MEMORIA ANUAL 2013
Contenido I. La Empresa 1.1 Consorcio Transmantaro 1.2 Carta del presidente del directorio 1.3 Declaración de responsabilidad 1.4 Información general 1.5 Estructura de la propiedad 1.6 Accionistas 1.7 Directorio 1.8 Principales ejecutivos II. El Sistema 2.1 Desempeño del sector 2.2 Operación y mantenimiento del sistema 2.3 Proyectos
III. Clientes 3.1 Nuevos negocios IV. Sociedad V. Gestión Estratégica VI. Gestión Financiera 6.1 Indicadores de gestión 6.2 Inversiones de capital VII. Buen Gobierno 7.1 Comité de auditoría 7.2 Línea ética
I La Empresa
MEMORIA ANUAL 2013 1.1 CONSORCIO TRANSMANTARO Consorcio Transmantaro S.A. (CTM) es una empresa peruana que forma parte del grupo empresarial ISA, el mayor transportador internacional de energía en Latinoamérica. 1.2 CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO Estimados lectores Me es muy grato presentarles la Memoria Anual 2013 de Consorcio Transmantaro (CTM) El desempeño operativo y financiero Consorcio Transmantaro durante el año 2013 fue muy positivo, hecho que se refleja por el grado de inversión obtenido por las agencias clasificadoras internacionales de Moody s y Fitch (Baa3 y BBB-, respectivamente). La empresa, durante dicho periodo mantuvo un muy alto desempeño, logrando un nivel de disponibilidad de energía de 99.70%, un índice muy adecuado para el sector. El hecho más destacado del año para CTM durante el periodo fue el empezar a construir el proyecto Línea de Transmisión 500 kv Mantaro- Marcona-Socabaya-Montalvo y Subestaciones Asociadas, que tiene como objetivo el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de la línea cuya longitud aproximada es de 900 km y capacidad de 1600 MVA. Su puesta en operación permitirá que la energía generada en el centro sea transferida al sur del país para
atender el crecimiento previsto de la demanda. Se tiene prevista la puesta en operación comercial en noviembre de 2016 y generará ingresos anuales por USD 41.5 millones. La calidad del servicio de transmisión ha venido mejorando a lo largo del tiempo. Así, el número de fallas por cada 100 km-año para las líneas de 220 kv fue 2.18 en 2013, el cual permanece por debajo de la meta para una línea en 220 kv. Al finalizar 2013 se venían ejecutando proyectos de concesión que comprenden la instalación de 2745 MVA de transformación y 1780 MVAr de compensación, además de la construcción de 1.666 km de líneas de transmisión con una inversión del orden de USD 700.39 millones. La gestión de la empresa fue realizada por Red de Energía del Perú, empresa que cumplió con sus compromisos y nos permitió seguir adelante con nuestro desarrollo. Finalmente, quiero destacar la participación de los accionistas de Consorcio Transmantaro, Interconexión Eléctrica ISA y Empresa de Energía de Bogotá, quienes a lo largo de los años han mantenido un compromiso constante con el crecimiento de la empresa y el desarrollo Del Perú. Muchas gracias Luis Fernando Alarcón Mantilla Presidente del Directorio
1.3 DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD El presente documento contiene información veraz y suficiente respecto al desarrollo del negocio de Consorcio Transmantaro S.A. durante el año 2013. Sin perjuicio de la responsabilidad que compete al emisor, los firmantes se hacen responsables por su contenido conforme a las disposiciones legales aplicables. Luis Fernando Alarcón Mantilla Presidente del Directorio Carlos Mario Caro Sánchez Gerente General
1.4 INFORMACIÓN GENERAL Consorcio Transmantaro S.A. tiene por objeto la construcción, operación y mantenimiento de redes de transmisión de energía eléctrica y el desarrollo de sistemas, actividades y servicios de telecomunicaciones. Inicialmente la sociedad se creó para desarrollar la actividad de transmisión eléctrica como concesionaria de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, para unir el Sistema Interconectado Centro-Norte con el Sistema Interconectado del Sur. La empresa fue constituida el 30 de enero de 1998 e inscrita en la oficina registral de Lima con la partida N 11014647 del Registro de Personas Jurídicas. En 1997, el Estado Peruano convocó a concurso público internacional para la concesión y operación del proyecto de la línea de transmisión de energía eléctrica Mantaro-Socabaya, a fin de interconectar el Sistema Interconectado Centro-Norte (SICN) con el Sistema Interconectado del Sur (SIS) y constituir el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). El 15 de enero de 1998, la Comisión de Promoción de Concesiones Privadas (Promcepri) adjudicó la buena pro del concurso público internacional para la concesión eléctrica del sistema de transmisión Mantaro-Socabaya a Consorcio Transmantaro S. A. (CTM). El operador estratégico para operar la Línea Mantaro-Socabaya fue Hydro-Québec International Inc. El 27 de febrero de 1998, CTM suscribió con el Ministerio de Energía y Minas -en representación del Estado- el Contrato BOOT para el diseño, suministro, construcción y explotación del Sistema de Transmisión Mantaro Socabaya (sistema principal de transmisión) por un plazo de 33 años, luego del cual los bienes objeto de la concesión serán transferidos al Estado. El 8 de octubre de 2000, CTM comenzó la operación de la Interconexión Mantaro-Socabaya, con lo cual se interconectó la transmisión eléctrica del SEIN. A partir del 12 de diciembre de 2006, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA), con la participación accionaria de la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB), pasó a ser el nuevo operador estratégico de la empresa.
En la actualidad, Red de Energía del Perú (REP) actúa como Centro Gestor de Consorcio Transmantaro, prestando servicios de gestión integral, técnica y administrativa. Tipo de sociedad Sociedad Anónima RUC 20383316473 C.I.I.U. 4011 Domicilio legal Avenida Juan de Arona N 720, Oficina 601, San Isidro, Lima 15046 (Perú) Teléfono +51 (1) 7126600 Fax +51 (1) 712 6845 Auditor externo Beltrán, Gris & Asociados Sociedad Civil de Responsabilidad Limitada - Firma miembro de Deloitte Touche Tohmatsu Limited Clasificadoras de riesgo Fitch Ratings Moody s Investors Service 1.5 ESTRUCTURA DE LA PROPIEDAD El capital de la sociedad autorizado, suscrito y pagado al 31 de diciembre de 2013 está representado por 580 714,259 acciones comunes de un valor nominal de S/.1.00 cada una. El capital social, en tanto, asciende a S/. 580 714,259.
1.6 ACCIONISTAS Los accionistas de Consorcio Transmantaro son Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) y Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB), importantes actores del sector energía latinoamericano. Composición accionaria al 31 de diciembre de 2013. No. Accionista % País 1 Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 60 Colombia 2 Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P 40 Colombia Total 100 Accionistas titulares del capital social de las personas jurídicas titulares de las acciones de la empresa (5% o más). 1 Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P % País Ministerio de Hacienda y Crédito Público 51.41 Colombia Empresas Públicas de Medellín 10.17 Colombia Fondo de Pensiones Obligatorias Protección Moderado 5.57 Colombia Ecopetrol 5.32 Colombia Accionistas con menos del 5% de las acciones 27.53 Total 100.00 2 Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P % País Distrito Capital de Bogotá 76.28 Colombia Ecopetrol 6.87 Colombia Fondo de Pensiones Obligatorias Porvenir Moderado 4.36 Colombia
Corporación Financiera Colombiana 3.56 Colombia Otros 8.92 Total 100.00 1.7 DIRECTORIO El directorio de Consorcio Transmantaro está integrado por cinco directores titulares y cinco directores alternos. Estos son elegidos por la Junta General de Accionistas para un periodo de dos años, teniendo además la posibilidad de ser reelegidos de manera indefinida. Al 31 de diciembre de 2013, el directorio de Consorcio Transmantaro se encuentra conformado de la siguiente manera: PRESIDENTE Luis Fernando Alarcón Mantilla MIEMBROS TITULARES Bernardo Vargas Gibsone Guido Alberto Nule Amín Sandra Stella Fonseca Arenas Ernesto Moreno Restrepo MIEMBROS ALTERNOS Carlos Alberto Rodríguez López César Augusto Ramírez Rojas Brenda Rodríguez Tovar Felipe Castilla Canales Ricardo Roa Barragán
Luis Fernando Alarcón Mantilla Asumió la presidencia del directorio de Consorcio Transmantaro el 20 de marzo de 2007, siendo gerente general de ISA desde enero de ese mismo año. Nacido en Bucaramanga, Colombia, previamente se desempeñó como presidente de la Asociación de Administradoras de Fondos de Pensiones y Cesantías (ASOFONDOS). Asimismo, fue ministro de Hacienda y Crédito Público de Colombia y representó a Colombia como director ejecutivo en el Banco Interamericano de Desarrollo. También fue presidente de la Flota Mercante Grancolombiana y miembro de las Juntas Directivas del Banco de Bogotá, la Bolsa de Valores de Colombia, Petrocolombia S.A., ISA, CTEEP e INTERNEXA, entre otras compañías y entidades financieras. Es ingeniero civil con postgrado en Economía de la Universidad de los Andes. Posteriormente obtuvo un Master of Science en Ingeniería Civil (Sistemas de Recursos Hidráulicos) en el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT), y en 1995 participó en el Programa Avanzado de Gerencia de la Universidad de Oxford. Bernardo Vargas Gibsone Director de Consorcio Transmantaro desde el 21 de agosto del 2012. Como socio fundador de Nogal ha liderado varias transacciones importantes. Antes de fundar Nogal se desempeñó como presidente de ING Barings en Colombia, donde fue responsable de todas las actividades de Banca de Inversión y Banca Corporativa. Se unió a Baring Securities en 1994 como director de la Región Andina y de forma subsecuente fue nombrado presidente y CEO para las operaciones fusionadas de ING Barings en Colombia en enero de 1997. Es Economista de la Universidad de los Andes y tiene un MBA por la Universidad de Columbia. Su experiencia incluye participación como miembro de las juntas directivas de Spectrum, Amarilo, Asociación Tejido Humano, Fundación Best Buddies, Lumni y Dynamo. Guido Alberto Nule Amín Director de Consorcio Transmantaro desde el 12 de diciembre del 2006 y gerente general en Transelca desde setiembre de 1998. Estudió Economía en la Universidad del Atlántico, en Barranquilla, e hizo un diplomado en Banca de Desarrollo en la American University, Estados Unidos. Ocupó los cargos de presidente de Promigas (1983 1992), ministro de Comunicaciones de Colombia (1992) y ministro de Minas y Energía de Colombia (1992 1994), además se ha desempeñado como consultor y asesor de empresas (1994 1998).
Sandra Stella Fonseca Arenas Directora de Consorcio Transmantaro desde el 19 de marzo del 2013 y presidente de la Empresa de Energía de Bogotá. Ingeniera Electricista de la Escuela Colombiana de Ingeniería, con Master en Estudios Energéticos y MBA en Administración de Empresas en la Universidad de Sheffield Hallam, del Reino Unido. Ha desempeñado los cargos de directora ejecutiva de la Comisión de Regulación en Energía y Gas, directora de la División de Minas y Energía del Departamento de Planeación Nacional, entre otros. Ernesto Moreno Restrepo Director de Consorcio Transmantaro desde el 12 de diciembre del 2006. Es vicepresidente de Transmisión en Empresa de Energía de Bogotá (EEB). Estudió Ingeniería Eléctrica en la Universidad de los Andes, en Bogotá, e hizo la especialización en Administración de Empresas y Mercadeo de la Universidad de los Andes. Ha sido Jefe de División de Planeamiento Eléctrico en EEB. Carlos Alberto Rodríguez López Director alterno de Consorcio Transmantaro desde el 10 de diciembre del 2013. Vicepresidente Finanzas Corporativas de ISA. Economista con maestría en Economía y Desarrollo Económico por la Universidad de los Andes. Ha sido director del Departamento de Operaciones del Mercado del Banco de la República de Colombia y vicepresidente de Desarrollo del Mercado de la Bolsa de Valores de Colombia. En el grupo ISA fue gerente de Finanzas Corporativas. César Augusto Ramírez Rojas Director alterno de Consorcio Transmantaro desde el 10 de diciembre del 2013. Vicepresidente Técnico Transporte Energía de ISA. Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional de Colombia, Especialista en Gerencia de la Calidad de la Universidad EAFIT y Máster of Science en Investigación Operacional de la Universidad de Strathclyde, Escocia, UK. Se vinculó a ISA en 1980 y los últimos cargos que ha desempeñado son Gerente Administrativo, Gerente Estrategia Corporativa y por último se desempeñó como Presidente de CTEEP, Filial de ISA en Brasil.
Brenda Rodríguez Tovar Directora alterna de Consorcio Transmantaro desde el 12 de diciembre 2006, es gerente financiera en Transelca. Economista de la Universidad Simón Bolívar con postgrado en Administración Financiera por la Universidad del Norte, Colombia; y un MBA otorgado por la Universidad de los Andes, Colombia. Anteriormente estuvo vinculada a Terpel del Norte, ocupando diferentes posiciones en dicha empresa. La última, como subgerente financiero. Felipe Castilla Canales Director alterno de Consorcio Transmantaro desde el 10 de diciembre del 2013, es vicepresidente financiero en Empresa de Energía de Bogotá. Ingeniero Civil de la Universidad de los Andes, ha realizado estudios de postgrado en Ciencias en la Universidad de Illinois, en Urbana Campaign. Cuenta con experiencia como vicepresidente financiero de ContourGlobal Latinoamérica y vicepresidente financiero de la Refinería de Cartagena (Reficar). Ricardo Roa Barragán Director alterno de Consorcio Transmantaro desde el 19 de marzo del 2013. Ingeniero mecánico de la Universidad Nacional. Miembro de la junta directiva de Codensa. Ha sido gerente general de ESSA (Electrificadora de Santander S.A ESP de Bucaramanga) y gerente de Mercadeo y Comercialización de la Electrificadora de Santander (ESSA) entre octubre de 2003 y diciembre de 2007.
1.8 PRINCIPALES EJECUTIVOS Carlos Mario Caro Sánchez Gerente general de Consorcio Transmantaro desde marzo de 2012. Es ingeniero electricista de la Universidad Nacional de Colombia con una Maestría en Logística Integral por la Universidad Pontificia Comillas, en Madrid. Ha desarrollado una exitosa carrera de 17 años en ISA. Se desempeñó como gerente de Suministros y Servicios en la compañía CTEEP, principal concesionaria privada del transporte de energía en Brasil, liderando con éxito su proyecto de la Optimización de la Cadena de Abastecimiento, implementando el modelo de strategic sourcing para las compras estratégicas de la misma. Asimismo fue director de Operaciones y Mantenimiento de Concesiones Viales de ISA, en Colombia, diseñando el modelo de operación y mantenimiento para el proyecto Autopistas de la Montaña, que consiste en la construcción, operación y mantenimiento de una concesión vial de 1210 km, en alta montaña.
Construimos importantes proyectos que impulsan el desarrollo del país
II El Sistema
MEMORIA ANUAL 2013 2.1 DESEMPEÑO DEL SECTOR Al cierre de 2013, el Perú alcanzó un crecimiento estimado de 5.21%, cifra que refleja un crecimiento proporcionando un marco de estabilidad para la inversión. La producción de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) alcanzó los 39,669.43 GWh durante el año 2013, la cual representa un incremento de 6.29% respecto a 2012. Durante 2013 la máxima demanda del SEIN fue 5,575.24 MW, ocurrida el miércoles 11 de diciembre, y representó un incremento de 5.37% respecto a la registrada en 2012. Para 2014 en el sector transmisión se prevé la puesta en operación comercial de la línea de transmisión a 500 kv Trujillo-Chiclayo y del proyecto Ampliación Cotaruse, que comprende la construcción de dos celdas de conexión adicionales a la ya existente, dos celdas más a las Bambas y una más para Ares.
2.2 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA CTM cuenta con 9 subestaciones y 2,465.4 km de circuitos de líneas de transmisión en 500, 220 y 138 kv. Además posee 3,638 MVA de capacidad de transformación operativa y 688 MVA de capacidad de transformación de reserva. Sus principales instalaciones son: La línea 220 kv Mantaro-Cotaruse-Socabaya, con una capacidad de transmisión de 505 MVA y que interconecta los sistemas Centro Norte y Sur; este proyecto consta de 1,221.6 km de circuitos de transmisión, compensación serie en Cotaruse y un SVC de +300/-100 Mvar en Socabaya. La línea 220 kv Platanal Chilca de 106.8 km, que permite a la C.H. El Platanal evacuar su capacidad de generación al SEIN. La línea 138 kv La Niña Bayovar de 40.61 km, que permite alimentar a la mina Miskimayo, que abarca también la transformación 220/138 kv en la subestación La Niña. Las líneas 500 kv Chilca Carabayllo y Carabayllo Chimbote Nueva Trujillo Nueva de 611.8 km de circuitos de línea, abarca las subestaciones Chilca, Carabayllo, Chimbote Nueva y Trujillo Nueva que consideran autotransformadores de 500/220 kv en las cuatro subestaciones y compensación shunt en Carabayllo, Chimbote Nueva y Trujillo Nueva. La línea 220 kv Trujillo Nueva Trujillo Norte de 7.82 km de circuitos de líneas que permite la conexión del sistema de 500kV al de 220kV en Trujillo Norte. La línea 220 kv Chilca Planicie-Carabayllo Zapallal de 200 km de circuitos, abarca sus respectivas celdas en las subestaciones
Chilca, Planicie y Carabayllo. Esta línea ha sido diseñada para convertirse de doble circuito en 220 kv a un simple circuito en 500 kv. La línea 220 kv Independencia Ica de 57.1 km, abarca sus respectivas celdas en las subestaciones Independencia e Ica. La línea 220 kv Piura Oeste Talara de 103.70 km, con una capacidad de 180 MVA, y paralelo al circuito existente de REP. El reactor serie R-26 que enlaza las subestaciones de Chilca REP y Chilca CTM, que ayuda a mitigar los problemas de cortocircuito que se presentan en las subestaciones de Lima. La línea 220 kv Pomacocha-Carhuamayo de 110 km, que permite evitar la congestión en esta zona y, además, un despacho económico sin restricciones. La línea 500 kv Chilca CTM-Fénix de 7.98 km, que permitirá a la C.T. Fénix Power evacuar su capacidad de generación al SEIN. La línea 500 kv Chilca CTM Olleros de 1.98 km, que permitirá a la C.T Santo Domingo de los Olleros evacuar su capacidad de generación al SEIN. CTM soporta sus actividades de operación y mantenimiento mediante contratos de servicios de operación y mantenimiento con la empresa Red de Energía del Perú, con lo que garantiza un servicio confiable a sus instalaciones distribuidas a lo largo del país. DESARROLLO DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA Durante el 2013 el crecimiento de la máxima demanda nacional y el déficit de generación en el área sur del SEIN, demandó un mayor uso de la línea 220 kv Mantaro-Socabaya, la cual fue repotenciada a 505 MVA en julio de 2011, mediante refuerzo de la capacidad de trasporte en la zona del Colca, la instalación de un SVC de +300/-100 Mvar y el aumento del nivel de compensación serie de la línea de 50% a 65% de su reactancia. Si bien esta repotenciación ha dado mayor capacidad de transmisión de energía eficiente del centro norte al sur del país por el orden de 200 MW adicionales, la atención de la demanda del sur se ha hecho más dependiente de la operatividad de este único enlace, lo que no otorga confiabilidad al sistema sur. En el mes de febrero se produjo la desconexión de la interconexión Mantaro-Socabaya debido a la rotura del cable de guarda por una fuerte
descarga atmosférica en una zona de difícil acceso. La rápida puesta en aplicación de nuestro Plan de Contingencia permitió reponer dicha línea en menos de 1 día. En diciembre entró en operación experimental la línea 500 kv Chilca- Poroma-Ocoña-Montalvo, de propiedad de ATS, la que se constituye como un segundo circuito de interconexión del Área Centro con el Área Sur, otorgando una mayor seguridad operativa al SEIN. Durante el 2013, en la línea de interconexión 220 kv Mantaro-Socabaya, se completó la medición de las puestas a tierra de la línea. Asimismo se adquirieron 70 separadores de fases y 225 descargadores de sobretensión para líneas de transmisión aéreas (TLA), los cuales serán instalados el 2014, luego del período de lluvias. También se realizó el estudio de confiabilidad de la línea a cargo de CESI, con la finalidad de mejorar el desempeño de las líneas frente al efecto galloping ocasionado por el efecto de las intensas nevadas y las intensas descargas atmosféricas que se han presentado en los últimos años. El estudio propuso mejoras en términos de reducción del número de fallas/100 km-año, principalmente, siguiendo la línea de acción tomada en años anteriores de instalar TLA s y la reducción en algunas torres de la impedancia a tierra de la torre. Las inversiones realizadas fueron de aproximadamente USD 528 mil. Además se realizó el reforzamiento de obras civiles de las líneas de transmisión de 220kV Mantaro-Cotaruse Socabaya (T-10 y T-603), por un monto aproximado de USD 755 mil. Adicionalmente, REP realizó un estudio de sobretensiones transitorias para determinar las características de los interruptores de 220kV de los transformadores de potencia 220/138kV de Socabaya. Este estudio recomendó reemplazarlos mediante nuevos interruptores equipados con resistencia de pre-inserción para evitar daños por sobretensiones en los transformadores de potencia. Esto permitirá el restablecimiento del sistema de 138 kv de Arequipa desde la barra de 220kV de Socabaya, en caso de colapso del Sistema Sur. Conjuntamente con ISA se preparó la oferta técnica para el concurso de la línea de transmisión en 500kV Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo, la cual fue adjudicada a CTM y se prevé su entrada en operación para noviembre de 2016. El 2013 se puso en operación las líneas L-2250 (Piura Oeste Talara), L- 5011 (Chilca CTM Fénix), L-5013 (Chilca CTM Santo Domingo de Olleros) y la línea L-2294 (Carhuamayo Pomacocha). Con respecto al plan de Expansión de REP 2014-2023, se recomienda que en el corto plazo se concrete el pase a 500kV de la línea de transmisión Chilca-Planicie-Carabayllo, la cual se encuentra operando a 220kV pese a haber sido construida para operar en 500kV. El reemplazo,
además, de los interruptores de los transformadores de potencia 220/138 kv de Socabaya mediante nuevos interruptores equipados con resistencia de pre-inserción para evitar daños por sobretensiones en los transformadores de potencia adicionalmente. También se recomienda el cambio de configuración de la SE Cotaruse de anillo cruzado a interruptor y medio. Esto, para lograr una mayor confiabilidad operativa de la subestación, como resultado de la ampliación de la subestación para incorporar las cargas de futuras proyectos mineros en el corto y largo plazo. INDICADORES DE SERVICIO La calidad del servicio de transmisión ha venido mejorando a lo largo del tiempo. Así, el número de fallas por cada 100 km-año para las líneas de 220 kv fue 2.18 en 2013, el cual permanece por debajo de la meta para una línea en 220 kv. Número de fallas/100 Km-año LT 220KV 4.5 4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 L 220 kv 3.93 1.88 1.48 1.48 1.24 1.56 2.18 Desde el punto de vista de la continuidad del servicio de la operación y mantenimiento, la red de CTM registró una disponibilidad de 99.70%.
99.9% 99.6% 99.3% 99.0% 98.7% 98.4% 98.1% 99.87% 99.79% 99.36% 99.59% 99.53% 99.67% 99.51% 99.70% 99.30% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Equipo Nivel de tensión Indisponibilidad (%) Disponibilidad Mantenimiento Falla % Líneas 500kV 0.69% 0.01% 99.30% Líneas 220kV 0.31% 0.16% 99.52% Líneas 138 kv 0.09% 0.00% 99.91% Transformadores 500kV 0.40% 0.00% 99.60% Transformadores 220kV 0.08% 0.00% 99.92% Transformadores Miskimayo 220 kv 0.05% 0.00% 99.95% Comp. Reactiva 0.20% 0.10% 99.70% En el índice de Energía No Suministrada alcanzó un nivel 270.5 MWh, ubicándose debajo de la meta anual de 2013. 2.3 PROYECTOS En 2013 CTM continuó con el desarrollo de diferentes proyectos obtenidos a través de concursos públicos internacionales y cuyos avances destacamos:
La construcción y puesta en operación comercial el 04 de mayo de 2013 de la línea de transmisión en circuito simple a 220 kv entre Talara y Piura, y la adecuación de las subestaciones asociadas, que comprendió la construcción de 103 km de línea, que mejoran la seguridad y confiablidad del suministro de energía en el norte del país. La inversión estimada para la ejecución de este proyecto fue de USD 20.3 millones. La construcción y puesta en operación comercial el 20 de septiembre de 2013 de la línea de transmisión en circuito simple a 220 kv Pomacocha Carhuamayo con una longitud de 110 km de línea y la adecuación de las subestaciones asociadas, que refuerzan la transmisión de la zona de la sierra central. Este proyecto contó con una inversión estimada de USD 23.5 millones. En enero de 2013 se logró el reinicio del Proyecto Línea de Transmisión Machupicchu Abancay Cotaruse en 220 kv y la construcción de subestaciones asociadas, el cual se encontraba suspendido. Hacia finales del año pasado se esperaba la aprobación del PMA para poder iniciar obras. Su puesta en operación comercial está planeada para enero de 2015. En el proyecto de construcción y puesta en operación comercial de la línea de transmisión a 500 kv Trujillo-Chiclayo y la adecuación de las subestaciones asociadas se avanzó en un 89%. Se prevé su puesta en operación para el primer semestre de 2014. Se inició la ejecución del Contrato SGT Línea de transmisión 500 KV Mantaro Marcona Socabaya Montalvo en 500 kv y subestaciones asociadas. Este proyecto comprende la construcción de 920 km de líneas, una capacidad de transmisión de 1400 MVA, la construcción de dos subestaciones nuevas y la ampliación de tres subestaciones. Su puesta en operación comercial está planeada para el último trimestre de 2016. PROYECTOS DE TERCEROS
En cuanto a los proyectos encargados por empresas del sector privado, en el 2013 entraron en operación comercial la Línea de Transmisión a 500 kv SE Fénix SE Chilca 220/500 kv, con una longitud de 7.9 km y subestaciones asociadas y el proyecto Línea de Transmisión a 500 kv SE Olleros SE Chilca 220/500 kv, con una longitud de 1.98 Km. Adicionalmente, se viene ejecutando la construcción del proyecto Ampliación Cotaruse, que comprende la construcción de dos celdas de conexión a la subestación existente, dos celdas para salidas hacia las Bambas y una celda de conexión para la Minera Suyamarca. Este proyecto entrará en operación comercial en enero de 2014. Al finalizar 2013 se venían ejecutando proyectos de concesión que comprenden la instalación de 2745 MVA de transformación y 1780 MVAr de compensación, además de la construcción de 1.666 km de líneas de transmisión con una inversión del orden de USD 700.39 millones.
III Clientes
En 2013 la facturación por los servicios que prestó Consorcio Transmantaro ascendió a S/. 222.69 millones, sin considerar el Impuesto General a las Ventas. Los ingresos incluyen el peaje por conexión y el ingreso tarifario del Sistema Principal de Transmisión por el 51.8% de los ingresos, del Sistema Garantizado de Transmisión por el 34.9%, los servicios de transmisión Sistema Complementario de Transmisión SCT del orden de 13% y por servicios complementarios y técnicos especializados por el 0.2%, como se muestra en el siguiente cuadro: INGRESOS CTM Facturación 2013 S/. I - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (SPT ) 115 455 160.73 II - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (SCT ) 29 038 503.68 III - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (SGT ) 77 775 359.57 IV - INGRESOS POR SERVICIOS COMPLEMENT ARIOS Y T ÉCNICOS ESP. 423 484.75 TOTAL INGRESOS SERVICIOS 222 692 508.73 SGT 34.9% Facturación por Servicios del Año 2013 OTROS 0.2% SPT 51.8% SPT SCT SGT OTROS SCT 13.0%
Los clientes a los cuales la compañía prestó servicios de transmisión en el año 2013 fueron: Aguas y Energía del Perú Eléctrica Santa Rosa San Gabán Aipsa Electroperú SDE Piura Celepsa Enersur SDF Energía Chinango Gepsa Shougesa Duke Energy Egenor Hidrocañete Sinersa Edegel Hidroeléctrica Santa Cruz SN Power Perú Eepsa Kallpa Generación Sociedad Minera Corona Egasa Maja Energía S.A.C. Termoselva Egemsa Maple Etanol Termochilca Egesur Petramás Yanapampa Los clientes a los cuales la compañía prestó servicios de transmisión derivados de Contratos del SCT en el año 2013 fueron: Celepsa Compañía Minera Misky Mayo Fénix Duke Energy Egenor Kallpa Termochilca Durante el primer semestre de 2013, Consorcio Transmantaro sustentó ante el OSINERGMIN la liquidación anual de los ingresos por el servicio de Transmisión Eléctrica, correspondiente al período marzo 2012- febrero 2013. Se aplicó el procedimiento establecido en la Resolución de OSINERGMIN Nº 336-2004-OS/CD y el índice Finished Goods Less Food and Energy (índice WPSSOP3500) del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos, el cual varió de 148.6 a 184.5 entre septiembre de 2000 y febrero de 2013, para la actualización del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Mediante la Resolución OSINERGMIN N 053-2013-OS/CD y su modificatoria Resolución N 135-2013-OS/CD, se fijó el Costo Total de Transmisión para el periodo mayo 2013 abril 2014 en US$ 46.46 millones, constituido por: (i) Anualidad del VNR de US$ 27.62 Millones, (ii) Anualidad del Monto a Restituir de la Adenda Nº 5 de US$ 1.1 Millones, (iii) Costo Anual de Operación y Mantenimiento de US$ 6.3 Millones, (iv) Anualidad del VNR y Costo Anual de Operación y Mantenimiento de la Adenda N 8 de US$ 12.24 Millones y (v) la Liquidación Anual US$ -0.77 Millones.
3.2 NUEVOS NEGOCIOS En 2013, como resultado de la participación en los concursos llevados a cabo por PROINVERSIÓN, CTM suscribió un nuevo contrato de concesión para la construcción y operación de nueva infraestructura de transmisión. A eso se suma el acuerdo de inversión con terceros para la prestación del servicio de transmisión como parte del Sistema Complementario de Transmisión (SCT) en el marco de la Ley N 28832. En tal sentido, se tuvieron los siguientes logros: NUEVAS CONCESIONES Línea de Transmisión 500 kv Mantaro Marcona Socabaya Montalvo y Subestaciones Asociadas Proinversión convocó al Concurso Público Internacional en la modalidad de Concurso de Proyectos Integrales para otorgar en concesión el proyecto Línea de Transmisión 500 kv Mantaro-Marcona-Socabaya- Montalvo y Subestaciones Asociadas. La Buena Pro para la ejecución del proyecto, que forma parte del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) fue adjudicada a Interconexión Eléctrica S.A E.S.P ISA el 18 de julio de 2013, y el Contrato de Concesión fue suscrito entre el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y Consorcio Transmantaro (CTM) el 26 de setiembre del mismo año. Se tiene prevista la puesta en operación comercial en noviembre de 2016 y generará ingresos anuales por USD 41.5 millones. Este proyecto tiene como objetivo el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de la línea cuya longitud aproximada es de 900 km y capacidad de 1600 MVA. Su puesta en operación permitirá que la energía generada en el centro sea transferida al sur del país para atender el crecimiento previsto de la demanda. El crecimiento de la demanda eléctrica de la zona centro del país se incrementará cerca de 1,000 MW en los próximos 5 años por el incremento de las inversiones mineras. Finalmente, el proyecto abarca los departamentos de Huancavelica, Ica, Arequipa y Moquegua.
NEGOCIOS CON TERCEROS Conexión S.E. Suriray Luz del Sur El 31 de octubre de 2013 se suscribió con la Empresa Luz del Sur S.A.A. un Contrato por Servicios de Transmisión (SCT) para las siguientes instalaciones: i) Línea de transmisión de 220 kv, simple terna, desde la Central Hidroeléctrica de Santa Teresa hasta la SE Suriray, de aproximadamente 3 km de longitud, y ii) Una celda de 220 kv en la S.E. Suriray. Ambas instalaciones permitirán la conexión de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa, ubicada en Cusco, al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. El contrato suscrito es por un plazo de 30 años. En su papel de Centro Gestor de Consorcio Transmantaro, la empresa Red de Energía del Perú ejecuta la gestión social de la empresa sobre las 142 comunidades que integran su área de influencia.
IV Sociedad
En su papel de Centro Gestor de Consorcio Transmantaro, la empresa Red de Energía del Perú ejecuta la gestión social de la empresa sobre las comunidades que integran su área de influencia.
V Gestión Estratégica
5.1 INDICADORES DE GESTIÓN El monitoreo de la gestión estratégica asegura el mejoramiento continuo y el logro de los objetivos empresariales. La gestión estratégica de Consorcio Transmantaro reportó el cumplimiento de los siguientes resultados al finalizar el año 2013:
VI Gestión Financiera
Durante el año 2013, Consorcio Transmantaro (CTM) alcanzó un buen desempeño, lo cual se refleja por el grado de inversión obtenido por las agencias clasificadoras internacionales de Moody s y Fitch (Baa3 y BBB-, respectivamente). El 30 de abril del 2013 la Compañía realizó la colocación de la oferta internacional de valores bajo la Regla 144A y Regulación S del U.S. Securities Act de 1933. El 7 de mayo de 2013, se procedió con la emisión del bono denominado Senior Notes por US$ 450 millones. El destino de estos fondos se utilizó para refinanciar deudas a menores costos financieros. En el mes de octubre del 2013 se constituyó el tercer Fideicomiso de Gestión, cuyo financiamiento tiene como propósito realizar la ejecución del proyecto Línea de Transmisión Machu Picchu Abancay -Cotaruse en 220 kv. Beltrán, Gris y Asociados S. Civil de R.L. firma miembro de Deloitte Touche Tohmatsu Limited, auditora externa de CTM desde el año 2013, revisó los estados financieros preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera NIIF emitiendo opinión sin salvedades para el cierre del ejercicio fiscal 2013. Durante el ejercicio el auditor externo no efectuó servicios adicionales a la revisión de los estados financieros. Algunos servicios de asesorías especializadas fueron brindados por diferentes firmas de auditoría y consultoría. 6.1 RESULTADOS FINANCIEROS Al 31 de diciembre de 2013, el resultado neto del ejercicio es de US$ 20.3 millones, valor superior en 41.6% a los resultados obtenidos en el ejercicio del año 2012, producto principalmente de la entrada en operación comercial de: i) las Concesiones: L.T. Zapallal -Trujillo en 500 kv, L.T. Talara -Piura en 220 kv y L.T. Pomacocha - Carhuamayo en 220 kv, y ii) Contratos privados de transmisión: Fénix Power Perú S.A. por Conexión L.T. 500 kv S.E. Fénix S.E. Chilca y Termochilca S.A.C. por conexión S.E. Chilca Nueva. Los ingresos por servicios de transmisión de energía eléctrica de la compañía alcanzaron un valor de US$ 93.8 millones lo que significó un
incremento del 73.5% respecto a los ingresos del año 2012 (US$ 54 millones) principalmente por la entrada en operación de los proyectos antes mencionados e ingresos por la adenda N 10 del Contrato de Concesión L.T. Mantaro Socabaya. Respecto a la adenda N 10, ésta se suscribió con el Estado Peruano el 31 de octubre de 2013, en ella se acuerda modificar y aclarar la ejecución integra de sobre la Mensualización de la Tarifa. En tal sentido, las partes acuerdan restituir a la Compañía los montos dejados de percibir en el periodo comprendido entre marzo 2005 y abril 2014. El monto a restituir se efectuará con cargo a la tarifa durante el plazo que resta del Contrato BOOT Mantaro-Socabaya, a partir del 1 de mayo 2014, con una tasa de interés del 12 por ciento anual. Los ingresos financieros por arrendamientos financieros y adenda N 5 y N 10 alcanzaron un valor de US$ 15.2 millones lo que significó un incremento del 181% respecto a los ingresos del año 2012 (US$ 5.4 millones) principalmente por los ingresos de la adenda N 10 y por la entrada en operación comercial de los contratos privados antes mencionados. En conformidad con la NIC 17 los contratos privados se reconocen como arrendamientos financieros. En tal sentido, para fines contables parte de los ingresos relacionados a estos contratos se reclasifican como ingresos financieros. No obstante, el objetivo final de CTM al firmar estos contratos es percibir ingresos por la transmisión de energía. Asimismo, los ingresos financieros generados por las adendas N 5 y N 10 del contrato de Concesión L.T. Mantaro-Socabaya. Por tal motivo, CTM considera los intereses por contratos privados y los intereses generados de los ingresos por las adendas N 5 y N 10 del Concesión L.T. Mantaro- Socabaya como parte de los ingresos operativos para fines de calcular el EBITDA. Considerando lo mencionado anteriormente, los ingresos operacionales alcanzaron un valor total de USD 109 millones, lo cual significó un aumento del 83.3% respecto a los US$ 59.4 millones de ingresos del año 2012. Los costos y gastos operacionales (sin incluir Provisiones, Amortizaciones y depreciaciones por US$ 23.9 millones) alcanzaron un valor total de US$ 18.8 millones, lo cual refleja un incremento del 54.4% frente a los montos devengados en el año 2012 (US$ 12.2 millones). Ello ha sido resultado principalmente por el mayor servicio de
mantenimiento de las líneas de transmisión asociadas a la entrada en operación comercial de los nuevos proyectos anteriormente mencionados. En el año 2013 se presentó un incremento del EBITDA del 90.7%, al pasar de US$ 47.2 millones en el año 2012 a US$ 90.2 millones en el año 2013. Cabe mencionar que en aplicación de CINIIF 12, la compañía reconoce como gastos en el estado de ganancias y pérdidas, los costos de construcción de las líneas de transmisión, ya que de acuerdo con dicha interpretación, la compañía presta un servicio de construcción a favor del Estado Peruano. La norma establece también que se reconozca como ingreso el valor razonable del servicio brindado, que para el caso corresponde al mismo importe del costo incurrido, toda vez que no se genera ningún margen en estos servicios, al ser prestados, administrados y supervisados por la empresa relacionada Proyectos de Infraestructura (PDI). El valor de los referidos servicios asciende a US$ 76.3 millones, y no se han incluido en el resumen adjunto del estado de resultados por no afectar la utilidad operacional. El rubro de Provisión, Amortización y depreciación del ejercicio tuvieron un valor de US$ 23.9 millones, lo cual significó un aumento del 47.2% en relación al periodo anterior, explicado por una mayor amortización por la entrada en operación de los proyectos anteriormente mencionados. Información Financiera (Expresado en miles de US$) 2013 2012 Var.% Ingresos Operacionales 109,032 59,489 83.3 Ing. por servicios de transmisión de energía eléctrica 93,839 54,078 73.5 Ing. por arrendamiento financieros y adenda N 5 y N 10 15,194 5,411 180.8 Costos y Gastos de operación 18,836 12,196 54.4 EBITDA 90,196 47,293 90.7 Provisiones, Amortización y depreciación 23,968 16,277 47.2 Ingresos (gastos) Financieros (neto)* 35,679 11,196 218.7 Utilidad neta del año 20,342 14,369 41.6 * No incluye los ingresos por arrendamiento financieros e ingresos de las adenda N 5 y N 10
12,196 18,836 20,342 14,369 47,293 59,489 90,196 109,032 Información Financiera (Expresado en miles de US$) 140,000 120,000 100,000 80,000 60,000 40,000 20,000 0 Ingresos Operacionales Costos y Gastos de operación EBITDA Utilidad neta -20,000 2013 2012 Los ingresos financieros, sin considerar los arrendamientos financieros e ingresos por las adendas N 5 y N 10 del contrato de Concesión L.T. Mantaro-Socabaya, del año 2013 estuvieron compuestos por los intereses financieros de los excedentes de tesorería, la ejecución para el año 2013 alcanzó un valor de US$ 0.17 millones, frente a US$ 0.14 millones registrados en el año 2012. En lo que se refiere a los gastos financieros, presentan una ejecución de US$ 35.1 millones, frente a US$ 11.3 millones registrados en el año 2012, explicada principalmente por los mayores saldos de la deuda, dadas las mayores inversiones de proyectos.
Balance General (Expresado en miles de dólares US$) ACTIVO 2013 2012 Var. Activo corriente 46,621 32,776 13,846 Activo no corriente 819,444 740,786 78,658 Total activo 866,065 773,562 92,503 PASIVO Y PATRIMONIO NETO 2013 2012 Var. Pasivo corriente 22,095 33,059-10,963 Pasivo no corriente 552,248 469,124 83,124 Total pasivo 574,344 502,183 72,161 Patrimonio neto 291,721 271,379 20,342 Total pasivo y patrimonio neto 866,065 773,562 92,503 Los activos no corrientes de la compañía presentaron un aumento de US$ 78.6 millones, lo cual se explica principalmente por el incremento del activo intangible y las mayores cuentas por cobrar comerciales por la Adenda N 10 del Contrato de Concesión L.T. Mantaro-Socabaya. El pasivo corriente presentó una disminución de US$ 10.9 millones, debido a la reclasificación de los préstamos de corto plazo al pasivo no corriente. El pasivo no corriente se incrementó en US$ 83.1 millones, explicado principalmente por la reclasificación antes mencionada y el Préstamo bancario a mediano plazo firmado con el Banco de Crédito del Perú - BCP por hasta US$ 100 millones, de los cuales se han desembolsado US$ 61 millones para financiar el proyecto L.T. Trujillo-Chiclayo en 500 kv. Al finalizar el año, el patrimonio de la compañía alcanzó los US$ 291.7 millones, de los cuales US$ 194.4 millones corresponden a capital social y capital adicional, US$ 11.3 millones a reserva legal, y US$ 85.9 millones a resultados acumulados, incluyendo la utilidad del año. Durante el año 2013 no se recibió ningún aporte de capital.
291,721 271,379 502,183 574,344 773,562 866,065 Balance General (Miles de dólares USA) 1,000,000 900,000 800,000 700,000 600,000 500,000 400,000 300,000 200,000 100,000 0 Total activo Total pasivo Patrimonio neto 2013 2012 6.2 INVERSIONES DE CAPITAL Durante el año 2013, Consorcio Transmantaro ejecutó inversiones en gastos de capital por US$ 96.7 millones de los cuales US$ 81.7 millones corresponden a inversiones en proyectos asociados a concesiones, entre los que destacan: L.T. Trujillo-Chiclayo en 500kV, L.T. Machu Picchu Abancay Cotaruse en 220 kv, L.T. Zapallal Trujillo, L.T. Pomacocha- Carhuamayo en 200 kv, L.T. Mantaro Montalvo en 500 kv y L.T. Talara Piura en 220 kv. Las inversiones relacionados a los contratos privados de transmisión alcanzaron un valor de US$ 15.4 millones, donde destacan Minera Suyamarca S.A.C., ATN2 S.A. por conexión S.E. Cotaruse y Fénix Power Perú S.A. por Conexión L.T. 500 kv S.E. Fénix S.E. Chilca.
6.3 INDICADORES FINANCIEROS Indicadores 2013 2012 Indice de Endeudamiento Patrimonial 1.97x 1.85x Indice de Endeudamiento 0.66x 0.65x Indice de Liquidez - Prueba corriente 2.11x 0.99x Indice de Liquidez - Prueba acida 2.02x 0.95x EBITDA (miles de US$) 90,196 47,293 Margen EBITDA 82.7% 79.5% Margen Neto 18.7% 24.2%
VII Buen Gobierno
7.1 COMITÉ DE AUDITORÍA El principal propósito del Comité de Auditoría es asistir al Directorio en el cumplimiento de sus responsabilidades de vigilancia sobre el sistema de control interno de la Empresa. Sesiona por lo menos cuatro veces al año y está conformado por tres miembros. Sandra Fonseca Arenas, vicepresidente del directorio, presidente del Comité de Auditoría. Brenda Rodríguez Tovar, directora alterna. John Jairo Vásquez López, auditor corporativo del Grupo ISA. El gerente general y el auditor interno asisten a este comité con voz y sin voto. Este último participa como secretario técnico del comité. El auditor externo asiste como invitado cuando sea requerido por el Comité de Auditoría. 7.2 LÍNEA ÉTICA Red de Energía del Perú S.A. como empresa vinculada que gestiona las actividades de Consorcio Transmantaro S.A. le brinda el servicio de Línea Ética, herramienta implementada para colaborar en la prevención y detección del fraude y de conductas irregulares, a través de los siguientes canales: Línea gratuita: 0800-55305 Página web: https://www.lineaeticarep.com Correo electrónico: lineaeticarep@br.ictsglobal.com La Empresa no ha tenido conocimiento de casos de corrupción en los cuales se vea involucrada con terceros o se haya involucrado a sus colaboradores.