HIDRANDINA S.A. Memoria Empresarial 2010 HIDRANDINA S.A. MEMORIA ANUAL 2010

Transcripción

1 Memoria Empresarial 2010 MEMORIA ANUAL 2010 Febrero de

2 Memoria Empresarial 2010 INDICE Pág. Presentación Mensaje del Presidente del Directorio Descripción de la Empresa Área de Influencia y Concesión Inversiones Cifras Relevantes Gestión Técnica Gestión Comercial Gestión Administrativa Estados Financieros Auditados 39 2

3 Memoria Empresarial 2010 PRESENTACIÓN Visión Ser reconocida como modelo de empresa eficiente y responsable. Misión Satisfacer las necesidades de energía eléctrica de nuestros clientes contribuyendo a mejorar la calidad de vida y el medio ambiente con un alto sentido de responsabilidad social. Política de la Calidad Atender las necesidades de energía eléctrica de nuestros clientes con los estándares de calidad establecidos en la normatividad vigente, a través de la mejora continua de los procesos y la competencia de nuestros trabajadores, garantizando la eficacia de nuestras operaciones. Valores Responsabilidad Etica empresarial y personal Lealtad Conciencia social Principios para la Acción Calidad del servicio Reconocimiento del recurso humano Seguridad Trabajo en equipo Competencia Orientación al logro 3

4 Memoria Empresarial MENSAJE DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO Señores Accionistas: Al concluir el cuarto año consecutivo de mi gestión como Presidente del Directorio de la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad HIDRANDINA S. A., empresa integrante del Grupo Distriluz, es sumamente grato y satisfactorio presentarles la Memoria Anual y los Estados Financieros auditados correspondientes al ejercicio 2010, documentos que expresan con claridad el estado de los negocios, los proyectos desarrollados, los principales acontecimientos ocurridos durante el ejercicio, así como la situación económica y financiera de la sociedad y los resultados obtenidos. El año 2010 se ha caracterizado por orientar nuestros mejores esfuerzos en lo que constituye la misión de nuestra empresa, satisfacer las necesidades de energía eléctrica de nuestros clientes, contribuyendo a mejorar la calidad de vida y el medio ambiente con un alto sentido de responsabilidad social. La importante expansión y remodelación de nuestra infraestructura eléctrica aunada al programa de electrificación rural, que como política de Estado ha constituido una de nuestras mayores preocupaciones, nos ha permitido ampliar nuestra frontera eléctrica y beneficiar a los habitantes de las regiones que se encuentran dentro de nuestro ámbito de concesión, contribuyendo a su inclusión como clientes con un mayor aprovechamiento de las potencialidades existentes en sus áreas geográficas, para contribuir finalmente con el desarrollo regional y nacional. El importante crecimiento mostrado durante la gestión desarrollada por el Directorio que me honra presidir desde setiembre del año 2006, se ve reflejado en las siguientes cifras: Al concluir el año 2010, nuestros ingresos por venta de energía alcanzaron a S/ millones, incrementando en 3.6% respecto al año anterior y en 39.2% respecto al año 2006 donde se obtuvo ingresos por S/ millones. Estos ingresos provienen de la facturación a clientes, que ascendió a 1,323 GWh (millones de kwh) en el año 2010 (923 GWh en el año 2006). En cuanto al crecimiento de clientes, que el año 2006 había alcanzado a 440,806 podemos afirmar con orgullo que ahora alcanzamos a atender a un total de 577,553 clientes, cifra que representa un incremento del 7.2% respecto al año anterior y del 31% con relación al año El resultado económico, que arrojó una utilidad neta de S/ millones en el año 2006, alcanzó en el año 2010 una utilidad neta de S/ millones, con un crecimiento sostenido, que alcanzó a representar el 70.3% respecto al año

5 Memoria Empresarial 2010 En el caso de las inversiones que el año 2006 fueron de S/ millones, han experimentado un significativo crecimiento ascendiendo a S/ millones en el año 2009 y a S/ millones en el año 2010, concentrando su ejecución en la renovación y ampliación de nuestras líneas de distribución y líneas de transmisión, y en la en la repotenciación de pequeñas centrales hidráulicas. Es importante destacar que el Grupo Distriluz, del que forma parte, representó al inicio de la gestión S/. 1,735 millones en activos, dando servicio de energía eléctrica a 1.3 millones de clientes, con un patrimonio que bordeaba los S/. 1,365 millones. Ahora debemos decir con orgullo y satisfacción que los activos del Grupo Distriluz son de S/. 2,839 millones y que el número de clientes que atendemos en conjunto, es el más alto a nivel nacional, más que las empresas distribuidoras que operan por separado en la capital de la República, ha llegado a 1.77 millones de clientes, con un patrimonio de S/. 2,044 millones., siguiendo las pautas trazadas por el Gobierno del Dr. Alan García Pérez, ha llegado a electrificar el área de concesión donde opera en un 84.71%. Sin embargo, donde más énfasis hemos puesto es en la lucha contra la pobreza, especialmente en las zonas rurales, donde con la puesta en marcha del Programa de Electrificación Rural hemos llegado a invertir en el año 2009 un total de S/ millones, y en el año 2010 S/ millones. Este ritmo forma parte del notable auge económico que ha venido experimentando el Perú en su conjunto, que como todos sabemos, se ha convertido en uno de los países con más alto crecimiento, no solamente en Latinoamérica sino en el mundo entero. Al expresar mi saludo a nuestros accionistas por su confianza, a la Gerencia General, Funcionarios y Personal de la empresa por su valioso apoyo, lo cual nos impulsa y estimula siempre al logro de nuestra misión, y a continuar llevando energía eléctrica a los pueblos como sinónimo de desarrollo integral, dejamos este nuestro pequeño aporte al desarrollo de nuestro país. Cordialmente, Genaro Vélez Castro Presidente del Directorio 5

6 Memoria Empresarial DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA a) Denominación La sociedad se denomina Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electro Norte Medio Sociedad Anónima, pudiendo utilizar también la abreviatura b) Dirección Jr. San Martin 831 Trujillo Teléfono: (044) Anexo Av. Camino Real 348 Torre El Pilar Piso 13 San Isidro Lima Teléfono: Anexos (Fax). c) Datos relativos a la constitución de la Empresa y su inscripción en los Registros Públicos Reseña Histórica fue constituida bajo el marco de la ley General de Electricidad n y su Reglamento D.S. n EM/VM del , mediante Resolución Ministerial n EM/DGE del 05 de abril de 1983; sobre la base de la empresa Energía Hidroeléctrica Andina S.A., que fuera constituida el 22 de noviembre de 1946, con sede en la ciudad de Lima. La Escritura Pública de adecuación de estatutos fue extendida el 8 de julio de 1983 por el Notario Público Dr. Manuel Reátegui Molinares e inscrita en el Asiento ochenta y nueve, Fojas trescientos sesenta y cinco del Tomo cuatrocientos diecisiete del Registro Mercantil de Lima. d) Grupo Económico es una empresa de servicio público de electricidad de economía mixta, que pertenece al Grupo Distriluz y forma parte del Grupo Económico conformado por las empresas bajo el ámbito del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (FONAFE). e) Capital Social El capital social al cierre del ejercicio 2010 es de S/ ,973 (Seiscientos setenta y ocho millones doscientos setenta y siete mil novecientos setenta y tres nuevos soles), íntegramente suscrito y pagado. En el año 2010 el capital social aumentó en S/ ,026 (de S/ ,947 a S/ ,973) debido al aporte efectuado por el FONAFE (S/ ,000) y por un accionista privado (S/. 26), en el marco del proceso de suscripción preferente aprobado en Junta General de Accionistas del

7 Memoria Empresarial 2010 f) Clase, número y valor nominal de las Acciones que conforman el Capital Suscrito y Pagado El capital social está compuesto por Acciones Clase A1, A2, B y C, todas ellas de un valor nominal de S/ (Un Nuevo Sol) cada una, conforme al siguiente detalle: ,717 (Cuatrocientos veintitrés millones trescientos treinta y ocho mil setecientos diecisiete) acciones Clase A1, de propiedad del FONAFE, que representan el % del capital social, creadas con la finalidad de ser transferidas en el marco del Proceso de Promoción de la Inversión Privada ,173 (Treinta y dos millones seiscientos setenta y siete mil ciento setenta y tres) acciones Clase A2, de propiedad de accionistas privados, que representan el % del capital social. Esta es la única Clase de acción que se encuentra inscrita en el Registro Público del Mercado de Valores y cotiza en la Bolsa de Valores de Lima ,944 (Doscientos veintidós millones doscientos treinta y nueve mil novecientos cuarenta y cuatro) acciones Clase B, que representan el % del capital social, de propiedad del FONAFE ,139 (Veintidós mil ciento treinta y nueve) acciones Clase C, de propiedad del FONAFE, emitidas conforme lo dispone el artículo 1, inciso b) de la ley n , y que representan el % del capital social, cuyos titulares tienen los derechos especiales que les consagra la indicada ley o la que haga sus veces y el estatuto social. g) Estructura del Accionariado El accionariado de se concentra en un % en el Estado Peruano, representado por el FONAFE. El restante % corresponde a accionistas privados minoritarios. 7

8 Memoria Empresarial 2010 h) Directorio Durante el Ejercicio 2010, el Directorio de la empresa estuvo conformado por las siguientes personas: i) Gerencia General y Comité Corporativo de Gestión es una empresa independiente que comparte gestiones estratégicas con las empresas que conforman el Grupo Distriluz. La Gerencia General y el Comité Corporativo de Gestión permiten generar sinergias tanto en la gestión como en las negociaciones con proveedores. Los ejecutivos encargados de la gestión estratégica de la empresa son: 8

9 Memoria Empresarial 2010 j) Organización ORGANIGRAMA ESTRUCTURAL DE DIRECTORIO Hidrandina S.A. CONTROL INTERNO COMITE CORPORATIVO DE GESTION GERENCIA GENERAL GERENCIA REGIONAL AREA DE ADMINISTRACION DE PROYECTOS AREA DE CALIDAD Y FISCALIZACION AREA LEGAL AREA DE TECNOLOGIA DE LA INFORMACION TRUJILLO (Asumido por las Gerencias Funcionales) UNIDAD DE NEGOCIO LA LIBERTAD NORTE UNIDAD DE NEGOCIO CAJAMARCA UNIDAD DE NEGOCIO CHIMBOTE UNIDAD DE NEGOCIO HUARAZ GERENCIA TECNICA G E S T I O N GERENCIA COMERCIAL GERENCIA DE ADMINISTRACION Y FINANZAS I N T E R N A C L I E N T E S SESION DIRECTORIO No 13 DEL

10 Memoria Empresarial ÁREA DE INFLUENCIA Y CONCESIÓN Desde el año 1994, bajo el marco de la ley de Concesiones Eléctricas - D.L , la empresa tiene tres contratos de concesión definitivos de distribución y comercialización de energía eléctrica, dentro de sus concesiones autorizadas comprendidas en los departamentos de Ancash y La Libertad en su integridad y las provincias de Contumazá, Cajamarca, San Pablo, Celendín, San Miguel, San Marcos y Cajabamba del Departamento de Cajamarca. En adición y en menor medida desarrolla actividades de generación de energía eléctrica en centros aislados. Las resoluciones de estas concesiones son: R.S. nº EM, publicada el 23 de diciembre de 1994 (La Libertad); R.S. nº EM del 23 de diciembre de 1994 (Ancash) y R.S. nº EM del 02 de diciembre de 1994 (Cajamarca). La empresa cuenta con cinco Unidades de Negocio para efectos operativos y administrativos, distribuidas en su ámbito de concesión, con los siguientes Servicios Menores: Cajamarca: Chilete, San Marcos, Cajabamba, Celendín y Catilluc-Tongod. Huaraz: Recuay, Chiquián, Huari, Pomabamba, Sihuas, La Pampa, Caraz y Carhuaz. Chimbote: Pallasca, Casma, Nepeña y Huarmey. Chepén: Pacasmayo, Valle Chicama y Cascas-Contumazá. La Libertad: Huanchaco, Moche, Virú, Otuzco, Santiago de Chuco, Huamachuco, Tayabamba y Quiruvilca. tiene un área de concesión de 897 km 2 que abarca el territorio dentro del cual opera la empresa. La otra zona es conocida como área de influencia, debido a que aunque se ubique fuera del área de concesión, la empresa puede prestar servicios de distribución en zonas aledañas, previo acuerdo con los clientes que se encuentren ubicados en ellas, ya sea con autoridades locales o empresas privadas. 10

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12 Memoria Empresarial INVERSIONES La inversión anual que realiza la empresa es uno de los indicadores más importantes de nuestro compromiso con los clientes invierte en el desarrollo de proyectos de generación, transmisión y distribución de energía, orientados tanto para ampliar el servicio como para asegurar el mantenimiento adecuado de sus instalaciones. El monto total ejecutado en el Programa de Inversiones del año 2010 ascendió a S/ millones (equivalente a US $ 27.6 millones), monto que fue financiado con recursos propios y financiamiento bancario de muy corto plazo. Del monto total ejecutado en el Programa de Inversiones, el mayor porcentaje se concentró en la Remodelación y ampliación de redes de distribución en media y baja tensión, donde se ejecutó un total de S/ millones, de los cuales S/ millones fueron aplicados a la remodelación y S/ millones a la ampliación de redes. En la Rehabilitación y ampliación de sistemas de transmisión se ejecutó un total de S/ millones, de los cuales S/ millones se aplicaron en la rehabilitación de estos sistemas y S/ millones en su ampliación, con la finalidad de mejorar el estado de las instalaciones, otorgar mayor confiabilidad al servicio, disminuir los niveles de pérdida de energía e incorporar nuevos clientes. Adicionalmente, en proyectos de Electrificación Rural se ejecutó un total de S/ millones; en Rehabilitación de centrales eléctricas S/ millones; en Sistemas de Información y Comunicaciones S/ millones y en Maquinaria, equipos y otros se ejecutó S/ millones. 12

13 Memoria Empresarial CIFRAS RELEVANTES 13

14 Memoria Empresarial GESTIÓN TÉCNICA 6.1 Demanda máxima de potencia La demanda máxima de potencia de una empresa de distribución eléctrica refleja el mayor consumo de energía que puede requerir una empresa en sus horas punta. La demanda máxima registrada en el año 2010 fue de MW y se registró el 20 de mayo a las 19:00 horas, resultando 10.2% mayor a la registrada en el año 2009, cuando alcanzó a MW en el mes de diciembre. El promedio de la demanda máxima para el año 2010 fue de MW, mayor en 6.2% al promedio registrado en el año 2009 (242.0 MW). Año Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic M.D. Prom MW Máxima Demanda Mensual - Período Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MW Máxima Demanda Anual - Período En el mes de mayo y junio se presentó la mayor demanda de potencia y energía, debido a la alta estacionalidad de los procesos productivos de nuestros clientes, específicamente el sector pesquero en las UUNN de Chimbote y La Libertad Noroeste. 14

15 Memoria Empresarial Pérdidas de energía Las pérdidas de energía en el sistema de transmisión representaron el 3.72% del total de la energía adquirida, lo cual equivale a 54.6 GWh, mayor que el nivel registrado el año anterior, donde las pérdidas en transmisión representaron el 3.52% (48.0 GWh) de la energía adquirida. Las pérdidas de energía en el sistema de distribución representaron el 9.56% de la energía distribuida en media y baja tensión, aumentando respecto al año anterior donde se alcanzó un promedio de 9.49%, debido a la creciente infraestructura de electrificación rural y la reducción del periodo de facturación en el mes de diciembre en la cartera de clientes menores de la Unidad de Negocios Trujillo. En términos de volumen de energía, esta pérdida equivale a GWh. Concepto Energía entregada al sistema de distribución en MT y BT (MWh) 739, , , , ,648 1,079,683 1,214,709 1,282,630 1,379, Pérdidas en distribución - MT y BT (MWh) 79,511 79,782 86,533 88,278 95, , , , , Pérdidas en distribución % (2 / 1) 10.75% 10.33% 10.44% 10.05% 9.91% 9.77% 9.40% 9.49% 9.56% 4. Pérdidas reconocidas en la tarifa (%) 11.58% 10.48% 9.48% 8.35% 7.11% 7.07% 7.01% 6.91% 7.02% 15

16 Memoria Empresarial % 11.6% % Promedio de pérdidas en el Sistema de Distribución 11% 10% 10.5% 10.7% 10.3% 10.4% 9.5% 10.1% 9.9% 9.8% 9.4% 9.5% 9.6% 9% 8% 7% 6% 5% 8.4% 7.1% 7.1% 7.0% 6.9% 7.0% 4% Pérdidas en distribución % (2 / 1) 4. Pérdidas reconocidas en la tarifa (%) Los factores de expansión de pérdidas calculados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del OSINERGMIN reconocen un 7.02% en pérdidas de distribución para la empresa. 6.3 Calidad del servicio a) Producto - Tensión Se efectuaron las evaluaciones de los niveles de tensión conforme las exigencias de la NTCSE, obteniéndose los siguientes resultados: Mediciones de baja tensión Durante el año 2010 se realizaron 2,418 mediciones de baja tensión cuyos resultados son: el 51.90% ó 1,255 mediciones de buena calidad; un 34.66% ó 838 mediciones de mala calidad y el 13.44% ó 325 mediciones fallidas TENSION BT Ene 10 F eb 10 M ar 10 A br 10 M ay 10 J un 10 J ul 10 A go 10 Set 10 Oc t 10 N o v 10 D ic 10 Buena Calidad M ala Calidad Fallidas M ed. Programada 0 TENSION BT Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Acum 2010 Med. Programada Buena Calidad Mala Calidad Fallidas No Medidas Med. Ejecutada

17 Memoria Empresarial 2010 Mediciones de media tensión.- Durante el año 2010 se realizó un total de 1,474 mediciones de media tensión con los siguientes resultados: el 73.88% ó 1,089 mediciones fueron de buena calidad; el 2.04% ó 30 mediciones de mala calidad y un 24.08% ó 355 mediciones resultaron fallidas. Para corregir las deficiencias de las redes de distribución donde se detectó mala calidad de tensión, se ejecutaron trabajos operativos (balance de cargas, regulación de tap s en los transformadores de las subestaciones de distribución, etc.), obras de remodelación y reforzamiento de redes en el sistema eléctrico TENSION MT Buena Calidad Mala Calidad Fallidas Med. Programada 0 TENSION MT/AT Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Acum 2010 Med. Programada Buena Calidad Mala Calidad Fallidas No Medidas Med. Ejecutada b) Suministro Interrupciones La continuidad del suministro es un factor importante en la calidad de servicio, debido a que las interrupciones afectan la disponibilidad de la energía eléctrica para los múltiples usos que tienen los consumidores finales, incidiendo directamente en las actividades comerciales, industriales, domésticas y de diversa índole, motivo por lo cual se pone especial énfasis en mejorar su calidad. Los indicadores utilizados para medir el promedio de interrupciones del servicio por cliente en el año son: el SAIDI (duración) y el SAIFI (frecuencia). 17

18 Memoria Empresarial 2010 El valor del SAIDI fue de horas promedio de interrupciones por cliente en el año 2010, siendo de horas en el primer semestre y de en el segundo semestre, con mayor incidencia en cortes por fallas (35.75%) y mantenimiento (34.63%). Este índice se mantiene respecto al valor alcanzado en el año 2009 (72.11 horas promedio). Mantto, 34.63% SAIDI Otros y Terceros, 16.15% Hurto de conductor, 13.47% Falla, 35.75% SAIDI Otros y Terceros Hurto de conductor Falla Mantto 16.15% 13.47% 35.75% 34.63% Con respecto al SAIFI, su valor fue de veces en promedio para el año 2010, siendo de veces el promedio en el primer semestre y de veces en el segundo semestre, con una mayor incidencia en fallas (54.09%), otros y terceros (27.62%). El valor de este índice se incremento en 2.81% con relación al año Mantto, 9.19% SAIFI Otros y Terceros, 27.62% Falla, 54.09% Hurto de conductor, 9.10% SAIFI Otros y Terceros Hurto de conductor Falla Mantto 27.62% 9.10% 54.09% 9.19% Durante el año 2010 se presentaron 502 solicitudes de fuerza mayor, de las cuales 173 fueron por hurto de conductor (34.46%), reportándose el hurto de kms. de conductor, acumulando 1, kms. de conductor sustraído en el período

19 Memoria Empresarial 2010 c) Alumbrado público El alumbrado público es la parte visible del servicio que brinda Hidrandina, su calidad incide de manera tangible en la vida y bienestar de la población. La seguridad ciudadana, el transporte público y privado, el desarrollo del comercio y el turismo son algunas de las actividades que se ven impactadas en función de la calidad del alumbrado público. La supervisión por parte del OSINERGMIN a la operatividad del servicio de alumbrado público de Hidrandina en merito al Procedimiento OS/CD, tuvo buenos resultados, consolidando de esta forma el método de los trabajos de mantenimiento preventivo que se realiza desde algunos años atrás. Descripción S1 S2 S1 S UAP Fiscalizados UAPs inoperativos Porcentaje alcanzado 1.38% 1.59% 1.28% 1.56% Tolerancia (Proc OS/CD) 2.00% 2.00% 1.90% 1.90% Respecto a la supervisión de la atención de denuncias los resultados también fueron satisfactorios, estuvieron por debajo de las tolerancias establecidas en la normatividad vigente. Detalle I T 2009 II T 2009 III T 2009 IV T 2009 I T 2010 II T 2010 III T 2010 IV T 2010 Denuncias atendidas Den. Atendidas Fuera de Plazo % Fuera de Plazo 0.05% 0.67% 0.41% 0.73% 0.72% 1.90% 0.91% 0.92% Tolerancia (Proc OS/CD) 3.00% 3.00% 3.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% 2.00% En el año 2010 en cumplimiento de la NTCSE se realizaron mediciones en 65.8 km de vías, cumpliendo en un 100 % con niveles de iluminación especificados en la Norma. No se encontraron deficiencias. 19

20 Memoria Empresarial Operación y Mantenimiento a) Generación La producción de nuestras centrales de generación durante el año 2010 fue de GWh, con un incremento respecto al año anterior del 24.4% debido a la mayor generación hidráulica. La producción de nuestras centrales de generación hidráulica fue de GWh, superior a la producción del año anterior en 25.5% ó 8.6 GWh, debido a que en el 2009 estuvieron paralizadas las centrales hidráulicas de Tarabamba, Cantange, Paucamarca, Catilluc, Shipilco y Pacarenca, por derrumbes que afectaron sus canales de aducción, ocasionados por las intensas lluvias registradas desde el mes de enero a mayo. La producción de nuestras centrales térmicas fue de 1.51 GWh en el año 2010, similar al año anterior (1.49 GWh), debido principalmente al apoyo por paralización de la central hidráulica de Pacarenca y las restricciones operativas del grupo Leffel de la central hidráulica Maria Jiray. b) Transmisión Las actividades de mantenimiento en el sistema de transmisión se orientaron a conservar de manera efectiva las instalaciones (subestaciones de potencia y líneas de transmisión), con la finalidad de mejorar la confiabilidad del sistema y disminuir el nivel de interrupciones. Las actividades más relevantes fueron: Aplicación del método de mantenimiento del aislamiento mediante hidrolavado en caliente, reduciendo los tiempos programados de indisponibilidad de las líneas. Regenerado del aceite de los transformadores de potencia de las SET Cajamarca 3MVA y Porvenir 20MVA, cuyo diagnóstico del aceite dieléctrico arrojaba valores críticos pronosticando que estaba comprometida la operatividad de los equipos. Con el regenerado se ha logrado el incremento de confiabilidad para continuar operando. Implementación de ventilación forzada de transformador de Potencia (7/8.4MVA) y cambio de transformadores de corriente en SET Casagrande2, incrementando la disponibilidad de potencia instalada para atención de la demanda de la empresa Agroindustrial Casagrande. 20

21 Memoria Empresarial 2010 Cambio de 16 radiadores en el transformador de potencia de la SET Santiago de Cao 30MVA. Rehabilitación de contingencia del tramo de la línea L- 3340/3341, cruce del rio Chicama y protección con gaviones a tres estructuras en el lecho del rio, logrando restablecer confiabilidad temporal ante eventuales contingencias naturales. Rehabilitación de 2.6 kms. de la línea L-3344, SE Paijan SE Malabrigo para mantener continuidad del servicio en el sistema eléctrico del Valle Chicama. c) Distribución En el mantenimiento del sistema de distribución se ejecutaron los programas de mantenimiento preventivo, correctivo y predictivo en los sistemas de media tensión, baja tensión, subestaciones de distribución e instalaciones de alumbrado público, orientado a conservar de manera efectiva las instalaciones a fin de garantizar la funcionalidad y operatividad de los activos en forma segura, confiable y oportuna; para optimizar al mínimo las interrupciones por mantenimiento; y eliminar las fallas no previstas en estos sistemas. Asimismo, se atendió de forma adecuada los requerimientos del Organismo Fiscalizador en los temas de seguridad pública, operatividad y atención de denuncias de alumbrado público, atención de los hurtos de conductor eléctrico, y finalmente, solicitudes varias de los clientes por deterioro de las redes, reubicación de instalaciones de distribución, mejoramiento de la calidad de producto. Adicionalmente, se atendió el mantenimiento en instalaciones de terceros (particulares), por el método tradicional y en caliente (Lineas Energizadas), lo cual generó ingresos adicionales a la empresa, por un monto de S/. 300,000 en la Unidad de Negocios Trujillo. Las actividades más relevantes fueron: PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO Medición de Resistencia de los Sistemas de Puesta a Tierra en Subestaciones, y Seccionamientos de línea. Medición de puntos calientes con equipo Termovisor. Medición y monitoreo de parámetros eléctricos (tensión, corriente) en las Subestaciones de Distribución SEDs. Medición y monitoreo de la rigidez dieléctrica de los transformadores de distribución. 21

22 Memoria Empresarial 2010 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO Cambio de pararrayos y seccionadores cut-out. Cambio de estructuras de Media Tensión y Baja Tensión. Mantenimiento y cambio de Tableros de Distribución. Mantenimiento de transformadores. Limpieza y Mantenimiento de Franja de Servidumbre. Implementación de nuevas subestaciones para mejora de la Calidad del Producto. PROGRAMA PARA MEJORA DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO Rotación de transformadores. Balances de fases en redes de baja tensión Traspasos de carga en redes de baja tensión Programa de regulación de Taps en Subestaciones de Distribución. Programa de readecuaciones y reforzamiento menores en redes de B.T. PROGRAMA DE LINEAS ENERGIZADAS La cuadrilla de Líneas energizadas de Trujillo intervino en 562 actividades de menara preventiva, a fin de garantizar la calidad del servicio de energía eléctrica a nivel regional. 22

23 Memoria Empresarial Seguridad y medio ambiente a) Seguridad Nuestra responsabilidad en el tema de seguridad se ve reflejada diariamente en las actividades al interior de la empresa así como con la comunidad. En el año 2010 se cumplió con el desarrollo del Programa Anual de Seguridad y Salud en el Trabajo (PASST), destacando los Círculos de Seguridad, las inspecciones, verificaciones, capacitaciones, ejecución de simulacros y entrenamientos en todas nuestras Unidades de Negocios. Indicadores de Gestión en Seguridad Año 2010 Descripción Indicador Anual Unid. Número de accidentes con días perdidos 11 Unidades Índice de Frecuencia (IF) 2.38 Accidentes con días perdidos* Índices de Severidad (IS) Días perdidos* Índice de Accidentabilidad (IA) 3.19 % *por cada millón de horas hombre trabajadas durante el año. Se impulsó el cumplimiento de las exigencias establecidas en el D.S. N TR Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo y R.M. Nº EM/DM Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo de las Actividades Eléctricas del Ministerio de Energía y Minas. En los meses de noviembre y diciembre del año 2010 se desarrollaron actividades de la Semana de la Seguridad Integral de las ciudades en toda el área de nuestra concesión. Se continúo con la implementación del Sistema Integrado de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001:2007 y del Sistema de Gestión Ambiental ISO 14001:2004. b) Medio ambiente En el año 2010 se elaboró y ejecutó el Programa Ambiental, consistente en la realización de monitoreos mensuales de efluentes líquidos, ruidos, radiaciones electromagnéticas y emisiones gaseosas en nuestras centrales de generación, así como el control de los diversos parámetros ambientales y la elaboración de informes trimestrales que se reportaron a la Dirección General de Asuntos Ambientales del MEM. 23

24 Memoria Empresarial 2010 Se cumplió con las exigencias establecidas en el D.S. N MINAM Medidas de Ecoeficiencia para el Sector Público, en relación a la determinación de la Línea Base que contempla el consumo y gasto mensual de energía, combustible, agua, papel y materiales afines. Asimismo, se cumplió con las exigencias del procedimiento de Supervisión Ambiental de las Actividades Eléctricas, Resolución OSINERGMIN N OS/CD. c) Fiscalización eléctrica Se realizó importantes inversiones y actividades operativas que permitieron mejorar nuestra infraestructura eléctrica, atendiendo también de esta manera la subsanación de las observaciones pendientes de los Programas de Fiscalización del OSINERGMIN, tanto regulares como especiales, en las actividades de generación, transmisión, distribución, comercialización, alumbrado público, seguridad y medio ambiente. La empresa también atiende los diferentes Procedimientos de supervisión y fiscalización que OSINERGMIN ha implementado en forma progresiva a partir del año A fin de atender el procedimiento de fiscalización y subsanación de deficiencias en instalaciones de media tensión y subestaciones de distribución por seguridad pública, durante el año 2010 se continuó con las inspecciones, identificación y levantamiento de información de los puntos de riesgo en nuestras instalaciones eléctricas. Asimismo, se realizó diversos trabajos de mejora, consistentes en la instalación de distanciadores para alejar las líneas eléctricas del predio, reubicación de estructuras y líneas de media tensión, y adoptaron acciones preventivas, como la instalación de mangas aislantes en las redes de media tensión y cubiertas de fibra de vidrio en las subestaciones de distribución y equipos de maniobra, a fin de minimizar posibles accidentes de terceros. Al mes de diciembre 2010, se tiene la siguiente estadística del total de deficiencias reportadas en media tensión por seguridad pública. 24

25 Memoria Empresarial 2010 UUNN Tipo Instalación Por Subsanar Subs. Preventiva Subs. Definitiva Total TR SED ,035 EMT ,769 TMT ,776 Total Trujillo 8, ,877 10,580 CJ SED EMT ,695 TMT ,600 Total Cajamarca 1, ,642 3,771 LLN SED EMT TMT Total LL Norte ,326 Hidrandina Norte 10, ,245 15,677 CH SED EMT ,683 TMT ,915 Total Chimbote 2, ,505 5,545 HU SED EMT ,897 TMT ,482 Total Huaraz 2, ,869 Hidrandina Sur 4, ,307 9,414 Total general 15, ,552 25,091 d) Sistema de Gestión de la Calidad En el año 2010, como parte del programa de mantenimiento de la Certificación ISO 9001:2008, la empresa SGS del Perú realizó dos auditorías de seguimiento, siendo en ambos casos los resultados satisfactorios. Durante ese año se desarrollaron programas de capacitación a los trabajadores y personal de las empresas contratistas, incluyendo auditorías internas de verificación y se formaron nuevos auditores internos, incluyendo la formación de auditores internos de las normas ISO (Medio Ambiente) y OHSAS18001 (Seguridad y Salud Ocupacional). Se complementaron trabajos de revisión y actualización de la base documental del sistema de gestión para mejorar el nivel de calidad de nuestros procesos y el incremento de satisfacción de nuestros clientes. 25

26 Memoria Empresarial GESTIÓN COMERCIAL 7.1. Evolución de la Tarifa Las tarifas de venta de energía a clientes del sector regulado son fijadas cada cuatro años por la Gerencia de Regulación Tarifaria (GART) del OSINERGMIN, ente regulador del sector energético, tomando en cuenta una serie de factores como: costos de operación y mantenimiento, demanda máxima de energía y niveles de pérdidas de energía aceptados. También se incorpora dentro de la fórmula de determinación tarifaria el costo de reposición de los activos utilizados para prestar el servicio. La tarifa de venta de energía más representativa (baja tensión - BT5R), mostró la siguiente evolución: Sistema Eléctrico Jun-08 Dic-08 Jun-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10 Trujillo Cajamarca SER Ticapama Evolución de la Tarifa de venta - Sector BT5R Sistemas Eléctricos Céntimos de S/ Jun-08 Dic-08 Jun-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10 Trujillo Cajamarca SER Ticapama La composición tarifaria (en céntimos de S/. por kwh) en el mes de diciembre de 2010 por actividad del mercado es como sigue: Generador Trans Prin Trans Sec VADMT VADBT BT VADBT 30.22% Generador 50.11% VADMT 7.07% Trans Sec 3.09% Trans Prin 9.51% 26

27 Memoria Empresarial 2010 El decrecimiento que se observa a partir del mes de mayo de, se debe a que a partir del 1 de mayo del año 2010, mediante las Resoluciones del OSINERGMIN nº 093, 094, y OS/CD, entró en vigencia; los factores de ponderación del Valor Agregado de Distribución por sector; los factores de ponderación del precio de la energía; y los factores del balance de potencia coincidente de horas punta a nivel empresa. Estas modificaciones originaron una disminución en el precio final al cliente, con una tendencia negativa durante los últimos siete meses del año (mayo-diciembre 2010). 7.2 Mecanismos de Compensación Fondo de Compensación Social Eléctrica FOSE La ley nº 27510, de creación del Fondo de Compensación Social Eléctrico (FOSE), permite subsidios cruzados dentro del subsector eléctrico, destinados a favorecer a clientes de menores recursos, quienes de otro modo no podrían acceder al servicio. Los beneficiarios son clientes residenciales que se determinan tomando como base los consumos menores a 100 kwh al mes. A estos clientes se les destina transferencias de otros clientes y empresas distribuidoras, que se originan de una sobre tasa destinada a generar este subsidio. Este beneficio inicialmente se fijó por un período de 30 meses (a partir del ). Posteriormente, mediante ley n se dispuso su vigencia indefinida. A partir de noviembre del 2001 se efectúan transferencias de fondos entre empresas aportantes y receptoras., por la naturaleza de su mercado, es una empresa receptora; debido a esta característica, en el año 2010 hemos recibido la suma de S/ ,876 monto que ha sido transferido por las empresas distribuidoras de Lima: EDELNOR y Luz del Sur. 27

28 Memoria Empresarial Mecanismo de Compensación para usuarios Regulados del SEIN Mediante el Artículo 29º de la ley n , ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, publicada en el diario oficial El Peruano el 23 de julio de 2006, se creó el precio a nivel generación para los consumidores finales de electricidad localizados en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), que son sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen. Dicho precio es calculado como el promedio ponderado de los contratos sin licitación y los contratos resultantes de licitaciones. Asimismo, se dispone el establecimiento de un Mecanismo de Compensación entre usuarios regulados del SEIN, con la finalidad que el precio a nivel generación sea único, excepto por las pérdidas y la congestión de los sistemas de transmisión. Mediante Decreto Supremo n EM se aprobó el Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN. Dicho reglamento dispone que OSINERGMIN apruebe los procedimientos necesarios para calcular el precio a nivel generación y determinar el programa de transferencias entre empresas aportantes y receptoras del Mecanismo de Compensación. En cumplimiento de dicha disposición, se aprobó la norma Precios a Nivel Generación y Mecanismo de Compensación entre Usuarios Regulados, mediante resolución OSINERGMIN n OS/CD y sus modificatorias. El saldo neto por las transferencias realizadas en el año 2010 fue desfavorable en S/ ,572 por mayores aportes Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados (MCSA) Mediante el artículo 30 de la antes citada ley n , se creó el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los usuarios regulados atendidos a través de estos sistemas. Este mecanismo tiene como finalidad compensar una parte del diferencial entre los precios en barra de los sistemas aislados y los precios en barra del sistema eléctrico interconectado nacional. En el año 2010 se recaudó S/ ,111 monto que ha sido transferido tanto a empresas distribuidoras (S/ ,877) como al MEM (S/ ,234). 28

29 Memoria Empresarial Servicio Comercial Desde el año 2004 se ha obtenido mejoras sustanciales en la atención de nuestros clientes. Los períodos de atención de solicitudes de nuevos suministros y reconexiones del servicio debido a cortes por morosidad, se mantienen por debajo de los plazos límites fijados por la NTCSE. El crecimiento de clientes en el año 2010 fue de 38,829 suministros, con lo cual a diciembre 2010 se alcanzó un total de 577,553 clientes atendidos, significando un incremento de 7.20% respecto al año En el año 2010 se registró un total de 5,647 reclamos, incrementando en 16.8% respecto al año anterior donde se registró 4,834 reclamos. El promedio mensual fue de 471 reclamos, obteniéndose un índice de reclamos por cada 10 mil clientes (con un promedio de 111 reclamos fundados), mientras que en el año 2009 el índice fue de (de los cuales 130 fueron fundados). Este ligero incremento en cuanto a los reclamos fundados, que fue menor respecto al incremento del número de reclamos, es debido al control efectivo y el análisis de inconsistencias previo al proceso de facturación, además de la eliminación paulatina de los reclamos por corte y reconexión. Año N Reclamos Reclamos Fundados Promedio por mes Reclamos Fundados por mes N de Clientes In dices de Reclamos Reclamos x Fundados x 10 mil 10 mil clientes clientes ,440 4, , ,855 1, , ,675 1, , ,856 1, , ,471 1, , ,783 1, , ,717 1, , ,833 1, , ,647 1, , Consolidada la integración del Sistema Comercial, la atención de los diferentes requerimientos de nuestros clientes se ejecuta de manera inmediata. Ello, producto del trabajo coordinado existente entre el equipo técnico y comercial, que en línea toman conocimiento de los mismos y resuelven las necesidades de nuestros clientes en forma oportuna. 29

30 Memoria Empresarial Clientes Son nuestros clientes hacia quienes orientamos todas nuestras estrategias de mercado y de servicios. Como empresa de servicio, nuestra filosofía es lograr y mantener un alto nivel de satisfacción para nuestros clientes. Teniendo en cuenta la importancia de la electricidad en la calidad de vida de nuestros clientes, nuestra estrategia empresarial no se basa exclusivamente en maximizar nuestra rentabilidad, sino en brindar un servicio de excelencia al mayor número de personas. Al concluir el año 2010 Hidrandina S.A. atiende un total de 577,553 clientes, con un crecimiento de 7.2% ó 38,829 clientes respecto al año anterior donde se atendió a 538,724 clientes. Los clientes libres son aquellos que demandan una potencia superior a 1000kW, y cuyas condiciones de precio para la energía contratada se negocian directamente entre cliente y proveedor. Los clientes regulados, denominados así porque su demanda de potencia es menor a los 1000kW, pagan un precio por la energía consumida en base a la tarifa aprobada por la GART del OSINERGMIN. Evolución de clientes por tipo de mercado y nivel de tensión El mayor crecimiento de clientes se dio en el nivel de baja tensión (residencial), sector que representa el 92% del total y que incorporó en el año 2010 un total de 37,430 nuevos clientes. CONCEPTO Crecimiento 2010/2009 Mercado Regulado 367, , , , , , , , ,551 38,829 - Baja Tensión 366, , , , , , , , ,476 38,752 * Residencial 338, , , , , , , , ,326 37,430 * No Residencial 28,227 31,635 34,726 36,384 39,547 40,860 42,262 43,828 45,150 1,322 - Media Tensión 1,130 1,236 1,360 1,468 1,602 1,770 1,880 1,982 2, Alta Tensión Mercado Libre Media Tensión Alta Tensiòn TOTAL 367, , , , , , , , ,553 38, % Evolución del número de clientes 600, , , , ,

31 Memoria Empresarial 2010 Evolución de clientes por Unidades de Negocio El crecimiento alcanzado en nuestras Unidades de Negocio en el número de clientes atendidos respecto al año anterior es como sigue: % de Variación (2010/2009) Trujillo 4.5% Chimbote 5.2% Chepén 8.6% Huaraz 3.8% Cajamarca 20.3% Total empresa 7.2% Unidad de Negocio Crecimiento 2010/2009 Trujillo 155, , , , , , , , ,637 9,646 Chimbote 80,925 82,858 85,357 88,042 90,370 93,005 98, , ,439 5,396 LL Noroeste 48,576 49,363 50,639 53,731 55,292 57,438 62,790 68,105 73,982 5,877 Huaraz 44,294 45,895 48,928 50,468 62,903 71,039 78,095 81,572 84,648 3,076 Cajamarca 38,381 40,897 46,154 49,355 55,284 60,154 66,278 73,013 87,847 14,834 TOTAL 367, , , , , , , , ,553 38, Coeficiente de electrificación El coeficiente de electrificación es una medida que se aplica para determinar el porcentaje de habitantes que tienen acceso regular a la energía eléctrica dentro de determinada área. El coeficiente de electrificación promedio para las poblaciones atendidas por Hidrandina al concluir el año 2010 es de 84.71%, con un incremento de 1.09 puntos porcentuales respecto al año anterior, donde se registró un coeficiente de 83.62%, experimentando variaciones significativas según el área geográfica, ya que en nuestro país, sobre todo en las zonas andinas y selváticas, existen muchas localidades que no tienen acceso a la energía eléctrica. Este sigue siendo uno de nuestros mayores retos como empresa, en coordinación con el Ministerio de Energía y Minas, Gobiernos Regionales y Municipios: el llevar energía eléctrica al mayor número de peruanos dentro de nuestra área de concesión. Los siguientes factores han contribuido a elevar este importante indicador: la aplicación de las políticas de facilidades de pago para los nuevos suministros; la atención a proyectos del Programa Mi Vivienda; la captación de clientes provenientes de proyectos del MEM, Gobiernos Regionales, Municipalidades, como son: PSE Pacanga-Pueblo Nuevo y PSE Cascas en La Libertad Norte, PSE Jimbe-Pamparomas y PSE Pariacoto en Chimbote, PSE Porcón, PSE Huacariz en Cajamarca; y electrificaciones financiadas con recursos propios: 10 Sectores de Trujillo, Alto Trujillo 2B y PSE Huamachuco en la UU NN Trujillo. 31

32 Memoria Empresarial Venta de Energía Por mercado y nivel de tensión El volumen de energía vendida durante el año 2010 fue de 1,322.8 GWh, destinándose 1,286.3 GWh (97%) al mercado regulado y 36.5 GWh (3%) al mercado libre. La energía vendida resultó 7.7% mayor a la registrada en el año 2009 (1,228.3 GWh), debido principalmente al mayor consumo del mercado regulado, influenciado directamente por los clientes en media tensión que incrementaron su consumo en 9.7% ó 44 GWh, y que corresponden a los sectores minero, agroindustrial y comercial, así como a los clientes en baja tensión, cuyo incremento en su consumo fue del 6.0% ó 42 GWh, siendo preponderante el sector domiciliario (31.4 GWh más). La evolución de la energía vendida por mercado y nivel de tensión en los últimos cinco años es como sigue: Mercado / Segmento Variación 2010/2009 Mercado Libre 15,692 16,991 23,971 29,606 31,227 36, % Mercado Regulado 814, ,627 1,006,856 1,135,928 1,197,056 1,286, % - Alta Tensión 38,739 38,081 41,286 45,967 44,519 47, % - Media Tensión 273, , , , , , % - Baja Tensión 502, , , , , , % * Domiciliario 324, , , , , , % * No Domiciliario 120, , , , , , % * Alumbrado Público 57,482 58,998 59,753 61,263 64,335 66, % TOTAL 830, ,619 1,030,827 1,165,534 1,228,283 1,322, % Venta de Energia - Año En MWH Por tipo de Mercado y nivel de tension Mercado Libre 3% Mercado Regulado alta tensión 4% Mercado Regulado media tensión 38% Mercado Regulado baja tensión 55% 32

33 Memoria Empresarial 2010 Por sectores económicos La venta de energía por sectores económicos se concentra en el sector industrial con el 44% del volumen de energía vendida. El sector residencial (doméstico) concentró el 37% de las ventas y el sector comercial y de servicios el 14%. Sector Economico Participac % Industrial 328, , , , , , % Comercial y Servicios 120, , , , , , % Domiciliario 324, , , , , , % Alumbrado Público 57,482 58,998 59,753 61,263 64,335 66, % TOTAL 830, ,619 1,030,827 1,165,534 1,228,283 1,322, % Venta de energia por Sectores económicos - Año 2010 Domiciliario 37% Alumbrado Público 5% Comercial y Servicios 14% Industrial 44% 7.7 Producción y compra de energía a) Producción de energía Como empresa distribuidora de energía eléctrica, Hidrandina adquiere la mayor parte de la energía que comercializa a empresas generadoras, pero también cuenta con pequeñas centrales de generación hidráulica y térmica que le permiten producir energía, especialmente en los Servicios Aislados, donde no llegan las líneas de transmisión del Sistema Interconectado. La producción propia de energía en el año 2010 alcanzó a 43.9 GWh, aumentando en 24.4% respecto al año anterior (35.3 GWh), debido a la reinicio de operación de la central hidráulica (C.H.) Cantange que estuvo paralizado el ejercicio anterior. Sin embargo la C.H. Pacarenca aún continúa paralizada desde el mes de abril del

34 Memoria Empresarial 2010 Del volumen total de energía generada, la generación hidráulica representó el 97% y la térmica el 3%, correspondiendo 31.8 GWh a centrales interconectadas y 12.1 GWh a centrales que abastecen a los Servicios Aislados (Huari, Chiquián y Catilluc). El detalle de la producción propia por centrales es el siguiente: Produccion bruta de energia (En Mwh) Centrales Electricas Tipo Año 2008 Año 2009 Año 2010 Var % (2010/2009) Cajamarca Térmica Cajabamba Térmica Tortugas Térmica % Pacarenca *** Térmica % Huari *** Térmica % Huaraz *** Térmica % Tarabamba Hidraulica 4,788 3,707 4, % Yamobamba Hidraulica 2,039 2,948 2, % Corlas * Hidraulica % Huaychaca * Hidraulica % Pacarenca Hidraulica 5,896 2, % Maria Jiray (Huari) Hidraulica 8,184 9,493 10, % Pomabamba Hidraulica 5,184 7,308 6, % Ocros ** Hidraulica % Chicche Hidraulica 2,011 2,665 2, % Huayunga Hidraulica 2,819 2,709 2, % Cantange Hidraulica 11,527 1,808 8, % Paucamarca Hidraulica 2,357 2,003 2, % Shipilco Hidraulica , % Catilluc Hidraulica % Total Empresa 45,183 35,323 43, % * Centrales Fuera de servicio ** Administrada por el Municipio de Ocros no reporta produccion *** Centrales Termicas Stand By, cuentan con grupos moviles que refuerzan la paralizacion de Pacarenca y en horas punta las demandas de Huari y Huaraz. b) Compra de energía La energía comprada a empresas generadoras en el año 2010 alcanzó a 1,469 GWh, con un incremento de 8.0% ó 103 GWh respecto al año anterior (1,366 GWh), debido al incremento en el consumo, siendo su evolución en los últimos años como sigue: Generador Mercado % Particip % Particip. Licit. 1 - M. Regulado 476, , , , % 665, % Licit. 2 - M. Regulado 548, , , , % 762, % Otros - M. Regulado 14,268 20,367 7,653 17, % 41, % Total Compra (MWH) 1,039,360 1,146,988 1,286,681 1,365, % 1,468, % La licitación 1 corresponde a la compra en los puntos ubicados en las subestaciones Chimbote1, Huallanca y Guadalupe principalmente y la licitación 2 contempla la compra en los puntos de las subestaciones Trujillo Norte y Paramonga Nueva. El íntegro del volumen de energía comprada se realizó a precios de mercado regulado. No se efectuó contrato alguno para el mercado libre. 34

35 Memoria Empresarial Evolución de los precios medios El precio medio de venta promedio para el año 2010 fue de ctmos. S/.- KWh, disminuyendo en 6% respecto al promedio del año 2009 (31.29 ctmos. S/.- KWh). Su evolución por sectores es la siguiente: VENTA ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC 2010 Tarifa Media MT (ctmo.s/.-kwh) Tarifa Media BT (ctmo.s/.-kwh) Tarifa Media Clibres (ctmo.s/.-kwh) Tarifa Media Total (ctmo.s/.-kwh) Precio medio de venta - Promedio mensual Año 2010 ctmo.s/.-kwh ENE FEB M AR ABR M AY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC p.m en M T p.m.en BT p.m. Clientes Libres p.m. TOTAL El precio medio compra alcanzó a ctmos. S/. por kwh en el año 2010, disminuyendo en 4.0% respecto al promedio del año 2009 (15.75 ctmo. S/. por kwh), debido a la disminucion de precios en barra y al comportamiento de la demanda respecto a la máxima demanda del SEIN. Su evolución mensual en los 2 últimos años es como sigue: COMPRA 2010 / 2009 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC Total Precio Medio 2010 (ctmo.s/.-kwh) Precio Medio 2009 (ctmo.s/.-kwh) Precio medio de compra - Promedio mensual Años 2010/2009 ctmo. S/. - kwh ENE FEB M AR ABR M AY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC COMPRA 2010 COM PRA

36 Memoria Empresarial GESTIÓN ADMINISTRATIVA 8.1 Recursos Humanos En el año 2010 se fortaleció el proceso de capacitación del personal y el desarrollo organizacional de la empresa, manteniendo un nivel de relaciones laborales orientadas al rendimiento y la conducta de los trabajadores, en el marco de las normas legales vigentes y de una adecuada evaluación del desempeño laboral de 360º; elementos que han permitido una mayor identificación del personal con los objetivos y metas de la empresa, y una aceptable mejora del clima laboral. Fuerza laboral Al término del Ejercicio 2010 nuestra fuerza laboral estuvo conformada por 399 trabajadores, que desempeñan labores de carácter permanente en el ámbito de nuestra concesión. La evolución del personal en los años 2009 a 2010, que incluye en ambos al personal de la Sede Corporativa es como sigue: Fuerza Laboral Estables Contratos a modalidad Cooperativa Total Composición de la fuerza laboral Por Actividad Administración Comercialización Distribución Generación Transmisión Total El 41% de la fuerza laboral (162 trabajadores), se concentra en actividades relacionadas a la gestión de comercialización de energía eléctrica; el 42% (165 trabajadores) en actividades relacionadas a la operatividad de las instalaciones y sistemas eléctricos de distribución; el 13% (55 trabajadores) en actividades administrativas y el 4% restante (17 trabajadores) en actividades de generación y transmisión eléctrica. 36

37 Memoria Empresarial 2010 Capacitación A través de la política de formación y desarrollo del Personal, la capacitación busca elevar permanentemente los niveles de competitividad de la organización, siendo una de las mayores preocupaciones de la Alta Dirección de la empresa. A lo largo del año 2010 se continuó con el desarrollo de un programa intensivo de capacitación, con mayor incidencia en el grupo profesional y técnico operativo. El total de horas de capacitación para el personal propio fue de aproximadamente 12,101 horas, distribuidas como sigue: - Funcionarios 1, horas. - Profesionales 3, horas. - Técnicos 4, horas. - Administrativos 1, horas. El índice per-cápita de capacitación fue de 40.6 horas / trabajador. Clima Laboral En el año 2010, la percepción favorable del clima laboral fue de 40.78%, la percepción regular alcanzó un 53.40% y la percepción desfavorable el 7.28%; en general el resultado obtenido en el 2010 fue superior al 2009, en 5.83%. Este resultado revela por parte de los trabajadores una mejor apreciación respecto a las actividades que se realizaron para su bienestar y desarrollo, como parte de la Responsabilidad Social Interna de la empresa, trabajando en los siguientes aspectos: Cuidado de la salud, seguridad ocupacional y condiciones de trabajo, atención de la familia, gestión participativa, política de remuneraciones y desarrollo profesional. Servicio médico Dentro de las actividades ejecutadas por el Servicio Médico, están la realización de Campañas Médicas Preventivas en enfermedades relacionadas con la piel, enfermedades de la mujer y enfermedades urológicas. También se llevaron a cabo Campañas de inmunización contra la hepatitis B, tétano e influenza. Así mismo se realizó el chequeo médico ocupacional, dirigido a identificar el estado de salud de los colaboradores en relación a la ocupación y/o riesgos a los cuales se pueden exponer. 37

38 Memoria Empresarial 2010 Responsabilidad Social Se desarrollaron actividades de Responsabilidad Social Externa en Instituciones Educativas Regulares, Asilo de ancianos, Centros poblados y Asentamientos humanos de nuestra área de concesión; las actividades fueron ejecutadas con el apoyo de un grupo de voluntarios de la Empresa y se orientó a mejorar la calidad de vida de todos los involucrados. 8.2 Tecnología de la Información Adquisición de nuevo Equipamiento. VDI (Virtual Desktop Infraestructure) Desde finales de 2010 y actualmente se viene trabajando en la instalación de este proyecto, que es un modelo alternativo de entrega de escritorio que permite a los usuarios tener acceso a escritorios que se ejecutan en el centro de datos (servidores). A través del VDI cada usuario tiene acceso a un escritorio personal desde cualquier dispositivo autorizado, lo que mejora la flexibilidad del escritorio, en donde la data del usuario se encuentra alojada en un servidor con una capacidad controlada. En VDI la plataforma de trabajo o el Sistema Operativo por el cual interactúan es el Sistema Operativo XP con las instalaciones del software necesario y licenciado para un mayor control Implementación de Soluciones Informáticas: Sistema de Gestión Comercial Optimus NGC Referido propiamente a la gestión comercial de la empresa, el 10 de Mayo de 2010 inició en producción el Sistema de Gestión Comercial Optimus NGC; su funcionalidad permite integrarse a entidades externas y socios de negocio realizando cobranza en línea, consulta de atenciones en línea, factibilidades en línea, etc., Los módulos en uso son: o Facturación / Ventas o Cobranza /Recaudación o Atención a Clientes o Gestión de Atenciones o Nuevos Suministros o Facilidades de Pago o Morosidad o Cortes / Reconexiones y Retiros o Técnico Comercial o Reportes. 38

39 Memoria Empresarial 2010 Migración del ERP SAP 4.7d a SAP 6.00 ECC EHP 4. A fin de contar con la última versión de este sistema y poder explotar la mayor cantidad de funciones introducidas por el fabricante. Se culminó este proceso de migración en el mes de Noviembre del año 2010, luego de un periodo de 4 meses de trabajos en coordinación con IBM del Perú, como proveedor de servicio de soporte para SAP. Estos componentes se implementan junto al ERP, a fin de lograr que el ciclo presupuestal se desarrolle en su totalidad: Formulación de Presupuesto (Top-Down / Bottom-Up). Integración del presupuesto aprobado al ERP (SAP-FM). Seguimiento de la ejecución presupuestal. Paralelo a lo indicado líneas arriba, se convocó a concurso para contratar los servicios de consultoría en la implementación de los módulos SAP: Gestión del Talento y Planillas. Gestión de Presupuesto: Planificación, ejecución y control, Seguimiento. Mejoras integrales al ERP SAP para los módulos FI, CO, PM, PS, MM. Implementación de Servidores de Archivos en UUNN. Actualmente existe bastante información a compartir en las diferentes oficinas y debido a que la velocidad de comunicaciones entre UUNN y SEDE están ligadas a la disponibilidad del proveedor (Infraestructura) se optó por implementar una solución de almacenamiento de información en servidores en las cuales los usuarios pueden compartirla a nivel de la red Local y tener mayor acceso a la información con un mejor tiempo de respuesta, así como también el alojamiento de aplicaciones que han mejorado localmente, como el Sistemas Informativo Georeferencial (MAXIMUS), Servicio de Escritorio Virtual para el acceso de los Servicios Remotos correspondientes a cada UUNN. Implementación de UPS para el área de Serviluz, Atención al Cliente, y Cobranzas. Las áreas de Atención al Cliente como son Serviluz, Atención al Cliente y Cobranzas necesitan estar operativas en los horarios establecidos y regidos por nuestro ente fiscalizador OSINERGMIN, para ello se han previsto contar con equipos de respaldo de energía ante las caídas del fluido eléctrico. En el año 2010 se llegaron a instalar 02 equipos UPS, 01 UPS de 5KW exclusivo para el área de Serviluz y 01 equipo de 10Kw para las 02 oficinas restantes. 39

40 Memoria Empresarial ESTADOS FINANCIEROS AUDITADOS DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES A LOS SEÑORES ACCIONISTAS Y DIRECTORES EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. Hemos auditado los estados financieros adjuntos de la EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A., que comprenden el balance general al 31 de diciembre de 2010, y los estados de ganancias y pérdidas, de cambios en el patrimonio neto y de flujos de efectivo por el año terminado en esa fecha, así como el resumen de políticas contables significativas y otras notas explicativas. Los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2009, que se presentan para fines comparativos, fueron auditados por otros auditores independientes quienes en su dictamen de fecha 10 de agosto de 2010, emitieron una opinión sin salvedades. Responsabilidad de la Gerencia sobre los Estados Financieros La Gerencia de la Empresa es responsable de la preparación y presentación razonable de estos estados financieros de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en el Perú. Esta responsabilidad incluye: diseñar, implantar y mantener el control interno pertinente en la preparación y presentación razonable de los estados financieros; que estén libres de representaciones erróneas de importancia relativa, ya sea como resultado de fraude o error; seleccionar y aplicar las políticas contables apropiadas; y realizar las estimaciones contables razonables de acuerdo con las circunstancias. Responsabilidad del Auditor Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados financieros basada en nuestra auditoria. Nuestra auditoria fue realizada de acuerdo con normas de auditoria generalmente aceptadas en el Perú y normas legales gubernamentales aplicables a la entidad. Tales normas requieren que cumplamos con requerimientos éticos y que planifiquemos y realicemos la auditoria para obtener una seguridad razonable que los estados financieros no contienen representaciones erróneas de importancia relativa. Una auditoria comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los saldos y las divulgaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, que incluye la evaluación del riesgo de que los estados financieros contengan representaciones erróneas de importancia relativa, ya sea como resultado de fraude o error. Al efectuar esta evaluación de riesgo, el auditor toma en consideración el control interno pertinente de la Empresa en la preparación y presentación razonable de los estados financieros a fin de diseñar procedimientos de auditoría de acuerdo con las circunstancias, pero no con el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno de la Empresa. Una auditoria también comprende la evaluación de si los principios de contabilidad aplicados son apropiados y si las estimaciones contables realizadas por la Gerencia de la Empresa son razonables, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. 40

41 Memoria Empresarial 2010 Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para proporcionarnos una base para nuestra opinión de auditoría. Opinión En nuestra opinión, los estados financieros adjuntos presentan razonablemente en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. al 31 de diciembre de 2010, el resultado de sus operaciones y los flujos de efectivo, por el año terminado en esa fecha, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados. 18 de febrero de 2011 Lima - Perú REFRENDADO POR: Socio ADRIANO WENCIS VIGO SILVA CONTADOR PÚBLICO COLEGIADO MATRICULA Nº

42 Memoria Empresarial 2010 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. - BALANCE GENERAL Al 31 de Diciembre de 2010 y de 2009 (Expresado en Nuevos Soles) ACTIVO ACTIVO CORRIENTE Efectivo y Equivalente de efectivo. Nota 4 7,526,865 18,882,841 Cuentas por cobrar comerciales. Nota 5 52,525,945 52,196,551 Cuentas por cobrar a vinculadas. Nota 6 3,214,772 2,431,838 Otras cuentas por cobrar. Nota 7 17,405,490 10,371,702 Existencias. Nota 8 13,754,413 10,839,589 Gastos pagados por anticipado. Nota 9 3,706,170 7,058, TOTAL ACTIVO CORRIENTE 98,133, ,781, ACTIVO NO CORRIENTE Cuentas por cobrar comerciales a largo plazo. Nota 5 831,670 1,312,354 Inversiones en valores. Nota 10 10,568,758 6,132,372 Inmuebles, maquinaria y equipo, neto. Nota 11 1,076,589, ,943,925 Impuesto a la Renta y Participaciones Diferidas. Nota 12 6,661,791 6,849,322 Otros activos. Nota 13 2,731,012 3,092, TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 1,097,383,167 1,008,330, TOTAL ACTIVO 1,195,516,822 1,110,111,487 ============ ============ PASIVO Y PATRIMONIO NETO PASIVO CORRIENTE Sobregiro y Obligaciones Financieras. Nota 14 60,861,231 35,457,676 Cuentas por pagar comerciales. Nota 15 55,901,452 82,803,732 Cuentas por pagar a vinculadas. Nota 6 6,124,404 7,092,408 Otras cuentas por pagar. Nota 16 23,289,884 17,199,565 Provisiones. Nota 17 6,518,980 5,315,369 Impuesto y participaciones diferidos Nota 12 2,674, TOTAL PASIVO CORRIENTE 155,370, ,868,

43 Memoria Empresarial 2010 Continuación PASIVO NO CORRIENTE Deudas a largo plazo. Nota 17 41,809,264 25,165,443 Ingresos diferidos. Nota 18 68,130,566 34,390,630 Impuestos y participaciones diferidas Nota 12 26,798,933 32,147,335 Provisiones. Nota 17 5,297,025 5,292, TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 142,035,789 96,996, TOTAL PASIVO 297,405, ,865,041 =========== =========== PATRIMONIO NETO. Nota 19 Capital social. 678,277, ,277,947 Capital adicional. 168,793, ,496,844 Resultados No Realizados 1,661,616 (2,733,768) Reserva Legal. 10,320,445 6,996,714 Resultados acumulados. 924,579 (4,090,507) Resultado del ejercicio. 38,132,815 40,299, TOTAL PATRIMONIO NETO 898,110, ,246, TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO 1,195,516,822 1,110,111,487 =========== =========== 43

44 Memoria Empresarial 2010 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS Por los años terminados el 31 de Diciembre de 2010 y 2009 (Expresado en Nuevos Soles) INGRESOS Venta de energía. Nota ,147, ,405,340 Ingresos Servicios complementarios. Nota 22 27,082,146 22,362, ,229, ,767,862 COSTOS Costo de Generación. (7,162,735) (6,427,867) Costo de Transmisión. (17,971,249) (16,287,751) Compra de Energía Eléctrica. Nota 23 (229,467,626) (218,552,176) Costo de Distribución. Nota 24 (69,971,317) (63,506,146) (324,572,927) (304,773,940) UTILIDAD BRUTA ,656, ,993,922 GASTOS OPERATIVOS Gastos de administración. Nota 25 (33,017,110) (30,102,476) Gastos de ventas. Nota 26 (23,734,678) (21,516,699) (56,751,788) (51,619,175) UTILIDAD OPERATIVA ,904, ,374,747 OTROS INGRESOS (GASTOS) Financieros, neto. Nota 27 (86,811) 3,277,843 Varios, neto. Nota 28 y Nota 29 11,160,168 4,935,799 UTILIDAD ANTES DE PARTICIPACIONES E IMPUESTO A LA RENTA ,978, ,588,389 Participaciones. Nota 20 - Impuesto a la renta. Nota 20 (13,845,421) (15,289,173) UTILIDAD NETA DEL EJERCICIO 38,132,815 40,299,216 =========== =========== 44

45 Memoria Empresarial 2010 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A.- ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO Por los años terminados el 31 de Diciembre de 2010 y 2009 (Expresado en Nuevos Soles) Capital Resultados No Reserva Resultados Concepto Capital Adicional Realizados Legal Acumulados Total SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE ,385, ,496,844-2,537,484 6,996,714-4,487, ,853,255 Ajustes por cambios de política contable ,168,949 3,168,949 Ajustes a ejercicios anteriores ,771,626-2,771,626 Aportes del estado y otros accionistas 892, ,936 Utilidades del ejercicio ,299,216 40,299,216 Otras Variaciones , , SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE ,277, ,496,844-2,733,768 6,996,714 36,208, ,246,446 Ajustes por cambios de política contable ,971,397-2,971,397 Ajustes a ejercicios anteriores , ,579 Aportes del estado y otros accionistas 10,000,026 12,296, ,296,636 Utilidades del ejercicio ,132,815 38,132,815 Dividendos declarados ,913,581-29,913,581 Apropiación a Reservas ,323,731-3,323,731 - Otras Variaciones ,395, ,395, SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE ,277, ,793,454 1,661,616 10,320,445 39,057, ,110,882 ========== ========== ========= ========= ========== ========== 1

46 Memoria Empresarial 2010 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO Por los años terminados el 31 de Diciembre de 2010 y 2009 (Expresado en Nuevos Soles) ACTIVIDADES DE OPERACIÓN Cobranzas a clientes. 483,545, ,978,962 Intereses Cobrados y Dividendos Recibidos 1,772,457 3,056,680 Otros cobros en efectivo relativos a la actividad. 27,346,928 24,263,418 Pagos a proveedores y otros. -390,874, ,367,477 Pagos de remuneraciones y otros beneficios. -26,098,188-24,680,959 Pagos de impuestos y tributos. -58,539,435-61,308,126 Intereses y Rendimientos -2,433,493-3,462,408 Otros pagos en efectivo relativos a la actividad. 0-15,642, EFECTIVO NETO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES 34,719,604 76,837,229 DE OPERACIÓN ACTIVIDADES DE INVERSIÓN Otros cobrros relativos a la actividad. 574,225 1,054,441 Compra de inmuebles, maquinaria y equipo. -91,566,358-93,057,899 Otros pagos. Compra de intangibles -196,191-1,228, EFECTIVO NETO APLICADO A LAS ACTIVIDADES DE -91,188,324-93,231,697 INVERSION ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO Recursos obtenidos por préstamos bancarios. 135,000,000 42,235,194 Ingresos por emisión de acciones o nuevos aportes. 22,296, ,935 Pago de dividendos y otras distribuciones. -29,913,579 0 Pago de préstamos obtenidos. -82,270,313-16,205, EFECTIVO NETO (APLICADO) PROVENIENTE DE (EN) LAS ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO 45,112,744 26,922,859 AUMENTO (DISMINUCIÓN) DEL EFECTIVO EN EL -11,355,976 10,528,391 EJERCICIO EFECTIVO AL INICIO DEL EJERCICIO 18,882,841 8,354, SALDO DE EFECTIVO AL FINAL EL EJERCICIO 7,526,865 18,882,841 ============ ============ 1

47 Memoria Empresarial 2010 Continuación... CONCILIACION DE LA UTILIDAD NETA DEL EJERCICIO CON EL EFECTIVO NETO APLICADO EN LAS ACTIVIDADES DE OPERACION UTILIDAD NETA DEL EJERCICIO 38,132,815 40,496,767 Mas (menos) : Depreciación y amortización del periodo 38,753,205 30,996,391 Provisión de beneficios sociales 1,442,311 1,407,807 Provisiones diversas 1,025,648 1,693,063 CAMBIOS EN EL ACTIVO Y PASIVO Cuentas por cobrar comerciales, Disminución ( Aumento) -316,927 5,912,200 Cuentas por Cobrar diversas, Disminución ( Aumento) -7,529,410-5,267,439 Gastos Pagados por anticipado, Aumento -3,682,624-6,646,564 Existencias, (Aumento) Disminución -2,914,824-2,364,878 Otras cuentas por pagar, Disminución 2,436,713 23,317,447 Cuentas por pagar comerciales, Disminución -30,627,110-7,657,341 Ajustes Diversos Netos -2,000,192-5,050, EFECTIVO NETO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE 34,719,604 76,837,229 OPERACIÓN =========== =========== 2

48 DOCUMENTO DE INFORMACIÓN ANUAL 2010 Elaborado en base al Manual para la Preparación de Memorias Anuales aprobado por Resolución de Gerencia General CONASEV Nº EF/94.11 y sus Modificatorias Lima, Febrero de 2011

49 INDICE Pág. Sección I - Declaración de Responsabilidad (10200) 03 Sección II - Negocio (7000) 04 - Datos Generales (7100) 04 - Descripción de las Operaciones (7200) 06 - Procesos judiciales administrativos o arbitrales (7300) 12 - Administración (7400) 13 Sección III - Información Financiera (8000) 14 Sección IV - Información relativa al mercado de los valores inscritos en el registro Público del Mercado de Valores (10100) 23 - Información sobre el cumplimiento de los Principios de Buen Gobierno Para las Sociedades Peruanas (10150) 24

50 SECCION I Declaración de Responsabilidad (10200) El presente documento contiene información veraz y suficiente respecto al desarrollo del negocio de la Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electro Norte Medio S.A. () durante el año Los firmantes se hacen responsables por los daños que pueda generar la falta de veracidad o insuficiencia del contenido, dentro del ámbito de su competencia, de acuerdo a las normas del Código Civil. ING. MANUEL SUÁREZ MENDOZA GERENTE GENERAL (e) Fecha de elaboración: 28 de Febrero del 2011.

51 SECCION II NEGOCIO (7000) Datos Generales (7100) Respecto a la entidad emisora (7110) a) Denominación La sociedad se denomina Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad Electro Norte Medio Sociedad Anónima, pudiendo utilizar también la abreviatura b) Dirección: Av. España N 1030 Trujillo Teléfono: (044) Anexo Av. Camino Real N 348 Torre El Pilar Piso 13 San Isidro Lima Teléfono: Anexos c) Datos relativos a la constitución de la Empresa y su inscripción en los Registros Públicos fue constituida bajo el marco de la ley General de Electricidad n y su Reglamento D.S. n EM/VM del , mediante Resolución Ministerial n EM/DGE del 05 de abril de 1983; en base a la Empresa de Energía Hidroeléctrica Andina S.A., que fuera constituida el 22 de noviembre de La Escritura Pública de adecuación de estatutos fue extendida el 8 de julio de 1983 por el Notario Público Dr. Manuel Reátegui Molinares e inscrita en el Asiento ochenta y nueve, Fojas trescientos sesenta y cinco del Tomo cuatrocientos diecisiete del Registro Mercantil de Lima. d) Grupo Económico es una empresa de servicio público de electricidad de economía mixta que pertenece al Grupo Distriluz. e) Capital Social El capital de la sociedad al cierre del ejercicio 2010 es de S/ ,973 (Seiscientos setenta y ocho millones doscientos setenta y siete mil novecientos cuarenta y siete nuevos soles), íntegramente suscrito y pagado. En el año 2010 el capital social aumentó en S/ ,026 (de S/ ,947 a S/ ,973) debido a los aportes efectuados por el FONAFE (S/ ,000) y accionistas privados (S/. 26) en el proceso de suscripción preferente aprobado en Junta General de Accionistas del concluido el

52 f) Clases de Acciones creadas y emitidas Existen cuatro Clases de acciones creadas y emitidas: A1, A2 B y C. g) Clase, número y valor nominal de las Acciones que conforman el Capital Social El capital social está compuesto por las Clases de acciones antes citadas, todas ellas de un Valor Nominal de S/ (Un Nuevo Sol) cada una, conforme al siguiente detalle: ,717 (Cuatrocientos veintitrés millones trescientos treinta y ocho mil setecientos diecisiete) acciones Clase A1, de propiedad del FONAFE, que representan el % del capital social, creadas con la finalidad de ser transferidas en el marco del Proceso de Promoción de la Inversión Privada ,173 (Treinta y dos millones seiscientos setenta y siete mil ciento setenta y tres) acciones Clase A2, de propiedad de accionistas privados, que representan el % del capital social. Esta es la única Clase de acción que se encuentra inscrita en el Registro Público del Mercado de Valores y cotiza en la Bolsa de Valores de Lima ,944 (Doscientos veintidós millones doscientos treinta y nueve mil novecientos cuarenta y cuatro) acciones Clase B, que representan el % del capital social, de propiedad del FONAFE ,139 (Veintidós mil ciento treinta y nueve) acciones Clase C, de propiedad del FONAFE, emitidas conforme lo dispone el artículo 1, inciso b) de la ley n , y que representan el % del capital social, cuyos titulares tienen los derechos especiales que les consagra la indicada ley o la que haga sus veces y el estatuto social. h) Estructura del Accionariado El accionariado de se concentra en un % en el Estado Peruano, representado por el FONAFE. El restante % corresponde a accionistas privados minoritarios.

53 i) Acciones con Derecho a Voto El 100% de las Acciones que componen el Capital Social de tienen derecho a voto y su distribución porcentual por tenencia es como sigue: Tenencia Número de Accionistas Porcentaje de Participación Menor al 1% % Entre 1% - 5% - - Entre 5% - 10% - - Mayor al 10% % Total % Descripción de operaciones y desarrollo (7200) a) Detalle del objeto social con indicación del CIIU al que pertenece, tiene por objeto la prestación del servicio de distribución y comercialización de energía eléctrica con carácter de servicio público o de libre contratación, dentro del área de concesión que le ha sido autorizada. Adicionalmente desarrolla actividades de sub-transmisión asociadas a la interconexión al Sistema Interconectado Nacional, y de generación de energía eléctrica en sistemas eléctricos aislados (que se van integrando progresivamente al Sistema Interconectado), siempre que cuente con las autorizaciones respectivas. El código de Clasificación Industrial Internacional Uniforme (CIIU) asignado a la Empresa es el Actualmente, bajo el marco de la ley de Concesiones Eléctricas n , la empresa tiene Contratos de Concesión definitivos de distribución de electricidad, celebrados con el Ministerio de Energía y Minas, para atender el servicio eléctrico en los departamentos de Ancash y la Libertad en su integridad y las provincias de Contumazá, Cajamarca, San Pedro, Celendín, San Marcos, San Miguel y Cajabamba del departamento de Cajamarca. b) Plazo de duración La sociedad inició sus operaciones el 5 de abril de 1983 y su duración es por plazo indeterminado, de acuerdo a lo establecido en el artículo 5 del estatuto. c) Evolución de las operaciones Desde su creación, ha venido desarrollando normalmente sus operaciones como empresa responsable del servicio público de electricidad en la región norte medio del país, inicialmente en el marco de la ley General de Electricidad y actualmente bajo lo dispuesto por el Decreto Ley n Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, aprobado mediante D.S EM. se encuentra comprendida bajo el ámbito del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado FONAFE, por lo que su gestión operativa, económica, financiera, administrativa y presupuestal se desarrolla bajo el marco de las normas y directivas que para tal efecto emite dicho Organismo.

54 Sector en que se localiza la Empresa pertenece al Sector Energía y Minas, y dentro de éste pertenece al Subsector eléctrico, uno de los que ha registrado mayor dinamismo en la economía peruana en los últimos años, gracias al impulso significativo que ha representado su reestructuración. La actividad que desarrolla tiene carácter monopólico dentro del ámbito regional en que se encuentra su concesión (zona norte medio del país). A nivel nacional, su participación en el mercado de energía eléctrica nacional equivale aproximadamente al 8% del total de ventas efectuadas por las empresas distribuidoras, con un volumen total de energía vendida en el año 2010 de 1,323 GWh (millones de kwh), registrando un importante crecimiento de 7.7% respecto a las ventas registradas en el año 2009 (1,228 GWh) y 13.5% mayor a la registrada en el año 2008 (1,166 GWh). Asimismo, al cierre del año 2010 atiende un total de 577,553 clientes dentro de su zona de concesión, lo que representa aproximadamente el 12% del número de clientes existentes en el mercado eléctrico nacional, con un crecimiento de 7.2% respecto al año anterior donde se registró un total de 538,724 clientes. Como empresa concesionaria responsable de la distribución y comercialización de energía eléctrica, sus tarifas a clientes del sector regulado son fijadas por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), Órgano dependiente del OSINERGMIN; para el caso de clientes del sector libre las tarifas de potencia y energía son fijadas en contratos suscritos por ambas partes. Las actividades que desarrolla son de carácter monopólico en el caso de clientes regulados, ya que los clientes libres pueden optar por contratar el suministro de energía directamente con empresas generadoras. Clientes Al finalizar el ejercicio 2010 el número de clientes atendidos es de 577,553 concentrándose en el sector de consumo doméstico en baja tensión (residencial). La evolución del número de clientes en los últimos seis años es como sigue: Mercado Mercado Regulado 411, , , , , , Alta Tensión Media Tensión 1,468 1,602 1,770 1,880 1,982 2, Baja Tensión 409, , , , , , Doméstico 373, , , , , , No Doméstico 36,384 39,547 41,157 42,262 43,828 45,150 Mercado Libre Total 411, , , , , ,553

55 Venta de bienes y servicios El volumen ventas en el año 2010 fue de 1,323GWh, destinándose 1,286GWh (97.2%) al mercado regulado y 37GWh (2.8%) al mercado libre, con un crecimiento del 7.7% respecto al año 2009, donde se alcanzó un volumen de ventas de 1,228GWh, que se sustenta en el mayor consumo registrado en los usuarios que pertenecen al mercado regulado, donde los clientes en baja tensión incrementaron su consumo en 6% ó 42GWh, y los clientes en media tensión (industria pesquera, agroindustria, minería y comercio) lo hicieron en 9.7% ó 44GWh. La evolución de las ventas por mercado y nivel de tensión es como sigue: Por sectores económicos La venta de energía por sectores económicos se concentra en el sector industrial con el 44.3% del volumen de energía vendida. El sector residencial (doméstico) concentró el 37% de las ventas y el sector comercial y de servicios el 13.8%.

56 Coeficiente de electrificación El coeficiente de electrificación es una medida que se aplica para determinar el porcentaje de habitantes que tienen acceso regular a la energía eléctrica dentro de determinada área. El coeficiente de electrificación promedio para las poblaciones atendidas por al concluir el año 2010 es de 84.71%, incrementando en 1.09 puntos porcentuales respecto al año anterior donde se registró un coeficiente de electrificación del 83.62%. Producción y compra de energía El volumen de energía movilizada para atender la demanda en nuestra zona de concesión está conformada principalmente por la energía adquirida a empresas generadoras y, en una mínima proporción, por la energía generada en nuestras propias centrales eléctricas, ubicadas mayormente en servicios aislados (no interconectados aún al Sistema Interconectado Nacional Centro Norte). En el año 2010, el volumen de energía movilizada alcanzó a 1,512GWh, superando en 8% al volumen movilizado en el año 2009 (1,401GWh), debido al incremento del 7.7% en el consumo de energía. De este total 1,468GWh (97.1%) fue adquirido a empresas generadoras, y el 2.3% restante (44GWh) fueron generados en centrales propias. La producción propia de energía incrementó en 24.4% respecto al año anterior, al superarse los problemas acontecidos en el año 2009 por la paralización de centrales hidráulicas por problemas ocasionados por las intensas lluvias en los canales de aducción, principalmente en las centrales hidráulicas de Pacarenca, Tarabamba, Shipilco y Cantange.

57 Información relativa a planes o políticas de inversión La inversión anual que realiza la empresa es uno de los indicadores más importantes de nuestro compromiso con los clientes. invierte en el desarrollo de proyectos de generación, transmisión y distribución de energía, orientados tanto a ampliar el servicio eléctrico como a remodelar y asegurar un mantenimiento adecuado de sus instalaciones. El monto total ejecutado en el Programa de Inversiones del año 2010 ascendió a S/ millones (equivalente a US $ 27.6 millones), monto que fue financiado con recursos propios y financiamiento bancario de muy corto plazo. Del monto total ejecutado en el Programa de Inversiones, el mayor porcentaje se concentró en la línea de inversión Remodelación y ampliación de redes de distribución en media y baja tensión, donde se ejecutó un total de S/ millones, de los cuales S/ millones fueron aplicados a la remodelación y S/ millones a la ampliación de redes. En la Rehabilitación y ampliación de sistemas de transmisión se ejecutó un total de S/ millones, de los cuales S/ millones se aplicaron en la rehabilitación de estos sistemas y S/ millones en su ampliación, con la finalidad de mejorar el estado de las instalaciones, otorgar mayor confiabilidad al servicio, disminuir los niveles de pérdida de energía e incorporar nuevos clientes. Adicionalmente, se ejecutó un S/ millones en proyectos de Electrificación Rural ; en Rehabilitación de centrales eléctricas S/ millones; en Sistemas de Información y Comunicaciones S/ millones y en adquisición de Maquinaria, equipos y otros se ejecutó S/ millones.

58 Programa de reducción y control de pérdidas de energía Con la implementación en ejercicios pasados del Programa de Reducción y Control de pérdidas de energía eléctrica, cuyas actividades se orientan a la prevención, reducción y control del nivel de pérdidas de energía, se logró reducir progresivamente el nivel de pérdidas en el sistema de distribución, de 20.08% en promedio para el año 1998 a 9.56% en promedio para el año Las pérdidas de energía en el sistema de distribución resultan del diferencial entre la energía distribuida en media y baja tensión y la energía total facturada. El volumen de pérdidas dividido entre el volumen de energía distribuida en media y baja tensión da como resultado el porcentaje de pérdidas promedio anual en el sistema de distribución. Su evolución en los últimos es como sigue: Año % Promedio de pérdidas % % % % % % % % % % % % %

59 Relaciones especiales entre el emisor y el Estado No existe ningún tratamiento tributario especial, exoneraciones o concesiones otorgadas por el Estado. La empresa viene tributando normalmente. Descripción genérica de principales activos El Activo Fijo Neto de Depreciación asciende a S/. 1,076.6 Millones y está compuesto de los siguientes rubros: Valor del Depreciación Valor Neto Clase de Activo Activo Acumulada 2008 Terrenos 32,655,608-32,655,608 Edificios y Obras Civiles 109,302,402 36,020,712 73,281,690 Maquinaria y Equipo 1,348,642, ,483, ,159,036 Unidades de Transporte 13,747,124 10,124,511 3,622,613 Muebles y Enseres 9,948,505 6,189,117 3,759,388 Equipos Diversos 8,825,405 3,464,086 5,361,319 Unidades de Reemplazo 1,231,164-1,231,164 Trabajos en Curso 221,519, ,519,118 TOTAL 1,745,871, ,281,838 1,076,589,936 Número de personas empleadas Al término del año 2010 el número de personas empleadas por alcanza a 399 trabajadores, cuyas labores y responsabilidades son de carácter permanente. La distribución de la fuerza laboral por modalidad registra la siguiente evolución: CONCEPTO Estables Contratos a modalidad Cooperativas Total El 41% de la fuerza laboral (162 trabajadores), se concentra en actividades relacionadas a la gestión de comercialización de energía eléctrica; el 42% (165 trabajadores) en actividades relacionadas a la operatividad del sistema de distribución; el 13% (55 trabajadores) en actividades administrativas y el 4% restante (17 trabajadores) en actividades de generación y transmisión eléctrica. Procesos judiciales, administrativos o arbitrales (7300) Al cierre del ejercicio 2010, mantiene registrado contablemente en el Pasivo No Corriente (Provisión Pérdidas por Litigios) una provisión de S/ millones por concepto de contingencias por procesos iniciados contra la empresa: de orden laboral (S/ millones), civil (S/ millones), administrativo (S/ millones) y arbitral (S/ millones).

60 Administración (7400) a) Relación de directores y plana gerencial Datos personales y trayectoria profesional Directorio Vigente Genaro Vélez Castro, Presidente del Directorio, de profesión Abogado, independiente, designado mediante Acuerdo de Directorio /024-FONAFE del Jaime Hanza Sánchez-Concha, Director, de profesión Ingeniero Industrial, independiente, designado como miembro del Directorio del al y luego el Renunció el Rolando Celi Rivera, Director, de profesión Ingeniero, designado mediante Acuerdo de Directorio /023-FONAFE del Fernando Rossinelli Ugarelli, Director, de profesión Ingeniero, independiente, designado mediante Acuerdo de Directorio /023-FONAFE el Carlos Centeno Zavala, Director, de profesión Ingeniero Electricista, independiente, designado mediante Acuerdo de Directorio /019-FONAFE el Gerente General Mediante acuerdo de Directorio adoptado en Sesión N , realizada el 21 de abril del 2010, se encargó la Gerencia General de la empresa al Ingeniero Eloy Manuel Suárez Mendoza, peruano, de profesión Ingeniero Electricista, egresado de la Universidad San Antonio Abad, Cuzco, y MBA de ESAN. Cuenta con más de 28 años de experiencia en empresas e instituciones locales e internacionales del sector eléctrico y telecomunicaciones, como: Ministerio de Energía y Minas, EDESUR, EDENORTE, OSIPTEL, OSINERGMIN, ETECEN, ELECTRO SUR ESTE y actualmente como Gerente General del Grupo Distriluz al cual pertenece

61 SECCION III Información Financiera (8000) De acuerdo a lo establecido en la Circular N EF/94.50 de fecha , la información financiera que debe contener la Memoria Anual, en caso de emisores regidos por la Ley General de Sociedades N 26887, como es el caso de HIDRANDINA S.A., es únicamente la señalada en el inciso a) del ítem (8200) del Manual aprobado por Resolución de Gerencia General CONASEV N EF/94.11, que corresponde a la información financiera auditada correspondiente al último ejercicio, elaborada conforme a la normatividad vigente. Los Estados Financieros al , contenidos en el Informe Auditado elaborado por la Sociedad Auditora Vigo & Asociados Sociedad Civil se muestran a continuación.

62 DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES A LOS SEÑORES ACCIONISTAS Y DIRECTORES EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. Hemos auditado los estados financieros adjuntos de la EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A., que comprenden el balance general al 31 de diciembre de 2010, y los estados de ganancias y pérdidas, de cambios en el patrimonio neto y de flujos de efectivo por el año terminado en esa fecha, así como el resumen de políticas contables significativas y otras notas explicativas. Los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2009, que se presentan para fines comparativos, fueron auditados por otros auditores independientes quienes en su dictamen de fecha 10 de agosto de 2010, emitieron una opinión sin salvedades. Responsabilidad de la Gerencia sobre los Estados Financieros La Gerencia de la Empresa es responsable de la preparación y presentación razonable de estos estados financieros de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en el Perú. Esta responsabilidad incluye: diseñar, implantar y mantener el control interno pertinente en la preparación y presentación razonable de los estados financieros; que estén libres de representaciones erróneas de importancia relativa, ya sea como resultado de fraude o error; seleccionar y aplicar las políticas contables apropiadas; y realizar las estimaciones contables razonables de acuerdo con las circunstancias. Responsabilidad del Auditor Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados financieros basada en nuestra auditoria. Nuestra auditoria fue realizada de acuerdo con normas de auditoria generalmente aceptadas en el Perú y normas legales gubernamentales aplicables a la entidad. Tales normas requieren que cumplamos con requerimientos éticos y que planifiquemos y realicemos la auditoria para obtener una seguridad razonable que los estados financieros no contienen representaciones erróneas de importancia relativa. Una auditoria comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los saldos y las divulgaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, que incluye la evaluación del riesgo de que los estados financieros contengan representaciones erróneas de importancia relativa, ya sea como resultado de fraude o error. Al efectuar esta evaluación de riesgo, el auditor toma en consideración el control interno pertinente de la Empresa en la preparación y presentación razonable de los estados financieros a fin de diseñar procedimientos de auditoría de acuerdo con las circunstancias, pero no con el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno de la Empresa. Una auditoria también comprende la evaluación de si los principios de contabilidad aplicados son apropiados y si las estimaciones contables realizadas por la Gerencia de la Empresa son razonables, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros.

63 Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para proporcionarnos una base para nuestra opinión de auditoría. Opinión En nuestra opinión, los estados financieros adjuntos presentan razonablemente en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. al 31 de diciembre de 2010, el resultado de sus operaciones y los flujos de efectivo, por el año terminado en esa fecha, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados. 18 de febrero de 2011 Lima - Perú REFRENDADO POR: Socio ADRIANO WENCIS VIGO SILVA CONTADOR PÚBLICO COLEGIADO MATRICULA Nº 12680

64 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. - BALANCE GENERAL Al 31 de Diciembre de 2010 y de 2009 (Expresado en Nuevos Soles) ACTIVO ACTIVO CORRIENTE Efectivo y Equivalente de efectivo. Nota 4 7,526,865 18,882,841 Cuentas por cobrar comerciales. Nota 5 52,525,945 52,196,551 Cuentas por cobrar a vinculadas. Nota 6 3,214,772 2,431,838 Otras cuentas por cobrar. Nota 7 17,405,490 10,371,702 Existencias. Nota 8 13,754,413 10,839,589 Gastos pagados por anticipado. Nota 9 3,706,170 7,058, TOTAL ACTIVO CORRIENTE 98,133, ,781, ACTIVO NO CORRIENTE Cuentas por cobrar comerciales a largo plazo. Nota 5 831,670 1,312,354 Inversiones en valores. Nota 10 10,568,758 6,132,372 Inmuebles, maquinaria y equipo, neto. Nota 11 1,076,589, ,943,925 Impuesto a la Renta y Participaciones Diferidas. Nota 12 6,661,791 6,849,322 Otros activos. Nota 13 2,731,012 3,092, TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 1,097,383,167 1,008,330, TOTAL ACTIVO 1,195,516,822 1,110,111,487 ============ ============ PASIVO Y PATRIMONIO NETO PASIVO CORRIENTE Sobregiro y Obligaciones Financieras. Nota 14 60,861,231 35,457,676 Cuentas por pagar comerciales. Nota 15 55,901,452 82,803,732 Cuentas por pagar a vinculadas. Nota 6 6,124,404 7,092,408 Otras cuentas por pagar. Nota 16 23,289,884 17,199,565 Provisiones. Nota 17 6,518,980 5,315,369 Impuesto y participaciones diferidos Nota 12 2,674,201 ' TOTAL PASIVO CORRIENTE 155,370, ,868,

65 Continuación PASIVO NO CORRIENTE Deudas a largo plazo. Nota 17 41,809,264 25,165,443 Ingresos diferidos. Nota 18 68,130,566 34,390,630 Impuestos y participaciones diferidas Nota 12 26,798,933 32,147,335 Provisiones. Nota 17 5,297,025 5,292, TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 142,035,789 96,996, TOTAL PASIVO 297,405, ,865,041 =========== =========== PATRIMONIO NETO. Nota 19 Capital social. 678,277, ,277,947 Capital adicional. 168,793, ,496,844 Resultados No Realizados 1,661,616 (2,733,768) Reserva Legal. 10,320,445 6,996,714 Resultados acumulados. 924,579 (4,090,507) Resultado del ejercicio. 38,132,815 40,299, TOTAL PATRIMONIO NETO 898,110, ,246, TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO 1,195,516,822 1,110,111,487 =========== ===========

66 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. - - ESTADO DE GANANCIAS Y PÉRDIDAS Por los años terminados el 31 de Diciembre de 2010 y 2009 (Expresado en Nuevos Soles) INGRESOS Venta de energía. Nota ,147, ,405,340 Ingresos Servicios complementarios. Nota 22 27,082,146 22,362, ,229, ,767,862 COSTOS Costo de Generación. Nota 24 (7,162,735) (6,427,867) Costo de Transmisión. Nota 24 (17,971,249) (16,287,751) Compra de Energía Eléctrica. Nota 23 (229,467,626) (218,552,176) Costo de Distribución. Nota 24 (69,971,317) (63,506,146) (324,572,927) (304,773,940) UTILIDAD BRUTA 97,656,667 98,993,922 GASTOS OPERATIVOS Gastos de administración. Nota 25 (33,017,110) (30,102,476) Gastos de ventas. Nota 26 (23,734,678) (21,516,699) (56,751,788) (51,619,175) UTILIDAD OPERATIVA ,904, ,374,747 OTROS INGRESOS (GASTOS) Financieros, neto. Nota 27 (86,811) 3,277,843 Varios, neto. Nota 28 y Nota 29 11,160,168 4,935, UTILIDAD ANTES DE PARTICIPACIONES E IMPUESTO A LA RENTA 51,978,236 55,588,389 Participaciones. Nota 20 - Impuesto a la renta. Nota 20 (13,845,421) (15,289,173) UTILIDAD NETA DEL EJERCICIO 38,132,815 40,299,216 =========== ===========

67 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. - - ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO Por los años terminados el 31 de Diciembre de 2010 y 2009 (Expresado en Nuevos Soles) SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE ,385, ,496,844 (2,537,484) 6,996,714 (4,487,830) 830,878,569 Ajustes por cambios de política contable ,168,949 3,168,949 Ajustes a ejercicios anteriores ,771,626 (2,771,626) Aportes del estado y otros accionistas 892, ,936 Utilidades del ejercicio ,299,216 40,299,216 Otras Variaciones (196,284) (196,284) SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE ,277, ,496,844 (2,537,484) 6,996,714 40,696, ,239,670 Ajustes por cambios de política contable (2,971,397) (2,971,397) Ajustes a ejercicios anteriores , ,579 Aportes del estado y otros accionistas 10,000,026 12,296, ,296,636 Utilidades del ejercicio ,132,815 38,132,815 Dividendos declarados (29,913,581) (29,913,581) Apropiación a Reservas ,323,731 (3,323,731) -.- Otras Variaciones ,395, ,395, SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE ,277, ,793,454 1,661,616 10,320,445 39,057, ,110,882 ========== ========== ========= ========= ========== ========== 20

68 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTRONORTE MEDIO S.A. - - ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO Por los años terminados el 31 de Diciembre de 2010 y 2009 (Expresado en Nuevos Soles) ACTIVIDADES DE OPERACIÓN Cobranzas a clientes. 483,545, ,978,962 Intereses Cobrados y Dividendos Recibidos 1,772,457 3,056,680 Otros cobros en efectivo relativos a la actividad. 27,346,928 24,263,418 Pagos a proveedores y otros. (390,874,059) (317,367,477) Pagos de remuneraciones y otros beneficios. (26,098,188) (24,680,959) Pagos de impuestos y tributos. (58,539,435) (61,308,126) Intereses y Rendimientos (2'433,493) (3,462,408) Otros pagos en efectivo relativos a la actividad. -.- (15,642,861) EFECTIVO NETO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES 34,719,604 76,837,229 DE OPERACIÓN ACTIVIDADES DE INVERSIÓN Otros cobrros relativos a la actividad. 574,225 1,054,441 Compra de inmuebles, maquinaria y equipo. (91,566,358) (93,057,899) Otros pagos. Compra de intangibles (196,191) (1,228,239) EFECTIVO NETO APLICADO A LAS ACTIVIDADES DE (91,188,324) (93,231,697) INVERSION ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO Recursos obtenidos por préstamos bancarios. 135,000,000 42,235,194 Ingresos por emisión de acciones o nuevos aportes. 22,296, ,935 Pago de dividendos y otras distribuciones. (29,913,579) -.- Pago de préstamos obtenidos. (82,270,313) (16,205,270) EFECTIVO NETO (APLICADO) PROVENIENTE DE (EN) LAS ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO 45,112,744 26,922,859 AUMENTO (DISMINUCIÓN) DEL EFECTIVO EN EL (11,355,976) 10,528,391 EJERCICIO EFECTIVO AL INICIO DEL EJERCICIO 18,882,841 8,354, SALDO DE EFECTIVO AL FINAL EL EJERCICIO 7,526,865 18,882,841 ============ ============ 21

69 Continuación... CONCILIACION DE LA UTILIDAD NETA DEL EJERCICIO CON EL EFECTIVO NETO APLICADO EN LAS ACTIVIDADES DE OPERACION UTILIDAD NETA DEL EJERCICIO 38,132,815 40,496,767 Mas (menos) : Depreciación y amortización del periodo 38,753,205 30,996,391 Provisión de beneficios sociales 1,442,311 1,407,807 Provisiones diversas 1,025,648 1,693,063 CAMBIOS EN EL ACTIVO Y PASIVO Cuentas por cobrar comerciales, Disminución ( Aumento) (316,927) 5,912,200 Cuentas por Cobrar diversas, Disminución ( Aumento) (7,529,410) (5,267,439) Gastos Pagados por anticipado, Aumento (3,682,624) (6,646,564) Existencias, (Aumento) Disminución (2,914,824) (2,364,878) Otras cuentas por pagar, Disminución (2,436,713) 23,317,447 Cuentas por pagar comerciales, Disminución (30,627,110) (7,657,341) Ajustes Diversos Netos (2,000,192) (5,050,225) EFECTIVO NETO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE 34,719,604 76,837,229 OPERACIÓN =========== =========== 22

70 SECCION IV Información relativa al mercado de los valores inscritos en el registro Público del Mercado de Valores (10100) mantiene inscritas en el Registro del Mercado de Valores de Lima las acciones de la Clase A2, de propiedad de 764 accionistas privados, al 31 de diciembre del año 2010, las mismas que se negocian en la Bolsa de Valores de Lima. Los valores en circulación de esa Clase de Acción ascienden a ,173 acciones. Al 31 de diciembre del año 2010 se encuentran registradas en CAVALI ICLV S.A. un total de ,585 acciones Clase A2 de propiedad de 475 accionistas privados, las cuales representan el 89% del total de acciones Clase A2 en circulación. Las restantes 3 613,588 acciones pertenecen a 289 accionistas privados que mantienen certificados físicos. La evolución de la cotización de la acción Clase A2 durante el período se detalla en el siguiente cuadro, donde se puede observar el repunte alcanzado durante el año 2007, donde la acción llegó a cotizarse por encima de su valor nominal, alcanzando su valor máximo en el mes de abril-2007 cuando registró un valor de S/ por acción. En el año 2010 la cotización máxima se alcanzó en el mes de diciembre (S/. 0.58) y la mínima en el mes de febrero y marzo (S/. 0.34), alcanzando un valor promedio de S/ para el año. La evolución durante la última década es la siguiente: 23