primer Programa de Bonos Corporativos. Con fecha 18 de febrero de 2010, Consorcio Transmantaro S.A. y el Estado peruano han suscrito el Contrato de Concesión de Sistema Garantizado de Transmisión del proyecto Reforzamiento del Sistema de Transmisión Centro-Norte-Medio en 500 kv (Línea de Transmisión Zapallal-Trujillo) cuyo objeto es el diseño, financiamiento, suministro de bienes y servicios requeridos, construcción, operación y mantenimiento de la Línea de Transmisión antes indicada. Con fecha 11 de febrero de 2010, Consorcio Transmantaro S.A. remite el cuadro comparativo con las propuestas de modificación del Contrato Marco de Emisión de Obligaciones del Primer Programa de Bonos CTM (Emisión 1 y 2 Serie A y B en ambos casos). Las modificaciones serían: i) Incluir en la 2

3 definición de nuevos proyectos el reforzamiento del sistema de transmisión centro norte medio en 500 kv - línea de transmisión eléctrica Zapalla Trujillo y los proyectos de sistemas garantizados de transmisión o sistemas complementarios de transmisión que desarrolle CTM; ii) Permitir a CTM la constitución de fideicomisos (patrimonios autónomos) para ejecutar las nuevas concesiones correspondientes a los contratos que se suscriban en el futuro; iii) Permitir asumir a CTM contingentes derivados de cartas fianza y/o nuevos avales para los proyectos de fideicomiso.; y iv) Incluir en la clausula segunda la definición de proyectos en fideicomisos. Reseña Consorcio Transmantaro S.A. se constituyó en enero de En esa misma fecha, el Estado Peruano adjudicó a CTM la buena pro para la concesión del sistema de transmisión eléctrica Mantaro-Socabaya, al ofrecer éste la suma de US$ millones por concepto de inversión para el desarrollo de las obras. El objeto social de la Compañía es dedicarse a la transmisión de energía eléctrica como concesionaria de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya (ubicadas en Huancavelica y Arequipa, respectivamente). Además, puede desarrollar actividades relacionadas con la prestación de servicios públicos de telecomunicaciones que requieran la utilización de su infraestructura, recursos y activos, sujeto a las restricciones impuestas por el contrato BOOT. CTM tiene un plazo de duración de treinta y tres años contados a partir de su fecha de constitución. La línea de transmisión Mantaro-Socabaya inició su operación comercial el 8 de octubre de 2000 y a partir de esa fecha presta servicio público de transmisión de energía eléctrica e integra el Sistema Interconectado Nacional - SINAC. En retribución del servicio, la Compañía percibe ingresos que corresponden al régimen tarifario establecido en el contrato de concesión, regulado por la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) de acuerdo con los criterios establecido en las leyes aplicables y con arreglo del artículo segundo de la Ley No A partir del 12 de diciembre del 2006 el nuevo operador estratégico es Interconexión Eléctrica SA ESP (ISA) y los accionistas son dicha empresa y Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB). Accionista, Directorio, Plana Gerencial y Operador Estratégico Desde su constitución hasta diciembre de 2006, sus accionistas fueron Hydro Québec International Inc. (56.66%), Fonds de Solidarité des Travailleurs du Québec FTQ (28.34%) y Empresa de Transmisión Eléctrica - ETECEN (15.00%), En mayo de 2006, el Estado Peruano, mediante la agencia de promoción de la inversión privada (PROINVERSION), ofreció en subasta pública la transferencia al sector privado del 15% del capital accionario que poseía en CTM. El 14 de septiembre el consorcio colombiano, compuesto por Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) y Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB), se adjudicó la buena pro. Asimismo, durante el mes de Mayo, CTM informó que Hydro Québec International Inc. realizó un acuerdo para vender su participación accionaría de 56.7% al consorcio colombiano. En octubre se comunicó que Fonds de Solidarité FTQ, Canadá, vendería su participación accionaría del 28.3% en CTM. Al 30 de setiembre de 2010, la nueva composición accionaria de CTM quedó establecida de la siguiente manera: Cuadro II: Accionistas Titulares Accionista % País Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 60.00% Colombia Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P 40.00% Colombia Total % 3

4 Asimismo, el Directorio y Plana Gerencial están compuestos por: Cuadro III: Directorio Nombre Cargo Luis Fernando Alarcón Mantilla Presidente de Directorio Mónica De Greiff Lindo Vicepresidente Santiago Montenegro Trujillo Titular Guido Alberto Nule Amín Titular Ernesto Moreno Restrepo Titular Astrid Martínez Ortiz Titular Ana Mercedes Villegas Miembro Alterno Julián Darío Cadavid Velásquez Miembro Alterno Brenda Rodríguez Tovar Miembro Alterno Henry Navarro Sánchez Miembro Alterno Jorge Armando Pinzón Barragán Miembro Alterno César Augusto Ramírez Rojas Miembro Alterno Cuadro IV: Plana Gerencial Nombre Cargo Luis Alejandro Camargo Suan José Miguel Acosta Suárez Gerente General Contralor El grupo empresarial ISA desarrolla sus actividades mediante su empresa matriz, Interconexión Eléctrica S.A., la cual cuenta con ocho empresas en el sector de energía (ISA, TRANSELCA, ISA Perú, Red de energía del Perú -REP-, Consorcio Transmantaro S.A., ISA Bolivia, Companhia de Transmissão de Energía Eléctrica Paulista - CTEEP- y Compañía de Expertos en Mercados - XM) y dos en el sector de las telecomunicaciones (INTERNEXA y FLYCOM). En el negocio de la energía eléctrica el grupo ISA ofrece en su portafolio el transporte y los servicios asociados, así como la operación y administración de mercados de energía. Asimismo, tiene interconexiones internacionales entre Colombia y Venezuela, Colombia y Ecuador, y Perú y Ecuador. Cabe resaltar que el principal accionista es el gobierno colombiano, representada por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público de Colombia. EEB se convirtió en la primera holding del sector energético colombiano. En la actualidad tiene un portafolio de inversiones en importantes empresas del sector energético de Colombia entre las que se destacan CODENSA (primera empresa comercializadora del país), EMGESA (segunda empresa generadora del país), GAS NATURAL (con más de un millón de clientes del mercado colombiano), ISAGEN, y Electrificadora del Meta. El principal accionista es una entidad del gobierno colombiano que presenta una participación del 81.54%. Operador Estratégico Como se mencionó anteriormente, el operador estratégico a partir del 13 de diciembre del 2006 es Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P., mediante el Addendum Nº 06 al Contrato BOOT, y la conformidad del Concedente. Por otro lado, el CTM firmó un Contrato de Administración, Operación y Mantenimiento con Red Energía del Perú (REP) el mismo que reemplaza al que tenia firmado con Hydro-Québec Sucursal del Perú y que extinguiera legalmente una vez que se hizo efectiva la transferencia de acciones a los nuevos accionistas. Red de Energía del Perú S.A., (REP) es una empresa peruana constituida el 3 de Julio del 2002 con la finalidad de operar y brindar los servicios de mantenimiento de la infraestructura eléctrica de los Sistemas de Transmisión del Estado Peruano (ETECEN y ETESUR) por un período de 30 años. REP tiene como accionistas a las empresas: Interconexión Eléctrica S.A. ESP ISA (30%), TRANSELCA S.A. ESP (30%) y Empresa de Energía de Bogotá S.A. ESP EEB (40%). ISA y TRANSELCA forman parte del Grupo Empresarial ISA. REP presta a CTM lo servicios de operación y mantenimiento a la empresa. 4

5 Estrategia y Operaciones La adjudicación de la concesión del sistema de transmisión eléctrica Mantaro-Socabaya por parte de CTM le otorgó el derecho para el diseño, construcción y explotación comercial de dicho sistema de transmisión eléctrica, así como para su respectiva operación y mantenimiento. En febrero de 1998, CTM firmó con el Estado Peruano el contrato BOOT cuyos principales aspectos se resumen a continuación: El plazo de la concesión es de 33 años contados a partir de la fecha de suscripción del contrato BOOT. El operador estratégico calificado (Hydro Québec International Inc) es y se mantendrá durante el plazo de 10 años contados a partir de la fecha de firma del Contrato BOOT, directa o indirectamente a través de una o más empresas subsidiarias, como propietario y titular de, por lo menos, el 25% del capital social de CTM. No obstante el 3 de mayo del 2006, CTM, suscribió el Addemdun No 6 al Contrato BOOT, por el cual el Ministerio de Energía y Minas, le autorizó que pueda transferir su participación en CTM a terceros en un plazo menor al de 10 años. La tarifa está compuesta por: 1. La anualidad de la inversión que se calcula aplicando el VNR (Valor Nuevo de Reemplazo), determinado por el organismo regulador, que es siempre igual al monto de inversión del adjudicatario 1 ; el plazo de 30 años; y la tasa de actualización de 12% anual durante los 10 primeros años contados desde el inicio de la operación comercial del Sistema de Transmisión. 2. La retribución de los costos de operación y mantenimiento según lo establecido por el marco regulatorio y considerando lo establecido en el Contrato BOOT. En caso de interrupción del servicio, CTM tiene derecho a continuar cobrando la tarifa, sin perjuicio de las compensaciones respectivas conforme a lo establecido en la regulación y en el Contrato BOOT. Durante la vigencia del contrato BOOT, CTM debe mantener dos seguros, uno que cubra el valor de los bienes de la concesión y otro de responsabilidad civil. Por medio de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, el Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) y el Sistema Interconectado Sur (SIS) quedaron unidos dando paso a un Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). El sistema de transmisión Mantaro-Socabaya posee características técnicas superiores al del resto del sistema principal de transmisión. El sistema Mantaro-Socabaya comprende: Una línea de transmisión de 603 Km. de extensión y con una capacidad de transmisión de 300MW, doble circuito entre la subestación de Mantaro (Huancavelica) y la subestación de Socabaya (Arequipa). Una subestación de compensación en Cotaruse, donde se ubican cuatro bancos de condensadores serie y cuatro reactores shunt. Un centro de control de transmisión. Un sistema de comunicaciones por microondas entre las tres subestaciones (Mantaro, Cotaruse y Socabaya). El 24 de febrero de 1998, CTM suscribió con el Estado Peruano un convenio de estabilidad jurídica mediante el cual este último garantiza a La compañía, durante todo el plazo de vigencia del Contrato BOOT, los regímenes del Impuesto a la Renta, la recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas y la contratación de trabajadores bajo la modalidad que se encontraban vigentes a la fecha de suscripción de dicho convenio. El 27 de setiembre de 2005, CTM tomó conocimiento de que OSINERG resolvió incorporar en el Procedimiento de Fijación Tarifaria en curso, lo dispuesto en las Resoluciones OSINERG Nº OS- CD y Nº OS-CD, en relación con: El monto a restituir a favor de La Compañía determinado por la decisión final e inapelable del experto (US$7.15 millones). El nuevo monto determinado para la liquidación Anual de los ingresos de CTM correspondiente al período tarifario marzo 2004 febrero 2005 (US$0.41 millones). 1 Es decir, US$ millones. 5

6 Hacia finales del 2009, como indica su memoria 2, CTM mantiene contratada la operación de sus equipos e instalaciones con Red de Energía del Perú, la cual es realizada bajo los estándares de esta empresa, con énfasis en la mejora continua, basado en su Sistema de Gestión de la Calidad certificado con la Norma ISO Entre las medidas de monitoreo se puede considerar a: Gestión de residuos: Disposición final y reciclaje de los residuos generados en las subestaciones y líneas de trasmisión. Capacitación ambiental: Se destinó una semana para capacitar y sensibilizar al personal en temas relacionados a los aspectos e impactos ambientales identificados. Monitoreos ambientales: Realizados de acuerdo a la normativa ambiental. Tanto en la etapa de construcción como de operación se incluyó mediciones de nivel de ruido, radiaciones no ionizantes y calidad de aire. Arborización: Se priorizó la arborización en las zonas de influencia directa (faja de servidumbre eléctrica); inspecciones ambientales en subestaciones. Con respecto a los resultados operativos alcanzados a setiembre 2010, se adjunta el Cuadro V para un mejor análisis: Mes Total Transmitido (GWh) Cuadro V: Energía transmitida en el Sistema de Transmisión de CTM Total Retirado (GWh) Total Pérdidas (GWh) Generación del SEIN (GWh) Participación de CTM Porcentaje de Pérdidas Enero % 7.84% Febrero % 8.00% Marzo % 8.15% Abril % 8.36% Mayo % 8.23% Junio % 7.75% Julio % 7.95% Agosto % 7.74% Septiembre % 8.08% Total % 8.02% Comercialización de servicios Durante el tercer trimestre 2010, la facturación de CTM a sus principales clientes ascendió a S/ millones; como se puede apreciar en el Cuadro VI y Gráfico N 1 donde el que posee mayor participación es EDEGEL con 30.96%: Cuadro VI: Principales Clientes sep-10 En Nuevos Soles EDEGEL 4,689, % ELECTROPERU 4,098, % ENERSUR 3,455, % EGENOR 1,305, % ELECTROANDES 814, % TERMOSELVA 784, % TOTAL 15,146, % 2 Información obtenida el 11/08/2010 y disponible en Web Site de CONASEV en: 6

7 Gráfico N 1 Principales Clientes Set % 5.18% 8.62% 30.96% 22.81% 27.06% EDEGEL ELECTROPERU ENERSUR EGENOR ELECTROANDES TERMOSELVA Marco Regulatorio La empresa se desarrolla de acuerdo a las siguientes normas legales: 1. Ley de Concesiones Eléctricas, regido por el Decreto Ley No y aprobado por el Decreto Supremo No EM, con el cual se le otorga a la empresa la concesión por 33 años, incluyendo la etapa de construcción, formando parte del Sistema Interconectado Nacional (SINAC), y estando sujeta a las disposiciones establecidas por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), el cual se encarga de coordinar la operación del sistema minimizando el costo y garantizando el abastecimiento de energía eléctrica. 2. Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica (Ley 28832), el cual establece que las generadoras no pueden contratar con usuarios libres y distribuidores una potencia y energía firme mayor a la que produzcan. La venta que realicen las generadoras a los distribuidores se realizarán por contratos sin licitación o por contratos que resulten de licitaciones; así, los distribuidores están obligados a iniciar el proceso de licitación con 3 años mínimo de anticipación o no mayor al 10% de la demanda total de sus usuarios regulados de ser antes del dicho plazo. La norma establece mecanismos de compensación para sistemas aislados y los usuarios podrán ser considerados como usuarios libres o usuarios regulados, dependiendo de su demanda; asimismo, el precio de barra que fije Organismos Supervisor de la Organización y Minería (OSINERGMIN) no podrá exceder del 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones vigentes al 31 de marzo de cada año. 3. Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado (Ley vigente del 04 de enero de 2008 al 31 de diciembre de 2008). En dicha Ley se establece que la demanda de potencia y energía destinada al servicio público de electricidad que no cuenten con contrato de suministro que la respalde será asumida por los generadores según el procedimiento de OSINERGMIN. Para tal fin el monto faltante para cerrar las transferencias de energía en el COES será valorizado a precios de barra del mercado regulado y asignado a los generadores en proporción a la Energía Firme Eficiente Anual 3 del Generador menos sus ventas de energía por contratos. 4. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), promulgado mediante la Ley No y modificado por la Ley No , el cual se creó para supervisar las actividades que desarrollan las empresas en electricidad, hidrocarburos y minería, para controlar la calidad y eficiencia del servicio, y fiscalizando cualquier cumplimiento de inversión de acuerdo a lo establecido en el contrato de concesión. La Gerencia Adjunta de Regularización Tarifaria (GART) es la encargada de fijar las tarifas de energía eléctrica. 5. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE), el cual establece los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos y las obligaciones de las empresas del sector eléctrico así como de los clientes que operan en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas. 3 La Energía Firme Eficiente Anual según la Resolución N OS/CD se define como la Energía Firme Anual de cada generador que resulta luego de ordenar las Energías Firmes Anuales de las centrales de generación en base a sus costos variables hasta cubrir la demanda anual. 7

8 6. Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico, promulgada según la Ley No , el cual establece que las concentraciones verticales iguales o mayores al 5%, u horizontales iguales o mayores al 15%, en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica estarán sujetos a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar concentraciones que afecten la libre competencia. Proyectos A setiembre 2010, CTM tiene acordados con el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) la implementación de los siguientes proyectos: Concesión Mantaro-Socabaya En enero de 1998, el Estado Peruano (representado por el Comité Especial constituido mediante Resolución Suprema No PCM del 30 de diciembre de 1996) adjudicó a la Compañía la buenapro para la concesión del sistema de transmisión eléctrica Mantaro-Socabaya. Mediante esta adjudicación, la Compañía obtuvo el derecho para diseñar, construir y explotar comercialmente dicho sistema de transmisión eléctrica, así como su respectivo mantenimiento y reparación. El plazo de concesión es de 30 años contados a partir de febrero de Ampliación CTM 1 Con fecha 12 de setiembre del 2009, luego de concluidos los estudios de reforzamiento de la línea Mantaro Socabaya, se suscribió con el MINEM el Addendum N 8 al Contrato BOOT para el Diseño, Suministro de Bienes y Servicios, Construcción y Explotación del Sistema de Transmisión Mantaro Socabaya 220 kv y la Prestación del Servicio de Transmisión de Electricidad. Dicho Addendum tiene por objeto la implementación de la repotenciación a 505 MVA de la línea Mantaro Socabaya. El alcance de la ampliación comprende el reforzamiento de LT Mantaro Cotaruse Socabaya, mejoramiento de confiabilidad por descargas atmosféricas, la Compensación Serie adicional en Cotaruse y la instalación de un SVC en Socabaya. Esta ampliación permitirá incrementar la capacidad de transmisión de la línea de transmisión Mantaro Socabaya a 505 MVA por circuito, lo que asegurará de la atención de la demanda de la región Sur del país. La obra estima una inversión de US$ 93 millones y está previsto su ingreso en operación comercial en diciembre Al 30 de setiembre de 2010 la Compañía ha efectuado inversiones por US$ millones. Es importante indicar que CTM suscribirá los nuevos contratos de concesión y construirá la infraestructura de transmisión. A eso se suma el acuerdo de inversiones con terceros para la prestación del servicio de transmisión como parte del Sistema Complementario de Transmisión en el marco de la Ley N Concesión Chilca-Zapallal-La Planicie Con fecha 17 de setiembre de 2008, ISA ganó la convocatoria pública internacional promovida por la Agencia de Promoción de la Inversión Privada del Perú (PROINVERSION), con lo cual podrá diseñar, financiar, construir, operar y mantener una subestación y dos líneas de transmisión de energía de 96 kilómetros (Km) de extensión cada una, que unirán a Chilca con Zapallal. La primera línea será a 220 mil voltios, y contará con una subestación intermedia en La Planicie, y la segunda, será energizada a 500 mil voltios. El costo de inversión asciende aproximadamente a US$ millones. Posteriormente, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. transfirió la adjudicación a la Compañía, la que suscribió con el Estado Peruano el contrato de concesión con fecha 8 de setiembre de Este contrato tiene la modalidad BOOT, con una vigencia de 30 años desde su puesta en operación, lo cual se efectuará en 20 meses luego del cierre del proceso. Una vez en funcionamiento, el proyecto generará unos ingresos anuales cercanos a los US$10 millones. Al 30 de setiembre del 2010, la Compañía ha efectuado inversiones por US$ millones. Concesión Ica-Independencia El 21 de octubre de 2009, la Compañía suscribió con el Estado Peruano el contrato de concesión para la construcción del proyecto Reforzamiento del Sistema de Transmisión Sur Medio: Línea de Transmisión Independencia Ica en 220 kilovatios (kw). Esta concesión comprende la construcción de una línea de transmisión de 55 kilometros, y celdas en las subestaciones de Independencia a Ica. El costo de inversión estimado asciende a US$11,697,004 comprometiéndose a efectuar la obra en 18 meses, siendo el plazo de concesión de 30 años. Al 30 de setiembre de 2010, la Compañía ha efectuado inversiones por US$ 5.70 millones. 8

9 Concesión Zapallal-Trujillo Con fecha 6 de noviembre de 2009, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. de Colombia ganó la convocatoria pública internacional promovida por la Agencia de Promoción de la Inversión Privada del Perú (PROINVERSION), con lo cual podrá diseñar, financiar, construir, operar y mantener una línea de transmisión de energía de 530 kilómetros de extensión y con una capacidad de transmisión 600 MW. El costo de inversión asciende a US$ millones y el contrato tiene la modalidad BOOT, con una vigencia de 30 años desde su puesta en operación. Una vez en funcionamiento, el proyecto generará unos ingresos anuales cercanos a los US$ 25 millones. Al 30 de setiembre de 2010, la Compañía ha efectuado inversiones por US$ millones. Concesión Talara-Piura Con fecha 26 de agosto de 2010, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. de Colombia ganó la convocatoria pública internacional promovida por la Agencia de Promoción de la Inversión Privada del Perú (PROINVERSION), con lo cual podrá diseñar, financiar, construir, operar y mantener una línea de transmisión de energía en 220 KV entre Talara y Piura. El costo de inversión asciende a US$ millones. Posteriormente, ISA transfiere la adjudicación a la Compañía, la que suscribe con el Estado Peruano el contrato de concesión. Este contrato tiene una vigencia de 30 años desde su puesta en operación, lo cual se efectuará en 24 meses luego de la fecha de cierre del proceso. Al 30 de septiembre de 2010, la Compañía no ha efectuado inversiones por este proyecto. Concesión Pomacocha-Carhuamayo El Comité de Inversión del Ministerio de Energía y Minas (MEM) otorgó a la empresa Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P la buena pro del Concurso Público Internacional para la Concesión del Proyecto Refuerzo del Sistema de Transmisión de la Zona Centro: Línea de Transmisión Pomacocha - Carhuamayo 220 Kv y Subestaciones Asociadas. ISA a través de su vehículo de inversión Consorcio Tranasmantaro, ofertó US$ millones como costo de inversión, comprometiéndose a ejecutar la obra en 24 meses, siendo la concesión por 30 años. Este proyecto tiene por objetivo incrementar la capacidad de transmisión entre las zonas Centro y Norte Medio del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), brindando mayor seguridad y confiabilidad al sistema para atender el incremento previsto de la demanda. Al 30 de septiembre de 2010, la Compañía no ha efectuado inversiones por este proyecto. Asimismo a setiembre 2010, CTM posee tres contratos privados que ascienden a US$ 34 millones. Análisis del Sector Al igual que en el período 2009 y al tercer trimestre del 2010, la máxima demanda del SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) continuó con la tendencia creciente que viene registrando en los últimos años dados los mayores requerimientos de las industrias ante el crecimiento económico del país. Así al tercer trimestre de 2010, se registró un aumento de 7.31% respecto al tercer trimestre de Adicionalmente, se debe de tener en cuenta que sólo en el mes de setiembre del 2010, la máxima demanda del SEIN alcanzó 4,387 MW, cifra que representó un aumento de 8.13% respecto a la máxima demanda del mes de setiembre de Siendo una razón de dicho incremento, la mayor demanda del sector empresarial. Estas señales son importantes ya que permiten pronosticar que al finalizar el 2010 el crecimiento de la demanda energética sería mayor. Gráfico N 2 Gráfico N Máxima Demanda del Mercado (MW) 2,900 2,700 2,500 2,300 2,100 1,900 1,700 1,500 Producción y Venta de Energía en el Mercado (GWh) Sep-10 Producción Venta Fuente: MINEM, OSINERGMIN / Elaboración: PCR 9

10 Por su parte, la venta de energía a clientes finales durante el mes de setiembre de 2010 ascendió a 2,456 GWh, nivel superior en 7.44% respecto a la venta de similar periodo de Asimismo, la venta de energía acumulado al tercer trimestre de 2010 fue de 21,924 GWh, lo que representó un incremento de 8.32% respecto al tercer trimestre del año anterior. La producción total de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) al tercer trimestre de 2010 fue de 24,283 GWh, nivel superior en 3.55% (23,451 GWh) respecto a lo registrado en similar periodo de 2009, lo cual correspondió a la mayor demanda de electricidad por parte del sector empresarial, ya que éste es el que marca la tendencia en el uso de la energía en el país; mientras que la producción mensual en setiembre de 2010, ascendió a 2,753 Gwh, nivel superior en 1.93% respecto a la producción del mismo mes del año De este modo, la brecha mensual entre generación y venta de energía a clientes finales en el mes de setiembre de 2010 fue de 297 GWh. Finalmente, el valor promedio ponderado mensual del costo marginal para el SEIN en el mes de setiembre de 2010 fue de US$ por MWh, valor inferior al registrado en setiembre de 2009 (US$ 36.20), esto se debe al aumento de la generación de las Centrales Hidroeléctricas. Por su parte, el precio regulado de energía ascendió a US$/MWh, menor en 8.63% comparado con setiembre del año anterior. Gráfico N 4 Gráfico N 5 Costos Marginales de Energía Precios Regulados vs. Costos Marginales (US$/MWh) (US$/MWh) Precio Regulados Costo Marginal Fuente: OSINERGMIN / Elaboración: PCR El mercado eléctrico peruano cuenta con dos tipos de tarifas: reguladas y libres, estas últimas son establecidas en condiciones de libre competencia entre generadores y grandes consumidores (demanda de potencia igual o superior a 2.5 MW). Los componentes de la tarifa total regulada son: Generación Transmisión Distribución Cuadro VII: Componentes de la Tarifa Regulada Componentes Part. % Tarifa Periodos de Regulación Energía 36.40% Potencia 14.10% Sistema Principal de Transmisión Sistema Secundario de Transmisión Valor Agregado de Distribución (VAD) 13.30% 3.50% 32.70% Tarifa Total Regulada % Tarifa en Barra (precio regulado) Tarifa para Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) Tarifa de Distribución o VAD Se regulan anualmente y se fijan tarifas para periodos entre mayo y abril del año siguiente. La evaluación considera la demanda y oferta de 3 años (1 año histórico y 2 años futuros). Se regulan cada 4 años. La última regulación de tarifas inició en febrero de 2006 y entró en vigencia en mayo Se regulan cada 4 años. La última regulación de tarifas entró en vigencia en noviembre de 2005 y culminó en octubre de Fuente: COES-SINAC / Elaboración: PCR En el 2009, las inversiones en este sector ascendieron a US$ millones de dólares, lo cual representó un incremento de 28% respecto al 2008; de este monto, el 43% se destinó a las empresas generadoras, un 20% a las transmisoras, 21% a las distribuidoras y 16% a obras de electrificación rural. Estas inversiones permitirán ampliar las redes de transmisión eléctrica por más de kilómetros, 10

11 mejorar las instalaciones existentes, elevar el índice de cobertura eléctrica nacional y brindar un servicio eléctrico con estándares de calidad. Para el año 2010, el Ministerio de Energías y Minas (MEM) informó que se prevé que las inversiones asciendan aproximadamente en US$ millones; entre los principales proyectos de inversión tenemos la conversión a gas natural de las centrales térmicas Canala (Tacna) y la de Mollendo (Arequipa) que entrarán en operación comercial a partir de abril o mayo del presente año. Respecto a la situación del sector de generación, a mediados del 2007 se produjeron cortes por fallas en el sistema eléctrico, debido a bajas reservas en la capacidad de generación y a la falta de mayor capacidad de transporte de gas para las térmicas; sin embargo, ésta situación se está revirtiendo gracias a las mayores inversiones y construcciones de plantas que se están realizando, sobre todo las centrales hidroeléctricas debido a que el recurso hídrico es la mayor fuente de energía para producir electricidad y porque debemos aprovechar el potencial hidroeléctrico de la Cuenca del Amazonas y del Atlántico, con el cual cuenta el país. Para fines del 2010, se proyecta que el MEM invierta S/ millones en proyectos de electrificación rural, lo cual dotará de energía eléctrica a 47 mil peruanos ubicados en Cusco, Huancavelica, Puno y Junín. Asimismo, se planea aumentar la cobertura eléctrica a 92% para el 2011, para lo cual se debe invertir 600 millones de dólares tanto para construcción como en la puesta operación de líneas de transmisión. Respecto a la reserva de generación eléctrica, ésta ha mostrado una recuperación y se proyecta que el margen de reserva del sistema nacional se ubique en más del 30% para el período , gracias a la implementación de nuevas centrales hidroeléctricas. Análisis Financiero El presente análisis se realizó sobre la base de los Estados Financieros auditados anuales del período y no auditados al 30 de setiembre de 2009 y 2010 de CTM. Evolución de los Ingresos La empresa se caracteriza por prestar servicios públicos de transmisión de energía eléctrica, recibiendo en retribución por dichos servicios, ingresos que corresponden al régimen tarifario establecido en el contrato de concesión. CTM muestra estabilidad en sus ingresos como también en sus costos. A setiembre de 2010, CTM registró ingresos operacionales por US$ millones, nivel superior en 4.73% (US$ millones) al registrado en setiembre 2009; este incremento se debe a la implementación de nuevos proyectos. Por consiguiente, en el 2010 la compañía ha obtenido nuevos ingresos por los proyectos Platanal, Miski-Mayo y celda Kallpa. Gráfico Nº 6 35 Ingresos y Costos Operacionales (En MM de dólares americanos) dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-09 sep-10 Ingresos Operacionales Costos y Gastos Operacionales Análisis de Resultados Los costos operacionales ascendieron a US$ 6.67 millones, nivel superior en 8.62% (US$ +529 mil) al registrado a setiembre 2009, lo cual fue atribuido principalmente por la amortización de intangibles de las concesiones. Otro factor importante en el costo de servicio, compuesto por los servicios de operación y mantenimiento con un monto de US$ 2, millones (participación de 32.43%). La utilidad bruta ascendió a US$ millones, superior en 3.29% con respecto del monto por US$ millones presentado en el similar periodo del Por su parte, los gastos de administración ascendieron a US$ 808 mil, monto superior en 57.81% (US$ +296 mil) registrado en similar período 2009 debido a las mayores tributos (US$ mil), honorarios y consultorías (US$ mil) y cargas de personal (US$ mil). CTM obtuvo un resultado 11

12 dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 sep-09 dic-09 sep-10 operativo ascendente a US$ millones, +1.75% (US$ +281 mil) respecto a setiembre Cabe mencionar que el EBITDA presentó un valor de US$ millones (-1.38%, US$ -285 mil inferior al tercer trimestre 2009). Los gastos no operacionales netos ascendieron a US$ 769 mil, siendo el monto reportado en similar periodo del 2009 por US$ millones. Esta variación es explicada por los ingresos financieros procedentes de los intereses por cuentas por cobrar por contratos de transmisión (NIC 17) por US$ 2.22 millones. Por otro lado, cabe resaltar el incremento en los gastos financieros del período que ascendieron a US$ 2.50 millones, el cual estuvo compuesto, entre otras cuentas, por los intereses generados por bonos (US$ 1.86 millones), préstamos a vinculadas (US$ 1.90 millones) y deuda no corriente (US$ 2.30 millones); asimismo CTM reportó intereses capitalizados (NIC 23) por un monto negativo de US$ millones. Finalmente, la utilidad neta ascendió a US$ millones, cifra superior en 30.91% (US$ millones) comparada con similar periodo de Análisis de Rentabilidad Los márgenes bruto y operativo muestran un desempeño estable a lo largo de los últimos años. Al tercer trimestre 2010, el margen bruto, operativo y neto ascendieron a 71.99%, 68.59% y 52.04%, respectivamente (Ver Gráfico Nº 11). En relación a los márgenes anualizados, presentaron un ligero aumento; ambos márgenes mostraron niveles del 66.79% y 63.14% respectivamente y el margen neto anualizado ascendió a 48.07%. Gráfico Nº 7 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Márgenes de Rentabilidad Margen Bruto Margen Operativo Margen Neto En cuanto a los indicadores de rentabilidad del activo y del patrimonio: ROA y ROE anualizados, como se puede observar en el Cuadro VIII, mostraron un ligero descenso, alcanzado un valor de 4.47% y 9.18%, respectivamente (5.95% y 18.05% a diciembre de 2009). Cuadro VIII: Indicadores de Rentabilidad dic-07 dic-08 sep-09 dic-09 sep-10 ROA (12 meses) 7.06% 5.75% 6.24% 5.95% 4.47% ROE (12 meses) 21.51% 15.84% 16.35% 18.05% 9.18% Análisis de Cobertura En los siguientes gráficos se puede apreciar la evolución del EBITDA, (definido como la utilidad de operación más los cargos por depreciación, amortización y provisiones 4 ), de los gastos financieros, así como los indicadores de cobertura 5. En el caso del EBITDA (a 12 meses), este ascendió a US$ millones al cierre 2008 y US$ al cierre Las provisiones fueron añadidas en los estados financieros auditados a Diciembre 2008 y En todos los casos, el cálculo se ha realizado sobre una base anual tomando en consideración los 12 meses precedentes a cada fecha de cómputo. 12

13 dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-10 A setiembre 2010, CTM presentó un EBITDA de US$ millones superior al de setiembre 2009 en 2.73% (US$ +694 mil), explicado por mayores ingresos en el periodo (Ver Gráfico Nº 12). Por su parte, los gastos financieros (a 12 meses) para el mismo período presentaron una disminución de % (US$ millones). De este modo, el índice de cobertura, medido como la capacidad de generar recursos propios para cubrir sus gastos financieros (EBITDA sobre Gastos Financieros), ascendió a 7.69 veces y el EBIT sobre Gastos Financieros ascendió a 3.06 veces. Gráfico Nº 8 Gráfico Nº Indicador de Cobertura Evolución de la Deuda Financiera (En MM de dólares americanos) dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-09 sep-10 No Corriente Corriente EBITDA / Gastos Financieros (12 meses) EBIT / Gastos Financieros (12 meses) Análisis del Balance General: Al 30 de setiembre de 2010, la empresa poseía activos ascendentes a US$ millones, pasivos por US$ millones, y un respaldo patrimonial por US$ millones. Análisis de Activos: A setiembre de 2010, los principales activos de CTM fueron aquellos de realización no corriente (90.97% del total de activos), cuyo monto ascendió a US$ millones, mayor en 69.38% (US$ millones) respecto a diciembre Se encuentran conformados, en gran parte, por los Intangibles Neto con un monto de US$ millones (78.73% del activo total), representados por las concesiones por sistema (US$ millones), software (US$ mil) y proyectos en curso (US$ millones). Los activos corrientes representan el 9.03% del activo total, los cuales ascendieron a US$ millones, cifra superior en 30.16% (US$ +7.1 millones) respecto a diciembre del Esto se debe a la significativa variación de otras cuentas por cobrar en US$ millones, principalmente por el crédito fiscal (US$ millones) del impuesto general a las ventas (IGV) correspondiente a las importaciones de bienes para la construcción de líneas de transmisión de los diferentes proyectos implementados. Análisis de Pasivos: Por su parte, el pasivo total ascendió a US$ millones y estuvo constituido en un 76.16% por el pasivo no corriente ascendente a US$ millones. La deuda a largo plazo, producto de la emisión de bonos corporativos, estuvo representada por un monto de US$ 35 millones y dos préstamos con el Banco de Crédito del Perú S.A.A. (BCP), por US$ millones (saldo de US$ millones) y los desembolsos parciales de un financiamiento por US$ 70 millones (desembolso a setiembre 2010 por US$ 36 millones). Por otro lado, el 23.84% del total de pasivos, estuvo conformado por pasivo corriente (Ver Gráfico Nº 14), cuyo importe ascendió a US$ millones, superior en 0.60% (US$ +247 mil) respecto al cierre de 2009, conformado por la porción corriente de la deuda a largo plazo (US$ millones) y por las cuentas por cobrar a filiales y afiliadas por US$ millones. 13

14 dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 sep-09 dic-09 sep-10 Gráfico Nº 10 Activo y Pasivo Corriente (En MM de dólares americanos) dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-09 sep-10 Activo Corriente Pasivo Corriente Análisis de Endeudamiento: Las obligaciones de la empresa, ascendentes a US$ millones, como se mencionó, estuvieron compuestas por dos préstamos con el BCP por US$ millones (US$ millones y US$ 36 millones) y emisiones de bonos corporativos (US$ 35 millones). Al tercer trimestre 2010, la deuda financiera representó el 51.29% del total de pasivos y un 67.81% considerando la deuda financiera con afiliadas por US$ 30 millones. Patrimonio: Por su parte, el patrimonio de la empresa ascendió a US$ millones, cifra superior en US$ millones respecto a diciembre de 2009, explicado por los aportes de capital por US$ 85 millones (US$ 40 millones en marzo y US$ 45 millones en junio); y los mayores resultados acumulados en el período (+48.23%, US$ millones), los mismos que ascendieron a US$ millones. En el siguiente Gráfico Nº 11, se aprecia la evolución del endeudamiento patrimonial: Gráfico Nº 11 Endeudamiento Patrimonial Pasivo Total / Patrimonio Deuda Financiera / Patrimonio Análisis de Solvencia: Al cierre de setiembre 2010, la relación de Pasivo Total y EBITDA se ha incrementado de 5.22 (diciembre 2009) a 6.66 (setiembre 2010) como resultado del incremento en el pasivo ante mayores cuentas por pagar comerciales (alcanzaron un monto de US$ 5.62 millones). Asimismo considerando la Deuda Financiera a EBITDA muestra un incremento de 2.07 veces a 3.37 veces en el mismo período de análisis, es decir, el período de amortización de las obligaciones se incrementó. Cabe recordar, que la deuda financiera fue contraída para financiar construcción de los proyectos en ejecución y para el reperfilamiento de la misma. Sin embargo, a setiembre 2010, la empresa muestra una adecuada estructura de financiamiento: pasivo con 51.29% y patrimonio con 48.71%. 14

15 dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-10 dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-10 Gráfico Nº 12 Gráfico Nº 13 Solvencia Pasivo Total y EBITDA (En MM de dólares americanos) Deuda Financiera / EBITDA (12 meses) Pasivo Total / EBITDA (12 meses) dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-10 Pasivo Total EBITDA (12 meses) Análisis de Liquidez: A diciembre 2008, el indicador de liquidez general y prueba ácida anualizados presentaron disminuciones, debido a los mayores pasivos corrientes, es especial por la obligaciones financieras y cuentas por pagar a relacionadas por US$ 15 millones y US$ millones respectivamente (estos montos ascendieron al cierre 2007 en 7.50 millones y US$ 24 millones); al cierre de 2009, el indicador de liquidez general ascendió a 1.09 veces y el de prueba ácida a A setiembre 2010, se observa una recuperación para la liquidez general con un valor de 1.76 veces y de la prueba ácida alcanzando 1.73 veces; la variación de este último se debe especialmente especialmente al incremento de las cuentas por cobrar comerciales en US$ 964 mil y otras en S/. 964 mil y S/ millones (CTM reportó cuentas por cobrar por contrato de transmisión por un valor de S/ millones) respecto a diciembre 2009, como se puede apreciar en el Gráfico N 14: Gráfico Nº 14 Indicadores de liquidez Liquidez General (12 meses) Análisis del Flujo de Efectivo Actividades de Operación Al cierre del tercer trimestre 2010, las actividades operativas generaron por egreso de US$ millones como resultado de los mayores pagos a proveedores, intereses y rendimientos. Cabe indicar que dichos pagos corresponden a la ejecución del plan de inversión que viene desarrollando la empresa. Actividades de Inversión Por otro lado, las actividades de inversión generaron egresos por un monto de US$ millones (cifra superior al 3T 2009 donde las inversiones fueron por US$ millones). Estos flujos están relacionados al plan de inversión, es decir a todos los proyectos que están siendo implementados por CTM. 15

16 Actividades de Financiamiento Asimismo, se registró un ingreso de US$ millones por actividades de financiamiento, producto de los nuevos aportes de capital realizados por la Compañía en el periodo por US$ 85 millones (como se puede apreciar en el Cuadro IX) y a los nuevos financiamientos contraídos. Cuadro IX: Flujo de Efectivo dic-07 dic-08 sep-09 dic-09 sep-10 Var % Anual Var % Trim Actividades de Operación 20,245 20,699 1,667 18,310 (3,734) % % Actividades de Inversión 773 (13,256) (28,316) (43,792) (126,483) % % Flujo Generado en el Periodo 21,018 7,443 (26,649) (25,482) (130,217) % % Actividades de Financiamiento (14,841) (4,549) 20,407 24, , % % Efectivo Generado en el Periodo 6,177 2,894 (6,242) (1,153) (11,985) 92.01% % Saldo Efectivo y Equivalente de Efectivo al Inicio del Ejercicio 6,426 12,603 15,497 15,497 14, % -7.44% Efecto de las diferencias de cambio de efectivo y equivalente de efectivo Caja Final 12,603 15,497 9,255 14,344 2, % % Flujo de Caja Libre Finalmente, es importante realizar el análisis del Flujo de Caja Libre, donde se puede apreciar el impacto de las inversiones en activos sobre el nivel de ingresos operacionales. En el cierre 2009, la inversión neta (en activos) se incrementó en US$ millones y CTM obtuvo un flujo de caja negativo por US$ millones, debido a la variación en inversiones intangibles por US$ millones; mientras los ingresos muestran un incremento de 9% como resultado de la implementación de nuevos proyectos. Al tercer trimestre 2010, se observa que existe un incremento en las inversiones de US$ millones que a su vez genera un flujo de caja negativo de US$ millones, que como se indicó anteriormente, se debe al plan de inversión que se está ejecutando debido a las concesiones otorgadas a CTM, que en el futuro le generará mayores niveles de ingresos como se ha observado en los proyectos implementados. 16