Memoria 2011

MEMORIA ANUAL2 0 1 1

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memoria anual

2011

1 5

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2 6

3 7

CARTA DEL PRESIDENTE

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oPERACIóN DEL SEIN

GESTIóN

PRoCESo DE mEjoRA CoNTINuA

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índiceCoNTRovERSIAS PoR DECISIoNES DEL CoES

4

7

10

19

27

33

39

43

MEMORIA ANUAL 20114 01 CARTA DEL PRESIDENTE 5

Ing. César Butrón FernándezPresidente del Directorio

Carta del Presidente

Señores miembros de la Asamblea de Integrantes:

Es grato dirigirme a ustedes para presentarles la memoria Anual del Comité de operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (CoES-SINAC), correspondiente al año 2011. Aun cuando no es lo usual en este tipo de documentos, en esta presentación me concentraré en los temas relacionados

con la gestión interna, ya que lo concerniente a las cifras y datos operativos se podrán encontrar en el cuerpo de la memoria.

El 2011 ha sido un año muy importante para el proyecto de transformación del CoES en una entidad moderna y orientada al servicio de sus integrantes y de la sociedad en general. Como es conocido, ante la necesidad de iniciar un proceso de cambio interno el año 2009, se obtuvo la aprobación de la Asamblea para contratar una consultoría que realizara un diagnóstico que sirva de base para la restructuración del CoES. Para ello, de acuerdo con el Estudio de Reingeniería, se debió cubrir un vacío central en la gestión del CoES: la definición de un plan estratégico, así como de la visión, misión y valores de la institución. Este estudio, que se ejecutó en el 2010, dio dos interesantes resultados: un diagnóstico que calificó la madurez de procesos del CoES con 1.42 en una escala de 1 a 5, y una propuesta de reorganización con un nuevo enfoque de Gestión por Procesos.

Esta propuesta de reorganización implicaba, sin embargo, la creación de 12 plazas de personal nuevas. En la Asamblea de Integrantes del 2010 se aprobó un Presupuesto de Gastos para el año 2011 que consideraba ocho plazas nuevas, comprometiéndose el Directorio a mostrar resultados durante la ejecución del presupuesto, y a sustentar y justificar la adición de las cuatro plazas más el año 2012, para cumplir con lo previsto en el Estudio de Reingeniería. Este compromiso se mediría con dos parámetros: alcanzar una calificación de 2 en el índice de madurez de procesos, e iniciar el proceso de Certificación de Calidad de los principales procesos operativos del CoES dentro de la norma ISo 9001.

Es por ello que el 2011 se orientaron todos los esfuerzos de la organización para alcanzar los objetivos proyectados, sin descuidar la atención de las labores rutinarias, que de por sí son complejas, laboriosas y tienen inesperados picos de congestión. Es así que se revisaron con detalle todos los procesos operativos y de apoyo del CoES, se documentaron adecuadamente, y se efectuaron los cambios organizativos recomendados por el Estudio de Reingeniería. El Directorio aprobó una nueva estructura organizativa y se hicieron los cambios y reubicaciones necesarias.

Simultáneamente, se dieron los primeros pasos para iniciar la implementación de un Sistema de Gestión de Calidad al interior de la organización, empleando como herramienta la norma ISo 9001. Con ayuda de una consultora especializada se elaboró el esquema de trabajo, la documentación necesaria y se decidió obtener la certificación de los subprocesos principales de transferencias, que involucró a todos los procesos de apoyo del CoES, como son los de Recursos Humanos, Logística, Sistemas e Informática, y Asesoría Legal.

El logro de los objetivos propuestos demandó innumerables horas de trabajo adicionales a las requeridas para las labores cotidianas, así como el compromiso total del Directorio, la alta dirección y todos los trabajadores del CoES. Todo este esfuerzo dio frutos y así, durante la Asamblea de Integrantes convocada en noviembre de 2011 –con el objeto de aprobar el Presupuesto para el año 2012–, se pudo anunciar con orgullo que una nueva medición de la madurez de procesos alcanzó el indicador de 2.4, y que se había avanzado mucho con el proceso de Certificación del Sistema de Gestión de Calidad del CoES al obtener las acreditaciones de los subprocesos de valorización de Transferencias de Energía Activa, Energía Reactiva, Transferencias de Potencia y Compensaciones de Transmisión. Es decir, que se había alcanzado la meta con creces.

No podemos dejar de mencionar que la coordinación de la operación del SEIN ha demandado mayores esfuerzos. Esto considerando que, como se sabe, el sistema no cuenta con un adecuado margen de reserva fría, por lo menos desde el año 2008. Esta circunstancia obliga a afinar cada vez más los detalles de la operación y enfrentar situaciones de restricción o riesgo cada vez con mayor frecuencia. Es pertinente resaltar la creatividad de los especialistas del CoES, quienes encontraron la manera de incrementar la potencia que se podía importar de Ecuador para cubrir los mantenimientos y las salidas de servicio de equipos de generación y líneas de transmisión en el norte del país, evitando numerosas restricciones del suministro.

El futuro se presenta expectante y con muchos retos. Se ha planificado obtener durante el 2012 la Certificación ISo 9001 de los principales procesos operativos del CoES, así como completar los ajustes y mejoras a la implementación de la nueva estructura organizativa y del plan estratégico. otro proyecto importante, derivado del cumplimiento de lo dispuesto por el Reglamento del mercado de Corto Plazo, será la adecuación de los procedimientos técnicos existentes y la propuesta de nuevos, así como los cambios significativos y las adecuaciones en los sistemas de información.

Por otro lado, se avizoran nuevos retos técnicos con el incremento del tamaño y complejidad del sistema, el inicio de operación de nuevas líneas de transmisión de 500 kv y de centrales de energías renovables no convencionales, no gestionables, que requerirán de nuevos y mejores modelos, sistemas automatizados y sistemas de información. Nada de esto se podrá conseguir sin el apoyo y la confianza brindada hasta hoy por los integrantes, a quienes expresamos nuestro mayor agradecimiento.

Finalmente, hago llegar mi agradecimiento y felicitación a todo el personal que labora en el CoES, que, con su permanente tenacidad, dedicación y compromiso, contribuyó en el logro de los objetivos del 2011, y ahora se encuentra preparado para enfrentar los nuevos desafíos.

Lima, 30 de marzo de 2012

MEMORIA ANUAL 20116 01 ENTORNO 7

01 entorno

1.1. Marco Legal

Las normas que regulan la naturaleza, composición y funciones del COES son la Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”; y su reglamento “Reglamento del COES”, aprobado con el Decreto Supremo N° 027-2008-EM. Entre las normas que regulan el sector eléctrico, se puede mencionar también al Decreto Ley N° 25844, “Ley de Concesiones Eléctricas”; y su reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; el Reglamento de Transmisión, aprobado con el Decreto Supremo N° 027-2007-EM; la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, aprobada por Decreto Supremo Nº 020-97-EM; y la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, aprobada por Resolución Directoral Nº 014-2005-EM/DGE.

Complementariamente, son normas de detalle los Procedimientos Técnicos del COES, los cuales, antes de la entrada en vigencia de la Ley N° 28832, eran aprobados por el Ministerio de Energía y Minas mediante resoluciones ministeriales, pero ahora, a partir de la vigencia de dicha norma, son aprobados por el OSINERGMIN, a propuesta del Directorio del COES.

Durante el 2011 se publicaron, entre otras normas, el Decreto Supremo N° 012-2011-EM, “Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables”; y el Decreto Supremo N° 031-2011-EM, “Decreto Supremo que reglamenta el Decreto de Urgencia N° 037-2008-EM”. Asimismo, se publicó el Decreto Supremo N° 027-2011-EM, “Reglamento del Mercado de Corto Plazo de Electricidad”, que establece, en su única disposición transitoria, la obligación del COES de elaborar los procedimientos de detalle necesarios para el funcionamiento del Mercado de Corto Plazo. Para el año 2012 se proyecta la presentación de la totalidad de los mismos para su respectiva aprobación por el OSINERGMIN.

De otro lado, durante el 2011 el OSINERGMIN aprobó las modificaciones integrales de los siguientes procedimientos técnicos: i) Procedimiento Técnico N° 03, “Pronóstico de la Demanda a Corto Plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional; ii) Procedimiento

01 E

NTO

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MEMORIA ANUAL 20118 01 ENTORNO 9

En cumplimiento del Decreto Supremo N° 011-2001 EM, publicado en febrero de 2001, que modifica los artículos 84°, 85°, 86°, 88° y 91° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, se cambió el Estatuto del COES y su denominación a Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC).

De acuerdo con la Ley Nº 28832, el COES está conformado por todos los agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por todos ellos. El COES tiene por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.

El presupuesto del COES es solventado con los aportes que realizan anualmente sus integrantes. Dichos aportes están en proporción a los ingresos obtenidos en el ejercicio anterior, por concepto de valorización de potencia y energía, a precio básico de potencia de punta, así como a costos marginales, respectivamente, más el ingreso tarifario y los peajes de conexión.

La Asamblea de Integrantes en su Sesión N° 20, del 18 de julio de 2008, aprobó el nuevo Estatuto del COES, adecuándolo a lo establecido por la Ley N° 28832 y por el Reglamento del COES. Posteriormente, en su Sesión N° 21, del 28 de noviembre del mismo año, modificó los artículos 16º, 19º, 28º y 35º del Estatuto con relación a la convocatoria y quórum de la Asamblea del COES.

Técnico N° 16, “Racionamiento por Déficit de Oferta”; y iii) Procedimiento Técnico N° 29, “Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema”.

Cabe mencionar que durante el 2011 se remitieron al OSINERGMIN los siguientes nuevos procedimientos técnicos para su aprobación: i) Información Hidrológica para la Operación del SEIN; y ii) Operación del SEIN en Situación Excepcional. Asimismo, se propusieron reformas integrales a los siguientes procedimientos técnicos: i) Procedimiento Técnico N° 22, “Reserva Rotante del SEIN”; y ii) Procedimiento Técnico N° 25, “Indisponibilidad de las Unidades de Generación”, así como diversas modificaciones en otros procedimientos técnicos.

1.2. Breve Reseña Histórica

El COES es una entidad privada sin fines de lucro que se creó el 27 de diciembre de 1994 con el acuerdo de los representantes de los titulares de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión del Sistema Interconectado Centro Norte, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Inició sus operaciones el 1 de enero de 1995 con la denominación de Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro Norte (COES-SICN). En octubre del año 2000 incorporó a las empresas que conformaban el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Sur (COES-SUR), debido a la interconexión de ambos sistemas mediante la línea de transmisión en 220 kV Mantaro-Socabaya.

Fuente: SouTHERN PERÚ - Cuajone

MEMORIA ANUAL 201110 MEMORIA ANUAL 201110 1102 QUIENES SOMOS 11

• Procurarlasmejorastecnológicasrequeridasparalograreficiencia.

2.2. Organigrama

El COES está constituido por una Asamblea, un Directorio y la Dirección Ejecutiva, los cuales cumplen diferentes roles en la organización. En el Gráfico N° 1 se aprecia el organigrama aprobado por el Directorio en su Sesión N° 376, el cual empezó a funcionar desde el 6 de junio de 2011.

Al finalizar el año 2011 el número total de trabajadores del COES fue de 95, de los cuales 29 correspondían a personal contratado a plazo fijo, y 66 a plazo indeterminado.

2.3. Integrantes

A fines de diciembre del 2011 el número de integrantes del COES se incrementó a 87, respecto a los 80 que se tenía en el 2010.

2.1. Funciones

El COES es un organismo técnico cuya finalidad es coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.

El COES ejerce las siguientes funciones de interés público:

• ElaboracióndelPlandeTransmisión.

• ElaboracióndeProcedimientosTécnicos.

• Asegurarelaccesooportunoyadecuadodelosinteresadosalainformación.

• AsegurarlascondicionesdecompetenciaenelMercadodeCortoPlazodeElectricidad.

02 Quiénes Somos

02 Q

UIE

NES

SO

MO

S


29 GENERADORES

33%

10 DISTRIBUIDORES

12%

40 USUARIOS LIBRES

46%

8 TRANSMISORES

9%

Tabla N°1Lista de Integrantes del COES

Nº RAZÓN SOCIAL

GENERADORES

1 Agroindustrial Paramonga S.A. A.

2 Aguas Y Energía Perú S.A.

3 Celepsa Compañía Eléctrica El Platanal S.A.

4 Chinango S.A.C.

5 Duke Energy Egenor S. En C. Por A.

6 Edegel S.A.A.

7 Eléctrica Santa Rosa S.A.C.

8 Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A.

9 Empresa de Electricidad del Perú S.A.

10 Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.

11 Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A.

12 Empresa de Generación Eléctrica machupicchu S.A.

13 Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A.

14 Empresa Eléctrica de Piura S.A.

15 Empresa Generadora de Energía Del Perú S.A.

16 Enersur S.A.

17 Esco Compañía De Servicios de Energía Sac

18 Hidrocañete S.A.

19 Hidroeléctrica Santa Cruz Sac

20 Illapu Energy S.A

21 Kallpa Generación S.A.

22 maja Energía S.A.C

23 Petramas S.A.C

24 SDF Energía Sac

25 Shougang Generación Eléctrica S.A.A.

26 Sindicato Energético S.A.

27 Sn Power Peru S.A.

28 Sociedad minera Corona S.A.

29 Termoselva S.R.L.

38 Electro Sur Este S.A.A.

39 Electro Sur S.A.

40 Electrocentro S.A.

41 Electrodunas S.A.A.

42 Electronoroeste S.A.

43 Empresa De Distribución Eléctrica de Lima Norte S.A.A

44 Empresa Regional De Servicio Público de Electricidad Del Norte S.A.

45 Empresa Regional De Servicio Público de Electricidad Electronorte medio S.A.

46 Luz del Sur S.A.A.

47 Sociedad Eléctrica del Sur oeste S.A.

TRANSMISORES

DISTRIBUIDORES

30 Abengoa Transmisión Norte S.A

31 Compañía Transmisora Norperuana S.R.L

32 Consorcio Energético De Huancavelica S.A.

33 Consorcio Transmantaro S.A.

34 Eteselva S.R.L.

35 Interconexión Eléctrica Isa Perú S.A.

36 Red De Energía Del Perú S.A.

37 Red Eléctrica Del Sur S.A.

Nº RAZÓN SOCIAL

USUARIOS LIBRES

48 Cemento Andino S.A.

49 Cementos Lima S.A.

50 Cementos Pacasmayo S.A.A.

51 Cerámica Lima S.A.

52 Cerámica San Lorenzo S.A.C

53 Compañía De minas Buenaventura S.A.A.

54 Compañía Industrial Textil Credisa - Trutex S.A.A.

55 Compañía minera Antamina S.A.

56 Compañía minera Ares S.A.C.

57 Compañía minera Casapalca

58 Compañía minera Condestable S.A.

59 Compañía minera Condestable S.A.

60 Compañía minera miskimayo S.R.L

61 Corporación Aceros Arequipa S.A.

62 Doe Run Peru S.R.L.

63 Empresa minera Los Quenuales S.A.

64 Empresa Siderúrgica Del Perú S.A.A.

65 Exsa S.A.

66 Fundición Callao S.A.

67 Gloria S.A.

68 Gold Fields La Cima S.A.

69 Industrias Cachimayo S.A.C.

70 messer Gases Del Perú S.A.

71 metalurgica Peruana S.A.

72 minera Barrick misquichilca

73 minera Colquisiri S.A.

74 minera Yanacocha S.R.L

75 minsur S.A.

76 Papelera Nacional S.A.

77 Perubar S.A.

78 Productos Tissue Del Perú S.A.

79 Quimpac S.A.

80 Shougang Hierro Peru S.A.A.

81 Sociedad minera Cerro verde S.A.A.

82 Southern Perú Copper Coporation, Sucursal Del Perú

83 Tecnología De Alimentos S.A.

84 unión De Cervecerías Peruanas Backus Y johnston S.A.A.

85 volcán Compañía minera S.A.A.

86 Xstrata Tintaya S.A.

87 Yura S.A.

En el 2011 se integraron al COES un usuario libre: la Compañía Minera Casapalca S.A.; y seis generadores: Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A., Aguas y Energía Perú S.A., Hidrocañete S.A., Illapu Energy S.A., Petramas S.A.C. y Eléctrica Santa Rosa S.A.C.

2.4. Asamblea

Al 31 de diciembre de 2011 la Asamblea quedó conformada por 87 Integrantes Registrados, los que se detallan en la Tabla N°1.

En cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 9° del Capítulo I del Reglamento del COES, y del Artículo 15° de su Estatuto, la Asamblea realizó dos sesiones:

• SesiónN°26realizadael30demarzodel2011

Participaron 62 integrantes de un total de 81 registrados.

La agenda fue la siguiente:

- Aprobación de la Memoria del año 2010

- Aprobación del balance, estados financieros y ejecución presupuestaria correspondiente al ejercicio 2010

- Delegación al Directorio de la designación de los auditores externos para el ejercicio 2011.

Gráfico N° 1Estructura órganica del COES

(*) Funcionamiento suspendido hasta el 2012 por acuerdo del Directorio de la Sesión No 376

Gráfico N° 2Integrantes del COES SINAC 2011


El Directorio del COES, elegido en julio de 2008, está conformado por:

I. César Butrón Fernández, presidente del Directorio, quien es ingeniero mecánico electricista de la UNI, y cuenta con un curso de posgrado en Ingeniería y Administración de Sistemas Eléctricos de Potencia, en Suecia, así como estu-dios completos de maestría en Regulación de Servicios Públicos en la PUCP. Anteriormente ocupó el cargo de presidente del Directorio de Electroperú, además de otros puestos directivos relacionados con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Tiene una experiencia laboral de más de 25 años.

II. Amadeo Prado Benítez, elegido por el Subcomité de Distribuidores, es ingeniero mecánico electricista de la UNI, y cuenta con estudios en Planeamiento de Sistemas Eléctricos realizados en Brasil y auspiciados por el Banco Mundial. Ha sido asesor del Viceministerio de Energía, y ha ocupado otros puestos directivos relacionados con la energía eléctrica. Tiene una experiencia laboral de más de 45 años.

III. Gilberto Luy Pintado, elegido por el Subcomité de Usuarios Libres, es ingeniero electricista por la Universidad de Columbia Británica, Vancouver, Canadá. Anteriormente trabajó para la Texas Instruments Inc., y ocupó los cargos de Superintendente de Mantenimiento Eléctrico y de Servicios Generales en la Southern Peru Copper Corp. y la Compañía Minera Antamina S.A., respectivamente. Además ocupó otros puestos relacionados con grandes proyectos de inversión, y cuenta con una experiencia laboral de más de 45 años.

IV. Sergio Bravo Orellana, elegido por el Subcomité de Transmisores, es ingeniero mecánico de la UNI, magíster en Administración de Empresas por ESAN, PhD (c) por ESADE-España, y tiene una especialización en Finanzas en UCLA-Estados Unidos. Es además decano de ESAN y director del FRI/ESAN. Ha sido vice ministro de Transportes, presidente de los CEPRIS de ProInversión, director de diversas empresas eléctricas, gerente de Finanzas y de Inversiones de Electroperú, director de la Sunass, además de otros puestos directivos y gerenciales. Tiene una experiencia laboral de 25 años.

V. Mario Calmet Agnelli (+),elegido por el Subcomité de Generadores, fue ingeniero mecá-nico electricista de la UNI, y realizó un posgrado en Generación y Transmisión de Ener-gía Eléctrica en Inglaterra, así como diversos cursos de ese nivel académico en ESAN, Japón, Suiza, entre otros. Durante su vida profesional ocupó el cargo de gerente general de PA Consulting Services S.A.C., además de otros puestos directivos como director de Operaciones del COES-SICN, y secretario técnico de la Comisión de Tarifas Eléctricas. Tuvo una experiencia laboral de más de 45 años. Falleció el 18 de agosto de 2011.

IV. Ismael Aragón Castro, elegido por el Subcomité de Generadores del COES el 22 de setiembre de 2011, es ingeniero mecánico electricista de la UNI. Anteriormente ocupó el cargo de director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas. Desempeñó cargos en empresas del sector como Electroperú, S&Z Consultores, Distriluz, y desarrolló servicios de asesoría, consultoría y labor docente. Tiene más de 35 años de experiencia laboral.

• SesiónN°27realizadael30denoviembrede2011

Participaron 66 integrantes de un total de 86 registrados.

La agenda fue la siguiente:

- Aprobación del presupuesto del COES para el 2012

- Reemplazo del Director elegido por el Subcomité de Generadores, por el fallecimiento del titular, Ing. Mario Calmet Agnelli.

2.5. Directorio

El COES cuenta con un Directorio compuesto por cinco integrantes: cuatro elegidos por los respectivos subcomités; y el Presidente del Directorio, designado por la Asamblea. Asimismo, el Directorio cuenta con las áreas de Asesoría Legal y la Oficina de Perfeccionamiento Técnico.

Se hace una especial mención a la memoria de nuestro director Mario Calmet Agnelli, quien durante sus años de vida profesional como ingeniero se distinguió por su constante dedicación al desarrollo del sector eléctrico del Perú, y cuya destacada trayectoria se vio interrumpida con su fallecimiento ocurrido el 18 de agosto de 2011.

Miembros del Directorio:

• Ing. Amadeo Prado Benítez.

• Ing. Sergio Bravo Orellana.

• Ing. César Butrón Fernández.

• Ing. Ismael Aragón Castro.

• Ing. Gilberto Luy Pintado.


Ing. Alex León Juscamaita (Subdirector de Programación (e)),

Ing. Leonardo Dejo Prado (Subdirector de Evaluación), Ing. Francisco Torres

García (Director de Operaciones), Ing. Freddy Rengifo Vela (Subdirector de

Coordinación)

Ing. Edgar Rosell Calderón (Subdirector de Planificación),

Ing. Eduardo Antúnez de Mayolo Ramis (Director de Planificación de

Transmisión), Ing. Roberto Ramírez Arcelles (Subdirector de Nuevos

Proyectos), Ing. Tomás Montesinos Yépez (Subdirector de Gestión de la

Información).

Abogado Pablo Okumura Suzuki (Jefe del Departamento Juridica

y Regulatoria), Lc. Guillermo Perea Gómez De la Torre (Jefe del Departamento de Administración), Ing. Elmer Palpan Chávez (Jefe del Departamento de Tecnología de la

Informática (e))

2.6. Funcionarios

Los funcionarios de la Dirección Ejecutiva durante el año 2011 fueron los siguientes:

Ing. Jaime Guerra Montes de Oca

Director Ejecutivo (e)

Abogada Maritza Gonzáles Chávez (Asesoria Legal y Secretaria del

Directorio), Ing. César Butrón Fernández (Presidente del COES) y el Ing. Vladimir

Sánchez Valdivieso (Jefe de la Oficina de Perfeccionamiento Técnico)

MEMORIA ANUAL 201118 MEMORIA ANUAL 201118 1903 OPERACIONES DEL SEIN 19

EDEGEL 23,13%

ELECTROPERÚ 20,55%

ENERSUR 13,28%

KALLPA 1,34%

EGENOR 6,58%

SN POWER 4,78%

EGASA 3,77%

CELEPSA 3,48%

CHINANGO 3,30%

SAN GABÁN 2,12%

EGEMSA 2,11%

EEPSA2,00%

TERMOSELVA 1,39%

EGESUR 0,55%

0,44% SDF ENERGÍA

0,38% AIPSAA 0,24%

SANTA CRUZ0,17%

SINERSA 0,16%

GEPSA 0,08%

SHOUGESA 0,06%

MAJA ENERGÍA 0,06%

AYEPSA 0,03%

SANTA ROSA 0,01%

PETRAMAS 0,01%

Total 35 217,4 GW.h

CORONA

03 operaciones del Sein

3.1. Producción

La producción de energía eléctrica durante el 2011 fue 35 217,4 GW.h, que representa un crecimiento de 8,6% con respecto al año 2010, que fue de 32 427 GW.h. De la energía producida, el 57,94% fue de origen hidráulico, y 42,06% de origen térmico.

La producción de energía eléctrica y la participación porcentual por empresas integrantes se muestran en el Gráfico N° 3, donde se observa que las empresas de mayor producción de energía fueron Edegel, con 8 144 GW.h; y Electroperú, con 7 238 GW.h, que suman una participación de 43,68% del total producido en el SEIN.

Gráfico N° 3Producción de Energía Eléctrica del SEIN por Empresas

FUENTE: CERRO VERDE

03 O

PER

ACIO

NES

DEL

SEI

N


500

800

1 100

1 400

1 700

2 000

2 300

2 600

2 900

3 200

3 500

3 800

4 100

4 400

4 700

5 000

Ene 97 Ene 98 Ene 99 Ene 00 Ene 01 Ene 02 Ene 03 Ene 04 Ene 05 Ene 06 Ene 07 Ene 08 Ene 09 Ene 10 Ene 11

MW

GRÁFICO N° 3.7 A EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA Y ENERGÍA DEL SEIN 1997- 2011!

DEMANDA MÁXIMA

EDEGEL 31,16%

KALLPA 26,96%

ENERSUR 25,55%

EEPSA 4,75%

TERMOSELVA 3,30%

EGENOR 2,54%

EGASA 2,23%

SDF ENERGÍA 0,91%

EGESUR 0,66% AIPSAA

0,57%

SHOUGESA 0,15%

PETRAMAS 0,02%

SAN GABÁN 0,01%

PRODUCCION TERMOELECTRICA DEL SEIN POR EMPRESAS 2011!

Total 24 404,1 GW.h EGEMSA0,00%

ELECTROPERÚ 1,19%

EDEGEL 17,29%

EGENOR 9,51%

SN POWER 8,26%

CELEPSA 6,00%

CHINANGO 5,69%

EGASA

4,89%

ENERSUR 4,36%

SAN GABÁN

EGEMSA 3,64%

CORONA 0,75% EGESUR

0,47%

SANTA CRUZ 0,30%

SINERSA 0,27%

MAJA ENERGÍA

0,10%

AYEPSA 0,05%

SANTA ROSA 0,02%

Total 14 813,3 GW.h

ELECTROPERÚ 34,61%

GEPSA 0,13%

TÉRMICA 42%

HIDRAÚLICA 58%

En el Gráfico N° 7 se presenta la evolución mensual de la producción de energía del SEIN en el período 1997-2011. En este gráfico se aprecia el crecimiento constante a lo largo del período indicado, tanto en la producción de energía como en la demanda máxima de potencia.

La demanda máxima del SEIN en el año 2011 fue de 4 961,19 MW, registrada el 14 de diciembre a las 20:15 horas, que es un incremento en 8,35% respecto a la demanda máxima del año 2010, que fue de 4 578,94 MW. Asimismo, se menciona que en los últimos cinco años la máxima demanda en el SEIN ha presentado un crecimiento medio anual de 6,74%.

La participación de las unidades de generación del SEIN en la cobertura del día de demanda máxima, por tipo de tecnología, se aprecia en el Cuadro N° 1.

Cuadro N° 1Cobertura de la Máxima Demanda de Potencia del SEIN 2011

* RER: Recursos Energética Renovables.

RECURSO ENERGÉTICO

TIPO DE TECNOLOGÍA

HÍDRICO HIDROELÉCTRICAS 2 694,7 54,3

Máxima Demanda (MW)

Participación por Tipo de Combustible

(%)Fecha: 14-12-2011

Hora: 20:15

TURBOGAS 1 194,2 24,1

CAMISEA CICLO COMBINADO 472,3 9,5

GAS NATURAL TOTAL CAMISEA 1 666,4 33,6

AGUAYTÍA TURBOGAS 169,8 3,4

MALACAS TURBOGAS 89,2 1,8

CARBÓN TuRBovAPoR 136,1 2,7

DIESEL 2 moToRES DIESEL 67,4 1,4

TuRBoGAS 32,8 0,7

RESIDUAL 6 moToRES DIESEL 16,0 0,3

TuRBoGAS 19,4 0,4

HÍDRICO (RER) HIDROELÉCTRICAS < 20 MW 53,9 1,1

BAGAZO (RER) TURBO VAPOR 13,2 0,3

BIOGÁS (RER) MOTOR DIESEL 2,4 0,0

TOTAL MÁXIMA DEMANDA ANUAL (20:15 h del 14-12-2011) 4 961,2 100,0%

Gráfico N° 7Evolución de la Demanda Máxima y Energía Producida en el SEIN

1997 - 2011

La producción de energía por tipo de fuente energética (hidráulica y térmica) se muestra en el Gráfico N° 4. Los resultados indican el predominio de la generación hidráulica en el abastecimiento de la demanda de energía, con 20 404 GW.h, representando el 57,9% del total; en tanto que la generación termoeléctrica 14 813 GW.h, es decir el 42,1%.

La participación por empresas en la producción termoeléctrica del SEIN en el año 2011 se muestra en el Gráfico N° 6, apreciándose que la empresa de mayor producción fue Edegel, con 4 616 GW.h; y la de menor producción fue San Gabán, con 0,8 GW.h.

La participación por empresas en la producción hidroeléctrica del SEIN en el año 2011 se muestra en el Gráfico N° 5, en donde se aprecia que la empresa de mayor producción fue Electroperú, con 7 062 GW.h; y la de menor producción, Santa Rosa, con 3,68 GW.h.

Gráfico N° 6Producción de Energía Termoeléctrica del SEIN por Empresas 2011

Gráfico N° 4Por Tipo de Recurso

Gráfico N° 5Producción de Energía Hidroeléctrica del SEIN por Empresas 2011


0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

5 500

0:15 1:45 3:15 4:45 6:15 7:45 9:15 10:45 12:15 13:45 15:15 16:45 18:15 19:45 21:15 22:45

Potencia (MW)

HÍDRICO HÍDRICO RER BAGAZO (RER) BIOGÁS (RER) CAMISEA

AGUAYTÍA CARBÓN MALACAS RESIDUAL 6 DIESEL 2

4 961 MW

20:15 Hrs

Por otro lado, en el 2011 se produjo el retiro de operación comercial de las cuatro unidades Wartsila de la C.T. de Yarinacocha, con un total de 24,5 MW (4 de marzo); las 40 unidades de la C.T. Emergencia Trujillo, con 62,1 MW (31 de julio); y salida de operación comercial de la TG1 de la C.T. de Chimbote, con 19,3 MW (30 de setiembre de 2011). Dichos retiros totalizaron 106,8 MW.

3.2.2. Instalaciones de transmisión

Líneas de transmisión

En cuanto a la nueva infraestructura de transmisión, se destaca la incorporación de 365,9 km de líneas de 60 kV, conformado por los ingresos en operación comercial de los tramos Ica-Señor de Luren, de propiedad de Electrodunas, con 7,4 km; Azángaro-Putina-Ananea-Huancané, de Electropuno, con 121,7 km; Oxapampa-Villa Rica-Pichanaki-Satipo, de Electrocentro, con 122,9 km; Pomabamba-Huari, con 74,2 km, de Hidrandina; Piura Oeste-Maple, con 36,5 km, de Maple Etanol; y Santa Rosa- Grau, con 3,2 km, de la Autoridad Autónoma del Sistema Eléctrico de Transporte Masivo de Lima y Callao (AATE). Además se han puesto en servicio 74 km de líneas de transmisión de 138 kV, constituido por los tramos Llacuabamba-Pías, con 21,7 km, de propiedad de Aguas y Energía Perú S.A.; así como los tramos Kiman Ayllu-Huallanca y Kiman Ayllu-Sihuas, con 7,2 km y 45,1 km, respectivamente, propiedad de Abengoa Transmisión Norte S.A. (ATN).

Asimismo, se ha incorporado en el SEIN 1 734,8 km de líneas de transmisión de 220 kV, que están constituidas por los tramos de las líneas Paragsha-Conococha (140,2 km), Kiman Ayllu-Cajamarca (223,8 km de doble terna), Conococha-Kiman Ayllu (172 km de doble terna), las tres de propiedad de Abengoa Transmisión Norte S.A. También se produjo el ingreso en operación comercial de las líneas de transmisión Chilca-La Planicie, con 50 km de longitud; Planicie-Carabayllo, con 40 km; ambas de propiedad de Transmantaro. A su vez, se han efectuado las ampliaciones de las líneas Chiclayo-La Niña (110 km), La Niña-Piura (101 km) y la reconfiguración de la línea Chiclayo-Piura (211 km). Dichas líneas corresponden a la Ampliación N° 6 llevada a cabo por Red de Energía del Perú S.A.

El 14 de mayo de 2011 se inició la operación comercial de la primera línea de transmisión eléctrica en 500 kV, conformada por el tramo de línea Chilca –Carabayllo, de 89 km de longitud, propiedad de Transmantaro.

Nuevos transformadores

El año 2011 se han incorporado los siguientes nuevos equipos en el SEIN: el transformador de potencia T81-121 (138/22,9/10 kV) de 45/12,5/45 MVA en la subestación Trujillo Norte, el transformador de potencia T83-261 (220/60/10 kV) con capacidad de 100/100/30 MVA en la subestación Piura Oeste, y el transformador de potencia T87-262 (220/60/22,9 kV) con 25/25/7 MVA de capacidad en la subestación Guadalupe, todos ellos de propiedad de Red de Energía del Perú S.A. Asimismo, se ha efectuado el remplazo del transformador TR3 (220/60 kV) con capacidad de 180 MVA de la subestación Santa Rosa de Luz del Sur S.A., y se ha puesto en operación el nuevo autotransformador de Kiman Ayllu (220/138 kV) con capacidad de 100 MVA, cuyo propietario es Abengoa de Transmisión Norte S.A.

En el día de demanda máxima del SEIN, el 89% de la potencia fue cubierta por plantas hidroeléctricas y por el gas natural de Camisea.

El Gráfico N°8 muestra el importante aporte del gas natural de Camisea en la cobertura de la potencia demandada, con un 33,6% (1 666,4 MW), a diferencia del gas de Aguaytía y Malacas que participan en conjunto con solo 5,2% (259,0 MW), acumulando entre ellas una participación del gas natural de 38,8%. Por su parte, los recursos hídricos aportaron el 54,3% (2 694,7 MW) y las centrales hidroeléctricas clasificadas como RER (Recursos Energéticos Renovables), participaron con el 1,1% (53,9 MW).

Por otro lado, el carbón participó con el 2,7% (136,1 MW); el residual y diesel, el 2,7% (135,5 MW); y el bagazo y el biogás, el 0,3% (15,6 MW).

3.2. Ingreso y Retiro de Instalaciones

3.2.1. Instalaciones de generación

Durante el 2011 se adquirieron cinco unidades de generación: dos hidráulicas y tres térmicas, las mismas que corresponden a las centrales RER (Recursos Energéticos Renovables), como resultado de la Primera Adjudicación en la Subasta RER realizada el 12 de febrero del 2010. Los nuevos equipos corresponden a la unidad G1 de la C.H. Purmacana, de 1,8 MW (18 de marzo); la unidad G2 de la C.H. Pías, con 6,3 MW (1 de noviembre); y las tres unidades que conforman la central térmica de Biomasa C.T.B. Huaycoloro, con 3,2 MW (12 de noviembre); estos ingresos han incrementando la oferta existente en el SEIN en 11,3 MW. Así también se produjo el reingreso a operación comercial de la TG1 de la C.T. de Chimbote, con 19,3 MW (23 de agosto); y la C.T. de Emergencia de Trujillo, con 62,1 MW (1 de setiembre). Dichos nuevos ingresos y reingresos totalizaron 92,8 MW.

Gráfico N° 8Cobertura de la Máxima Demanda de Potencia del SEIN 2011

por Tipo de Generación


3.5. Integración al SEIN de Sistemas Aislados Mayores

En el año 2011 se interconectó al SEIN el sistema aislado de Satipo, Pichanaki, Villa Rica y Puerto Bermúdez por la culminación de la línea de transmisión L- 6080 (Oxapampa-Villa Rica) en 60kV.

3.6. Hidrología

El año hidrológico 2011 es considerado como húmedo. El volumen total del recurso hídrico fue de 24 591 hm3, que, comparado con el año 2010, se incrementó en un 9%.

Cabe destacar que las centrales hidroeléctricas de Charcani tuvieron un incremento importante en su generación con casi 28%. Su producción en el 2011 registró 997,90 GW.h, superior a los 780,04 GW.h del 2010.

3.7. Eventos Relevantes de la Operación

Los eventos de falla en el SEIN que provocaron el mayor impacto en relación con la Energía no Servida (ENS) fueron:

• Elregistradoel14deeneroporladesconexióndelalíneaL-2232(Chimbote1-TrujilloNorte) de 220 kV, con un tiempo promedio de interrupción de dos horas y 550,6 MW.h de ENS.

• Elregistradoel28dediciembreporladesconexióndelasdoslíneasL-2053/L-2054(Mantaro-Socabaya) de 220 kV, con un tiempo promedio de interrupción de dos horas y 1 064 MW.h de ENS.

Las principales líneas de transmisión del SEIN que presentaron congestión fueron: L-2051/2052 (Mantaro-Cotaruse), L-2232/L-2233 (Chimbote 1-Trujillo Norte), L-2010/L-2011 (Santa Rosa-San Juan) y L-2224 (Pachachaca-La Oroya), todas de 220 kV.

También se presentaron sobrecargas en los transformadores de potencia de las subestaciones Guadalupe, Cobriza, Machupicchu, Puno y Huallanca, debido al aumento sostenido de la demanda durante los últimos años.

3.2.3. Nuevos equipos de compensación reactiva en el SEIN

Al 31 de diciembre de 2011 se ha incorporado al SEIN el banco de condensadores BC-20 (10 kV) de 15 MVAR en la subestación Trujillo Norte, cuatro bancos de compensación capacitiva serie en la subestación Cotaruse (220 kV), C1 y C2 de 128,9 MVAR cada uno, y C3 y C4 de 138,2 MVAR cada uno, más dos reactores, R15 y R16, de 50 MVAR cada uno. Del mismo modo, se puso en servicio el SVC de Socabaya, de +300/-100 MVAR, cuyo propietario es Transmantaro.

Se han instalado además dos reactores RA-531 de 50 MVAR en la subestación Kiman Ayllu (220 kV) y un SVC de +120/-60 MVAR en la subestación Cajamarca (220 kV), propiedad de Abengoa Transmisión Norte S.A. (ATN), y se ha puesto en operación comercial un banco de condensadores de 30 MVAR de capacidad en la subestación Shougang (13,8 kV), cuyo dueño es Shougesa.

3.3. Disponibilidad de Gas Natural

Durante el año 2011 no se presentaron situaciones de congestión en el ducto de la red principal de transporte de gas natural, al contarse con una capacidad de 450 millones de pies cúbicos diarios.

En los últimos tres años se ha registrado un crecimiento medio anual de consumo de gas natural de 21,3%, debido al ingreso de nuevas unidades de generación a ciclo simple, incrementando la participación térmica en la matriz de generación del SEIN. Para el año 2011 la participación de la producción de energía eléctrica con gas natural de Camisea llegó al 34,8%, representando más de un tercio de la generación total del SEIN. El volumen total de gas natural de Camisea consumido para la generación de electricidad en el SEIN durante el año 2011 fue 109,4 MMPC, 24,1% más al registrado durante el año anterior.

3.4. Interconexión con el Ecuador

Durante el 2011 se efectuó la importación temporal de energía eléctrica del Ecuador, a través del enlace de interconexión L-2280 (Zorritos-Machala), de 220 kV.

La importación se efectuó para cubrir el déficit de generación en el Área Norte del SEIN, originada por el mantenimiento programado de la unidad TGN4 de 102,7 MW de la Central Térmica Malacas. Esta importación no afectó el Costo Marginal de Corto Plazo de energía del mercado eléctrico interno. El detalle de estas importaciones se puede observar en la Tabla N°2.

Tabla N°2Importación de energía eléctrica del Ecuador - 2011

Nº FECHAS Potencia Máxima Energía (MW) (GWh)

1 Del 24 al 27 de junio 53,5 2,0

2 Del 8 al 17 de agosto 37,8 2,3

3 Del 16 al 18 de diciembre 51,6 1,4

MEMORIA ANUAL 201126 MEMORIA ANUAL 201126 2704 GESTIóN 27

04 Gestión04 G

ESTI

óN

4.1. Planeamiento Estratégico

La identidad corporativa del COES está conformada por aquellos rasgos invariantes de la cultura organizacional. Surge de los atributos esenciales de la organización, de sus valores y supuestos entre ‘lo que es’ (Misión) y ‘lo que aspira a ser’ (Visión):

• misión: Generamos conocimiento en temas energéticos con excelencia y lo aplicamos con imparcialidad.

• Visión: Ser referentes para el desarrollo de políticas energéticas apropiadas a los recursos y necesidades del país.

• Valores: Vocación de Servicio, Transparencia, Independencia, Imparcialidad y Excelencia.

Con el objeto de cumplir eficientemente las responsabilidades establecidas por las normas, mejorar la calidad de sus procesos y la búsqueda de eficacia, el COES durante el año 2011 desarrolló la gestión de sus actividades con los siguientes lineamientos:

• DisposiciónderecursosparamejorarlagestióndelaseguridaddelaoperacióndelSEIN, el despacho económico y el mejor uso de recursos energéticos.

• Aumentodelacalidadparaelcumplimientodelasfunciones.

• Mejorarlacapacidaddegestiónparaeldesarrollodelasfuncionesasignadas.

• Incrementarlacapacidaddeprevenciónymanejodepotencialessituacionesdecrisisdel SEIN.

4.2. Reingeniería de Procesos

Coincidente con los objetivos de mejora de calidad de procesos y búsqueda de eficacia, en el mes de junio de 2011 se implementó el nuevo organigrama del COES y las funciones de sus áreas, según las recomendaciones del Estudio de Reingeniería, desarrollado durante el año 2010.


IMAGEN N° 1

4.5. Estudios

Los principales estudios culminados durante el año 2011, fueron:

I. Actualización del estudio “Proyecciones del PBI de largo plazo y de la demanda de potencia y energía de los principales proyectos”. Su objetivo fue elaborar el pronóstico de la demanda de potencia y energía de los principales proyectos de inversión del SEIN. Esta información es utilizada en el estudio de expansión del Plan de Transmisión y otros. El estudio para el SEIN se actualiza cada año.

II. Plan de Transmisión. Su objetivo fue formular el Plan de Transmisión del SEIN, para cumplir con lo establecido en el Reglamento de Transmisión. El estudio se inició en diciembre de 2009 y fue desarrollado durante el año 2010 con la formulación de la Propuesta Definitiva, que fue aprobado por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial N° 213-2011-MEM/DM, publicada el 5 de mayo de 2011.

III. Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN-Período 2013-2022. Este estudio fue realizado como parte del proceso de actualización del Plan de Transmisión para el período indicado. Su objetivo fue analizar los resultados del diagnóstico de la operación esperada del sistema para el periodo 2013-2022, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Transmisión y en la norma “Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión”.

IV. Estudio de “Criterios Básicos de Diseño en Instalaciones de Transmisión Troncal Nacional y Troncales Regionales del SEIN”. Su objetivo fue establecer los criterios y requisitos mínimos para el diseño de las instalaciones eléctricas de los sistemas troncales de transmisión que se conectarán al SEIN. Fue concluido en noviembre de 2011.

V. Estudio de Anteproyecto de la Línea de 220 kV Machupicchu-Quencoro -Onocora-Tintaya y ampliación de subestaciones. Como resultado del Primer Plan de Transmisión, el COES elaboró el anteproyecto de la línea Machupicchu-Quencoro-Onocora-Tintaya y Subestaciones. El estudio fue concluido en junio de 2011.

En consecuencia, se revisaron los instrumentos de gestión, tales como:

• OrganigramadelCOES.

• ManualdeOrganizaciónyFunciones(MOF).

• ManualdeDescripcióndePuestos;

• ProcedimientosAdministrativos.

4.3. Sistema Gestión de Calidad

En el 2011 se inició el proceso de implementación del Sistema de Gestión de Calidad de la norma ISO 9001: 2008.

El 16 de agosto de 2011 el Directorio aprobó la Política de Calidad y el Mapa de Procesos para el Sistema de Gestión de la Calidad, que sintetiza la interrelación de los procesos del COES (Gráfico N°9). El 5 de setiembre de ese mismo año, la Dirección Ejecutiva definió los objetivos de calidad. El Sistema de Gestión de la Calidad quedó implementado el 19 de setiembre de 2011.

Gráfico N° 9

Entre el 23 y el 25 de noviembre de 2011 la empresa certificadora internacional Bureau Veritas auditó el Proceso de Valorización de la Transferencia de Potencia y Energía y a los Procesos de Control y Apoyo, concluyendo que, tras la evaluación y comprobación respectiva, el Sistema de Gestión del COES cumple con los requisitos establecidos en la norma ISO 9001:2008, y por lo tanto merecedora de la certificación (ver imagen N°1).

4.4. Encuesta de Satisfacción del Cliente

Continuando con la política de realizar Encuestas de Satisfacción, tanto a los clientes internos (trabajadores) como a los externos (empresas integrantes), con el apoyo de la empresa Ipsos Apoyo, el COES ha efectuado una nueva encuesta cuyos resultados sirvieron durante el proceso de Certificación ISO 9001:2008.

macroproceso estratégico

macroproceso Cadena de Valor

macroproceso de apoyo

macroproceso de evaluación y Control

Gestión estratégicaempresarial

Planificación

Gestión TalentoHumano y

organización

GestiónContabilidad

organizacional

Gestión Jurídicay regulatoria

Planear

necesidadesde los

Clientes

ClienteSatisfecho

Hacer Verificar actuar

Gestión Controlinterno

Gestión del mejoramiento Contínuo

administracióndel riesgooperativo

Gestiónlogística

GestiónTecnológica

Programación Coordinación

Gestión de información

evaluación Transferencias


4.6.3. Procedimientos técnicos en proceso en el COES

Durante el año 2011 se trabajó la modificación de los siguientes 20 procedimientos: el PR-01, el PR-02, el PR-04, el PR-05, el PR-06, el PR-08, el PR-09, el PR-12, el PR-13, el PR-14, el PR-17, el PR-18, el PR-21, el PR-23, el PR-27, el PR-28, el PR-30, el PR-31A, el PR-31B y el PR-31C. Asimismo, estuvieron en diferentes fases de desarrollo en el COES 16 procedimientos nuevos, relacionados a temas de Planificación de la Transmisión, Operación del SEIN y al Mercado de Corto Plazo.

VI. Comprobación del estudio “Coordinación de las Protecciones del SEIN”. Su objetivo fue revisar la coordinación de los sistemas de protección de las instalaciones principales del SEIN, para garantizar la selectividad en su actuación, en salvaguarda de la calidad y seguridad del abastecimiento. Durante el 2011 se efectuó la comprobación de su implementación.

VII. Actualización del estudio “Rechazo Automático de Carga y Generación del SEIN para el Año 2012”. El objetivo de este estudio fue revisar los ajustes de los relés para el esquema de rechazo automático de carga por mínima frecuencia, el esquema de rechazo automático de carga por mínima tensión y el esquema de rechazo de generación por sobrefrecuencia. Su aplicación es obligatoria a partir del 1 de enero de 2012.

VIII. Actualización del Plan de Restablecimiento del SEIN, que consideró el ingreso de nuevas instalaciones, ampliaciones y cambios generales en la topología de la red. El estudio se aprobó y publicó en diciembre de 2011.

IX. Estudio “Análisis y Diagnóstico de Mejoras al Proceso de Entrega de Información para Fines de Transferencias en el COES”. En el año 2011, mediante una consultoría externa, se efectuó un análisis de los procesos de transferencia de energía activa.

4.6. Procedimientos Técnicos

Durante el 2011 se continuó con la revisión y modificación de diversos procedimientos técnicos y la elaboración de algunos nuevos.

4.6.1. Procedimientos técnicos publicados

El 15 de enero de 2011 se modificó el PR-3 con la publicación del procedimiento técnico “Pronóstico de la Demanda a Corto Plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”, aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 005-2011-OS/CD.

El 15 de enero de 2011 se modificó el PR-29 con la publicación del procedimiento técnico “Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema”, aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 004-2011-OS/CD.

El 13 de mayo de 2011 fue aprobado por el COES los “Lineamientos para la Operación en Situación Excepcional”, en cumplimiento de la R.D. N° 038-2011-EM/DGE, publicada el 12 de abril de 2011.

El 31 de agosto de 2011 fue aprobado por el COES el procedimiento técnico “Ingreso de Unidades de Generación de Emergencia” para un uso específico, al amparo de las facultades que le fueron otorgadas por el Artículo N° 7 del Decreto de Urgencia 037-2008. El documento fue comunicado a los involucrados.

El 28 de octubre de 2011 se modificó el PR-16 con la publicación del procedimiento técnico “Racionamiento por Déficit de Oferta”, aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 196-2011-OS/CD.

4.6.2. Procedimientos técnicos en aprobación

Los procedimientos técnicos en proceso de modificación remitidos al OSINERGMIN, que se encuentran en proceso de levantamiento de observaciones o de aprobación, son: el PR-07, el PR-10, el PR-11, el PR-22, el PR-25, el PR-26 y el PR-32. Asimismo, se encuentran en proceso de aprobación los siguientes procedimientos nuevos: “Procedimiento para la Aplicación del Numeral 3.5 de la NTCSE (Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos)”, remitido al Minem; “Operación del SEIN en Situación Excepcional” e “Información Hidrológica para la Operación del SEIN”, estos últimos remitidos al OSINERGMIN.

Tabla N°3Estadística de Procedimientos Técnicos del COES

Nº ESTADO CANTIDAD

1 Publicados y en aplicación 5

2 En aprobación remitidos a la Autoridad (OSINERGMIN o MINEM) 10

3 Aprobados por el COES (Nuevo PR-20), con vigencia suspendida. 1

4 En proceso de modificación o desarrollo en el COES 36

5 TOTAL 52

4.7. Procedimientos Administrativos

4.7.1. Procedimientos aprobados para el Sistema de Gestión de Calidad

Durante el proceso de implementación del Sistema de Gestión de Calidad (SGC) se aproba-ron 23 procedimientos SGC, que son las siguientes:

4.7.2. Procedimientos administrativos especiales

En la Sesión de Directorio N°377, del 20 de mayo, se aprobó el procedimiento “Registro de Integrantes del COES”, que tendrá vigencia a partir de la ratificación por parte del OSINERGMIN del nuevo Procedimiento de Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN (PR-21).

Tabla N°4Estadística de Procedimientos Aprobados para el SGC

CANTIDAD

1 Dirección Ejecutiva (D) 4

2 Sub Dirección de Transferencias (STR) 3

3 Departamento de Tecnología de Información (DTI) 8

4 Departamento Administrativo (DAD) 8

5 TOTAL 23

Nº ESTADO DE SITUACIÓN A DICIEMBRE 2011

MEMORIA ANUAL 201132 MEMORIA ANUAL 201132 3305 CONTROVERSIAS POR DECISIONES DEL COES 33

5.1. Arbitrajes

Las decisiones de la Asamblea o del Directorio del COES pueden ser cuestionadas por los agentes mediante arbitraje, de acuerdo con la Ley Nº 28832 “Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, y con el Estatuto y el Reglamento del COES, este último aprobado con el Decreto Supremo Nº 027-2008-EM.

5.1.1. Arbitrajes concluidos

Fueron dos los arbitrajes que concluyeron en el 2011. El primero correspondió al solicitado por Enersur contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 337 (27 de agosto de 2009) y otros acuerdos posteriores en el mismo sentido, que confirmaron las decisiones de la Dirección Ejecutiva respecto al cálculo de las compensaciones por redistribución de gas en virtud del D.L. Nº 1041. Este arbitraje concluyó con un laudo favorable al COES.

El segundo correspondió al arbitraje solicitado por REP contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 347 (O.D. 8), del 10 de diciembre de 2009, que confirmó la decisión de la Dirección Ejecutiva que asignó responsabilidad a REP por las transgresiones a la NTCSE por el Evento EV-049-2009, correspondiente a las interrupciones del área Piura-Zorritos, por la desconexión de la línea L-2238 Chiclayo-Piura. Este arbitraje concluyó con un laudo que declaró fundada en parte una de las pretensiones.

5.1.2. Arbitrajes en curso

Al 31 de diciembre de 2011, fueron 11 los arbitrajes que estuvieron en curso. Seis de ellos correspondieron a procesos en contra de acuerdos del Directorio adoptados en los años 2004, 2009 y 2010, y cinco en relación con procesos en contra de acuerdos de Directorio adoptados entre los meses de marzo y mayo del año 2011. Los procesos en curso se detallan a continuación.

05 Controversias por decisiones del CoeS

05 C

ONTR

OVER

SIA

POR

DECI

SION

ES D

EL C

OES


j. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 376 (O.D. 7) de fecha 28 de abril de 2011 y otros posteriores en el mismo sentido, que confirman las decisiones de la Dirección Ejecutiva sobre las compensaciones por regulación de tensión en sistemas secundarios y complementarios de transmisión. El arbitraje fue solicitado por Kallpa, Enersur y Electroperú.

k. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 377 (O.D. 5) de fecha 20 de mayo de 2011, que confirmó la decisión de la Dirección Ejecutiva referida a la asignación de responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por el evento EV-037-2011, ocurrido el 31 de enero de 2011. El arbitraje fue solicitado por Electroperú.

5.2. Procesos judiciales

Durante el 2011 se continuó con la tramitación de los procesos judiciales contenciosos-administrativos, que fueron iniciados en su oportunidad contra las decisiones del Directorio del COES adoptadas antes de la modificación del inciso k del Art. 14º de la Ley Nº 28832, que restablece el arbitraje como mecanismo de solución de controversias contra las decisiones del COES. Asimismo, se iniciaron dos procesos de amparo contra el COES.

Los procesos judiciales que se iniciaron o continuaron en trámite durante el 2011, son los siguientes:

a. Dos procesos de amparo contra el laudo arbitral de fecha 19 de octubre de 2009 que resolvió una controversia entre Electroperú contra el COES, respecto a la decisión provisional del Directorio del COES de valorizar los retiros relacionados al suministro de su cliente Volcan en las barras de consumo del cliente. Los procesos fueron iniciados por SN Power y Sociedad Minera Corona, siendo notificados al COES el 19 de enero y 12 el de mayo de 2011, respectivamente.

b. Un proceso judicial en la vía contencioso-administrativa contra la decisión del Directorio adoptada en la Sesión Nº 276 (O.D.1), que confirma la decisión de la Dirección Ejecutiva sobre determinación de los costos marginales en el subsistema Norte por congestión de la línea L-2215 en aplicación del Límite de Capacidad de Transmisión de dicha línea. El proceso fue iniciado por Edegel.

c. Dos procesos judiciales en la vía contencioso-administrativa contra las decisiones del Directorio adoptadas en las Sesiones Nº 277 (O.D.8) y Nº 280 (O.D.19), que confirman las decisiones de la Dirección Ejecutiva que asignan responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por rechazos de carga por mínima frecuencia. Los procesos fueron iniciados por REP en el primer caso, y por Transmantaro en el segundo.

d. Un proceso judicial en la vía contencioso-administrativa contra la decisión del Directorio adoptada en la Sesión Nº 280 (O.D.10), que confirma la decisión de la Dirección Ejecutiva en la que se establece el pago de compensaciones por reserva rotante adicional por realización de pruebas de parte de una central de generación. El proceso fue iniciado por Edegel.

e. Trece procesos judiciales en la vía contencioso-administrativa contra decisiones del Directorio del COES que confirman la decisión de la Dirección Ejecutiva de asignar, provisionalmente, entre todos los generadores integrantes del COES, los retiros de energía no declarados por ningún generador correspondientes a la demanda de diversas empresas distribuidoras que no contaban con respaldo contractual. Siete procesos fueron iniciados por Edegel, y seis iniciados por EEPSA.

Respecto de acuerdos de Directorio previos al 2011:

a. Contra el acuerdo del Directorio de fecha 12 de abril de 2004 y otros posteriores en el mismo sentido, que confirmaron la decisión de la Dirección Ejecutiva de asignar provisionalmente, entre todos los generadores integrantes del COES, los retiros de energía no declarados por ningún generador correspondientes a la demanda de diversas empresas distribuidoras que no contaban con respaldo contractual. El arbitraje fue solicitado por las empresas Enersur, Termoselva, SN Power, Cahua, Eepsa, Edegel, Egemsa, Shougesa, Egasa, Egenor, San Gabán, Kallpa, Egesur.

b. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 316 (O.D. 1) de fecha 22 de octubre de 2008, con el que se confirmó la decisión de la Dirección Ejecutiva de asignar provisionalmente, entre todos los generadores integrantes del COES, los retiros no declarados por ningún generador correspondientes a consumos del cliente libre Minera Casapalca. El arbitraje fue solicitado por Shougesa.

c. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 330 (O.D. 1, 2 y 3) de fecha 23 de abril de 2009 y otros posteriores en el mismo sentido, con los que se establecieron los factores de pérdidas aplicables al cálculo de los costos marginales conforme al Decreto de Urgencia Nº 049-2008. El arbitraje fue solicitado por Egenor y Enersur.

d. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 341 (O.D. 1) de fecha 29 de setiembre de 2009, que dispuso valorizar de manera provisional los retiros relacionados al suministro del usuario libre Volcan en las barras de consumo del cliente. El arbitraje fue solicitado por Electroperú.

e. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 344 (O.D. 7) de fecha 3 de noviembre de 2009, que dispuso valorizar de manera provisional los retiros relacionados al suministro de diversos clientes en determinadas barras del SEIN. El arbitraje fue solicitado por SN Power.

f. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 360 (O.D. 5) de fecha 15 de julio de 2010 y otros posteriores en el mismo sentido, que confirmaron las decisiones de la Dirección Ejecutiva con respecto a las compensaciones por operación a Mínima Carga. El Arbitraje fue solicitado por Edegel y Kallpa.

Respecto de acuerdos de Directorio del 2011:

g. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 375 (O.D. 3) de fecha 31 de marzo de 2011, que confirmó la decisión de la Dirección Ejecutiva sobre la determinación de las horas de indisponibilidad de la TG2 de la C.T. Chilca 1 de Enersur. El Arbitraje fue solicitado por Duke Energy Egenor.

h. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 375 (O.D. 4) de fecha 31 de marzo de 2011 y otros posteriores en el mismo sentido, que confirman las decisiones de la Dirección Ejecutiva por las cuales se determinan los aportes de los integrantes al presupuesto del COES utilizando los Costos Marginales, calculados conforme al Decreto de Urgencia Nº 049-2008. El arbitraje fue solicitado por Rep, Isa Perú, Consorcio Transmantaro y Redesur.

i. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 376 (O.D. 6) de fecha 28 de abril de 2011 y otros posteriores en el mismo sentido, que confirman las decisiones de la Dirección Ejecutiva sobre las compensaciones por operación por seguridad. El arbitraje fue solicitado por Kallpa, Enersur y Electroperú.


5.3. Recursos de apelaciones

El Directorio del COES recibió 128 recursos de apelación contra decisiones de la Dirección Ejecutiva, referidas principalmente a la aprobación mensual de las valorizaciones de transferencias de potencia y energía, así como a la asignación de responsabilidad por transgresiones a la NTCSE.

5.4. Procedimientos administrativos sancionadores – OSINERGMIN

Durante el 2011 no se ha iniciado ningún procedimiento administrativo sancionador contra el COES. Sin embargo, se ha continuado con el trámite de cuatro procedimientos administrativos sancionadores iniciados en años anteriores por el OSINERGMIN, por supuestas contravenciones del COES al marco legal del sector eléctrico.

El registro de las controversias se presenta en la Tabla N° 5 a seguir:

Tabla N° 5Controversias por decisiones del COES

Fuente: SOUTHERN PERÚ - Cuajone

INICIADOS

ANTES 2011

CONTROVERSIA

Arbitrajes

Procesos Judiciales

EN EL 2011

TOTAL EN CURSODURANTE EL 2011

Procedimientos administrativossancionadores - Osinergmin

CONCLUIDOS ENEL 2011

PENDIENTES AL 31 DE DICIEMBRE

8 5 13 2 11

17 2 19 0 19

4 0 4 0 4

MEMORIA ANUAL 201138 MEMORIA ANUAL 201138 3906 PROCESO DE MEJORA CONTINUA 39

6.1. Oficina de Perfeccionamiento Técnico -OPT

Según se establece en el numeral 24.1 del Reglamento del COES, la OPT propondrá al Directorio las mejoras que estime pertinentes respecto al desarrollo de las funciones que tiene el COES.

Es por ello que durante el año 2011 esta oficina ha desarrollado las siguientes actividades:

a. Recomendar las acciones de mejora respecto al cumplimento de los procedimientos técnicos 13, 14, 26 y 28.

b. Recomendar las acciones de mejora respecto de la revisión de los estudios de pre operatividad presentados al COES.

c. Recomendar las acciones de mejora respecto de la evaluación de la aplicación ex-post de estudios contratados por el COES.

d. Recomendar las acciones de mejora respecto de la verificación de los procesos de valorización de energía activa, energía reactiva y potencia.

e. Realizar las auditorías internas referidas a la implementación y mantenimiento del SGC del COES.

f. Hacer el seguimiento de las acciones correctivas y preventivas del SGC del COES, derivadas de las diferentes auditorías internas y externas realizadas.

g. Elaborar el plan de implementación de los procesos de Gestión de Riesgos y Control Interno, que se realizará el 2012.

6.2. Capacitación - DAD

Con el fin de mejorar las competencias técnicas y personales del capital humano del COES, durante el 2011 se desarrolló un plan de capacitación con un total de 914 actividades, que representaron 6 876 horas de capacitación.

Los principales registros estadísticos obtenidos en el 2011 comparados con los datos del 2009 y el 2010 se muestran en la Tabla N° 6.

06 Proceso de mejora Continua

06 P

RO

CESO

DE

MEJ

OR

A CO

NIT

NU

A

MEMORIA ANUAL 201140 MEMORIA ANUAL 201140 4106 PROCESO DE MEJORA CONTINUA 41

Tabla N°6Registro de Capacitaciones

Durante el año 2011, se logro la participación del 100% del personal en el plan anual de capacitación. Dicha capacitación, se orientó a los procesos de Reingeniería y Certificación ISO 9001-2008 como también desarrollar de manera integral cinco aspectos de nuestro personal: Competencias Genéricas o Humanas, Técnicas, Gerenciales, Competencias Técnicas de Software in House y de Desarrollo Profesional.

La clasificación por Número de Actividad y Número de Horas de Capacitación considerando los 5 (cinco) aspectos expuestos se muestra en la Tabla N° 7 y la clasificación por Tipo y Número de Actividad de Capacitación Interna y Externa en la Tabla N° 8.

Tabla N° 7

Tabla N° 8

6.2.1. Habilitación de operadores del Centro Coordinador de la Operación Primera Fase.

Con el objetivo de evaluar la idoneidad del personal de operación en tiempo real, identificado las competencias y condiciones mínimas a ser requeridas y el plan de mejora de competencias técnicas y personales, mediante una consultoría internacional con la empresa Expertos en Mercados XM de Colombia, durante el año 2011 se efectuó el levantamiento de información y desarrollo del diagnóstico, así como la propuesta de trabajo a desarrollar en la segunda etapa durante el año 2012. Las actividades realizadas comprendieron una primera fase de entrenamiento en el simulador de operaciones (OTS) realizada en Colombia.

6.2.2. Temas de capacitación ejecutados

Durante el 2011 se destacan los siguientes:

a. En competencias genéricas/humanas: Desarrollo de Equipos y Relaciones Interpersonales, Negociación y Manejo de Conflictos, Toma de Decisiones, Inteligencia Emocional y Manejo del Estrés, Presentaciones Efectivas, Desarrollo de la Imagen Personal y del Servicio, Integración y Desarrollo de Alto Desempeño, y Certificación ISO 9001:2008.

b. En competencias técnicas: Sistemas de Protección del SEIN, Casos de Pérdida de Estabilidad Permanente, Tensión y Frecuencia, Casos de Resonancia y Ferro Resonancia en el SEIN, Análisis de Flujo de Carga, Cortocircuito y Manejo de Base de Datos con Digsilent Power Factory, Desarrollo de Aplicaciones Web con ASP NET 4.0 y WCF 4.0, Energización de Transformadores de Potencia, Estabilidad y Control de Sistemas de Potencia con el Dr. Prabha Kundur, Análisis de Transitorios Electromecánicos, Contingencias y Flujo Optimo de Potencias, DPL: Digsilent Programming Language, Integración de Parques Eólicos, Interruptores de Generación y Tecnología GIS, Protección de Subestaciones de Transmisión y Generadores Síncronos, Oscilaciones de Potencia.

c. Relacionados a competencias gerenciales: Congreso Internacional de Energía 2011, Seminario de Calidad del Servicio Eléctrico, Seminario de Rediseño de Procesos, Congreso de Gestión Estratégica, Conferencia Internacional: La hora del Gas.

d. Otras competencias técnicas: se dictó el curso interno sobre el manejo de información en el sistema ALFRESCO (para la actualización de la información de la Intranet).

e. Con relación a las actividades de capacitación de desarrollo profesional y formación, se brindó apoyo formativo en maestrías de Administración (UPC), maestrías en Sistemas de Potencia (UNI), maestría en Regulación de Servicios Públicos (ESAN y UPC), Gerencia de Proyectos (UPC) y un Programa Formativo para Asistentes de Gerencia (PUCP).

6.3. Prácticas Profesionales y Pre profesionales

Durante el año 2011 el COES suscribió 15 convenios de prácticas pre profesionales, y cinco convenios de prácticas profesionales.

6.4. Reconocimiento

A nuestros colaboradores por el mérito obtenido al haber destacado en el XIX Congreso Nacional de Ingeniería Mecánica, Eléctrica y Ramas Afines (CONIMERA), que se llevó a cabo el mes de agosto de 2011. Ellos han contribuido con la visión institucional: “Ser referentes para el desarrollo de políticas energéticas apropiadas a los recursos y necesidades del país”. Los trabajos presentados en la indicada convención fueron:

• “Resonancia Subsíncrona Utilizando el Método de Análisis Modal, Aplicación a un Caso Real del SEIN”, por el bachiller Jefferson Chávez A. y el Ing. Roberto Ramírez A.

• “Diseño y Evaluación Experimental de un Sistema Mecánico de Regulación y Control de Potencia para Pequeños Aerogeneradores”, por el Ing. Salomé Gonzales Ch.

• “Optimización Operativa de una Central Térmica a Gas mediante Análisis Exergético Estructurado”, por el Ing. Salomé Gonzales Ch.

• “Control Automático de la Generación en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”, por el Ing. Andrés Huamán M.

• “Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia y su Impacto sobre la Estabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”, por los ingenieros Rolando Zárate y Roberto Ramírez A.

AÑOS

2009

DESCRIPCIÓN

Participantes

Actividades de capacitación

Horas

Promedio de horas por participantes

2010 2011

VARIACIÓN2011/2010

%

69 84 100 19%

179 795 914 15%

4 038 6 738 6 876 2%

59 80 69 -14%

ACTIVIDADESINTERNAS

ACTIVIDADESEXTERNAS

COMPETENCIADESARROLLADA

Genérica / Humana

Técnica

Gerencial

Otras competencias técnicas

Desarrollo profesional

TOTAL

620 -

163 70

- 17

19 -

- 25

802 112

NÚMERO DEACTIVIDADES

TOTALHORAS

COMPETENCIADESARROLLADA

Genérica / Humana

Técnica

Gerencial

Otras competencias técnicas

Desarrollo profesional

TOTAL

620 3 400

233 1 632

17 208

19 19

25 1 617

914 6 876

MEMORIA ANUAL 201142 MEMORIA ANUAL 201142 4307 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS 43

COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

ESTADOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

JUNTAMENTE CON EL DICTAMEN

DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

ESTADOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

CONTENIDO

• Dictamendelosauditoresindependientes

• BalanceGeneral

• Estadodeingresosygastosysuperávitacumulado

• Estadodeflujosdeefectivo

• Notasalosestadosfinancieros

07 Dictamen deauditores Financieros07

DIC

TAM

EN D

E AU

DITO

RES

FINA

NCIE

ROS


PAZOS, LóPEZ DE ROMAÑA, RODRÍGUEZSociedad Civil de Responsabilidad Limitada

Pazos, López de Romaña, Rodríguez Sociedad Civil de Responsabilidad Limitada, una sociedad peruana, es miembro de BDO International Limited, una compañía limitada por garantía del Reino Unido, y forma parte de la red internacional BDO de empresas independientes asociadas.

BDO es el nombre comercial de la red BDO y de cada una de las empresas asociadas de BDO.

DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A los Directores delCOMITÉ DE OPERACIóN ECONóMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Hemos auditado los estados financieros adjuntos de COMITÉ DE OPERACIóN ECONóMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL, que comprenden el balance general al 31 de diciembre de 2011 y 2010, los estados de ingresos y gastos y superávit acumulado y de flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, así como el resumen de políticas contables significativas y otras notas explicativas.

Responsabilidad de la Dirección Ejecutiva sobre los Estados Financieros

La Dirección Ejecutiva 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 a la preparación y presentación razonable de los estados financieros para 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 auditoría. Nuestra auditoría fue realizada de acuerdo con las Normas internacionales de Auditoría aprobadas por la Junta de Decanos del Colegio de Contadores Públicos del Perú. Tales normas requieren que cumplamos con requerimientos éticos y que planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener una seguridad razonable de que los estados financieros no contienen representaciones erróneas de importancia relativa.

Una auditoría 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 del COES pertinente a 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 del COES. Una auditoría también comprende la evaluación de si los principios de contabilidad aplicados son apropiados y si las estimaciones contables realizadas por la Dirección Ejecutiva son razonables, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros.

PAZOS, LóPEZ DE ROMAÑA, RODRÍGUEZSociedad Civil de Responsabilidad LimitadaAv. Camino Real 456Torre Real, Piso 5San IsidroLima 27- Peru

Tel: +511 2225600Fax: +511 513787www.bdo.com.pe

Pazos, López de Romaña, Rodríguez Sociedad Civil de Responsabilidad Limitada, una sociedad peruana, es miembro de BDO International Limited, una compañía limitada por garantía del Reino Unido, y forma parte de la red internacional BDO de empresas independientes asociadas.

BDO es el nombre comercial de la red BDO y de cada una de las empresas asociadas de BDO.

Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para pro-porcionarnos una base para nuestra opinión de auditoría.

Opinión

En nuestra opinión, los estados financieros presentan razonablemente, en todos sus aspectos signi-ficativos, la situación financiera de COMITÉ DE OPERACIóN ECONóMICA DEL SISTEMA INTERCO-NECTADO NACIONALal 31 de diciembre de 2011 y 2010, los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas, de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en el Perú.

Lima, Perú

17 de febrero de 2012

Refrendado por

_______________________ (Socio)Luis Pierrend CastilloContador Público Colegiado CertificadoMatrícula Nº 01-03823


ComiTÉ De oPeraCiÓn eConÓmiCa Del SiSTema inTerConeCTaDo naCional

ESTADO DE INGRESOS Y GASTOS Y SUPERÁVIT ACUMULADO

POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010(Expresado en nuevos soles)

Notas 2011 2010

INGRESOS Aportes 16 27,565,076 25,716,761 Ingresos Diversos 172 Ingresos Financieros 106,917 58,240 Diferencia de cambio neta 251,733 32,526

27,923,726 25,807,699

EGRESOS Compras 211,480 175,494 Cargas de personal 17 18,045,338 16,229,131 Servicios prestados por terceros 18 7,287,573 9,274,931 Tributos 20,154 41,012 Cargas diversas de gestión 340,004 600,316 Cargas financieras 870,855 459,341 Provisiones del ejercicio 1,720,756 1,627,973

28,496,160 28,408,198

(Déficit) (572,434) (2,600,499)

SUPERÁVIT INICIAL 201,694 4,258,649

AJUSTE 15,755 40,084

DEVOLUCIóN DE APORTES (Nota 15 a) (472,330) (1,496,540)

EXCEDENTE DE REVALUACIóN (Nota 15 b) 41,512 -

(Déficit) Superávit acumulado (785,803) 201,694


BALANCE GENERAL

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010(Expresado en nuevos soles)

ACTIVO PASIVO Y PATRIMONIO INSTITUCIONAL

Notas 2011 2010 Notas 2011 2010

ACTIVO CORRIENTE PASIVO CORRIENTE Efectivo 7 3,768,296 4,437,255 Proveedores 12 2,351,182 2,299,077 -------------- -------------- Tributos, remuneraciones y otras Cuentas por pagar 13 3,712,393 3,300,358 Préstamos por pagar 14 413,022 537,607Cuentas por cobrar Aportes 8 1,008,465 455,262 Total pasivo corriente 6,476,597 6,137,042Diversas 173,075 142,460 -------------- -------------- 1,181,540 597,722 -------------- -------------- PASIVO NO CORRIENTE Gastos pagados por anticipado 9 1,705,671 1,228,197 Préstamos por pagar 14 5,001,399 5,002,069 Total activo corriente 6,655,507 6,263,174 Total pasivo no corriente 5,001,399 5,002,069 ACTIVO NO CORRIENTE Instalaciones, equipos y muebles, PATRIMONIO INSTITUCIONAL 15 neto de depreciación acumulada 10 2,871,030 3,283,424 Superávit acumulado (785,803) 201,694 -------------- -------------- -------------- -------------- Intangibles, neto de amortización acumulada 11 1,165,656 1,794,207 Total patrimonio institucional (785,803) 201,694 Total activo no corriente 4,036,686 5,077,631 Total activo 10,692,193 11,340,805 Total pasivo y patrimonio institucional 10,692,193 11,340,805

Las notas a los estados financieros adjuntas forman parte del balance general.



NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

1. IDENTIFICACIÓN Y ACTIVIDAD

a) Identificación:

El COMITÉ DE OPERACIóN ECONóMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (en adelante el COES) es una entidad privada sin fines de lucro, que se constituyó el 27 de diciembre de 1994 por acuerdo de los representantes de los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión del Sistema Interconectado Centro Norte, en cumplimiento con lo dispuesto por el Decreto Ley No. 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas” (en adelante “Ley de Concesiones”) y por el Decreto Supremo No.009-93-EM “Reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas” (en adelante el “Reglamento”) y por la Ley N° 28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, e inició sus operaciones el 1 de enero de 1995, bajo la denominación de Comité de Ope-ración Económica del Sistema Interconectado Centro Norte COES-SICN. En el mes de octubre del año 2000, incorporó a las empresas integrantes del Sistema Interconectado Sur.

En cumplimiento del Decreto Supremo N° 011-2001 EM, publicado en febrero

de 2001, el cual modificó los artículos 84°, 85°, 86°, 88° y 91° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, se modifica el Estatuto del COES y se cam-bió la denominación por Comité de Operación Económica del Sistema Interco-nectado Nacional COES-SINAC. De acuerdo a la Ley 28832, está conformado por todos los Agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes.

Su domicilio legal y fiscal, así como sus oficinas administrativas se encuentran en calle Manuel Roaud y Paz Soldán Nº 364. San Isidro, Lima.

b) Actividad económica El COES tiene por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo

plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el mercado de corto plazo.

Con el propósito de cumplir con esta finalidad, actualmente el presupuesto del

COES es cubierto por los aportes que realizan anualmente sus integrantes, los mismos que están en proporción a sus ingresos obtenidos en el ejercicio ante-rior, por concepto de venta de potencia y energía, ingreso tarifario y peajes de conexión.

El Supremo Gobierno mediante Decreto Supremo N° 027 – 2008 -EM de fecha 03 de mayo de 2008, aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional COES – SINAC.


ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO

POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (Expresado en nuevos soles)

2011 2010

ACTIVIDADES DE OPERACIÓN: Déficit (572,434) (2,600,499) Más (menos) ajustes al déficit: - Depreciación 861,099 803,410 - Amortización 846,706 818,117 - Ajustes 28,188 75,369 - Retiro de activos fijos 12,950 - Cargos y abonos por cambios netos en el activo y pasivo: Aumento de cuentas por cobrar (583,818) (65,915) (Aumento) disminución de gastos pagados por adelantado (477,474) 1,388,176 Aumento (disminución) de proveedores 52,105 (1,238,022) Aumento de tributos, remuneraciones y otras cuentas por pagar 412,035 634,222

AUMENTO (DISMINUCIóN) DE EFECTIVO PROVENIENTE

DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACIóN 579,357 (185,142)

ComiTÉ De oPeraCiÓn eConÓmiCa DelSiSTema inTerConeCTaDo naCional

eSTaDo De FluJoS De eFeCTiVo

POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (Expresado en nuevos soles)

2011 2010

ACTIVIDADES DE INVERSIÓN: Compras de activo fijo (421,424) (964,580) Compra de intangibles (229,307) (422,066)

DISMINUCIóN DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIóN (650,731) (1,386,646)

ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO: Variación de préstamos por pagar (125,255) 3,373,284 Devolución de aportes (472,330) (1,496,540)

(DISMINUCIóN) AUMENTO DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO (597,585) 1,876,744

(DISMINUCIóN) AUMENTO NETO DE EFECTIVO (668,959) 304,956

SALDO DE EFECTIVO AL INICIO 4,437,255 4,132,299

SALDO DE EFECTIVO AL FINAL 3,768,296 4,437,255

Las notas a los estados financieros adjuntas forman parte de este estado.


(iii) Los estados financieros adjuntos han sido preparados a partir de los registros contables del COES, los cuales se llevan en términos monetarios nominales de la fecha de las transacciones, siguiendo el criterio del costo histórico, excepto por activos fijos revaluados que son medidos a su valor razonable.

(b) Uso de estimaciones

La preparación de los estados financieros también requiere que la Dirección Ejecutiva del COES lleve a cabo estimaciones y juicios para la determinación de los saldos de los activos y pasivos, de ingresos y gastos, el monto de contingen-cias y la exposición de eventos significativos en notas a los estados financieros. El uso de estimaciones razonables es una parte esencial de la preparación de estados financieros y no menoscaba su fiabilidad. Las estimaciones y juicios determinados por el COES, son continuamente evaluados y están basados en la experiencia histórica y toda información que sea considerada relevante. Si estas estimaciones y juicios variaran en el futuro como resultado de cambios en las premisas que las sustentaron, los correspondientes saldos de los estados financieros serán corregidos en la fecha en la que el cambio en las estimaciones y juicios se produzca. Las estimaciones más significativas en relación a los esta-dos financieros adjuntos están referidas al valor recuperable de los activos fijos e intangibles.

(c) Transacciones en moneda extranjera

- Moneda funcional y moneda de presentación Para expresar sus estados financieros, la Dirección Ejecutiva del COES ha

determinado su moneda funcional, sobre la base del entorno económico principal donde opera, el cual influye fundamentalmente en la determina-ción de los aportes y en los costos que se incurren para los fines del COES. Los estados financieros se presentan en nuevos soles, que es, a su vez, la moneda funcional y la moneda de presentación del COES. Todas las tran-sacciones son medidas en la moneda funcional y por el contrario, moneda extranjera es toda aquella distinta de la funcional.

- Transacciones y saldos en moneda extranjera Las operaciones en moneda extranjera se registran en nuevos soles aplican-

do los tipos de cambio del día de la transacción. Los saldos al 31 de diciem-bre de 2011 y 2010 están valuados al tipo de cambio de cierre del año. Las diferencias de cambio que se generan entre el tipo de cambio registrado al inicio de una operación y el tipo de cambio de liquidación de la operación o el tipo de cambio de cierre del año, forman parte del rubro de (gastos) ingresos financieros, neto en el estado de ingresos y gastos y superávit acu-mulado.

(d) Instrumentos financieros

Los instrumentos financieros son contratos que dan lugar simultáneamente a un activo financiero en una empresa y a un pasivo financiero o un instrumento de capital en otra. En el caso del COES, los instrumentos financieros corresponden a instrumentos primarios tales como efectivo, cuentas por cobrar y cuentas por pagar. Los instrumentos financieros son medidos a su valor razonable, más los costos directamente relacionados con la transacción.

Con fecha 18 de julio del 2008, la Asamblea de Integrantes en Sesión N° 20, aprobó el nuevo Estatuto del COES, adecuándolo a lo establecido por la Ley 28832 y por el nuevo Reglamento.

Al 31 de diciembre de 2011, el COES está conformado por 87 integrantes (80

en el 2010).

c) Aprobación de estados financieros: Los estados financieros al 31 de diciembre de 2010 fueron aprobados en la

Asamblea de Integrantes realizada el 30 de marzo del 2011. Los correspondien-tes al 2011 han sido autorizados por la Dirección Ejecutiva del COES y serán presentados para la aprobación del Directorio y de la Asamblea de Integrantes del COES dentro del primer trimestre del año 2012.

2. PRINCIPIOS Y PRÁCTICAS CONTABLES QUE SIGUE EL COMITE

Las principales políticas contables adoptadas por el COES en la preparación y pre-sentación de sus estados financieros, se señalan a continuación. Han sido aplicadas en forma consistente por los años presentados.

(a) Base de preparación

(i) En la preparación de los estados financieros adjuntos, la Dirección Ejecuti-va del COES ha cumplido con los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en el Perú. Estos principios corresponden a las Normas Interna-cionales de Información Financiera (NIIF), emitidas por el International Ac-counting Standards Board (IASB) y comprenden las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), las interpretaciones de las NIIF (CINIIF o IFRIC por sus siglas en inglés), las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) y las interpretaciones de las NIC (SIC por sus siglas en inglés).

En el Perú el Consejo Normativo de Contabilidad (en adelante el Consejo), es

la entidad responsable de oficializar estas normas. En el mes de agosto de 2010 ha oficializado la aplicación a partir del 1 de enero de 2011, la versión de las normas vigentes internacionalmente en el 2009 y las modificaciones a mayo de 2010 de las NIC, NIIF y CINIIF.

(ii) En diciembre de 2011 El Consejo aprobó la versión del año 2011 de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) de la 1 a la 9, las interpretaciones de las NIIF (CINIIF o IFRIC por sus siglas en inglés) de la 1 a la 19, las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) de la 1 a la 41, las interpretaciones de las NIC (SIC por sus siglas en inglés) de la 7 a la 32, así como las modificaciones emitidas por IASB a esa fecha con vigencia a partir del año 2012 y aprobó los textos de la NIIF 10 “ Estados Financieros Conso-lidados, NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos, NIIF 12 “Información a Revelar sobre Participaciones en Otras Entidades” y NIIF 13 “Medición del valor Razonable”; con vigencia acorde a lo señalado en cada una de las citadas normas.

El COES ha estimado en forma preliminar el impacto que podría tener la apli-cación de todas estas normas y considera que su efecto no será importante respecto de los estados financieros tomados en su conjunto.


(i) Deterioro de activos financieros El COES evalúa a la fecha de cada balance general si existe evidencia objeti-

va de que un activo financiero o un grupo de activos financieros se encuen-tran deteriorados. Un activo financiero o un grupo de activos financieros se deterioran y generan pérdidas sólo si hay evidencias objetivas de deterioro como resultado de uno o más eventos posteriores al reconocimiento inicial del activo y cuando dicho evento de pérdida tiene un impacto sobre los flu-jos de caja proyectados estimados del activo financiero o grupo de activos financieros que puede ser estimada de manera confiable. Esta evidencia de deterioro puede incluir indicios de dificultades financieras importantes, incumplimiento o atraso en los pagos de aportes, probabilidad de insolven-cia en la que se demuestre que existirá una reducción en los flujos futuros estimados, como cambios en circunstancias o condiciones económicas que tienen correlación en incumplimientos de pago.

El COES considera como deterioradas todas aquellas partidas vencidas con una antigüedad mayor a 360 días por las cuales se ha efectuado las ges-tiones de cobranza sin obtener resultados favorables y que a la fecha no se encuentran refinanciadas.

(j) Instalaciones, equipos y muebles y depreciación acumulada Las instalaciones, equipos y muebles se presentan al costo de adquisición

menos su depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro del valor. El costo de adquisición incluye la revaluación efec-tuada sobre la base de tasaciones efectuadas por peritos independientes. Dichos activos se expresan al valor razonable determinado en la fecha de la tasación menos su depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro del valor. La depreciación de los activos fijos es calculada siguiendo el método de línea recta con las tasas anuales indicadas en la Nota 10. El costo histórico de adquisición incluye los desembolsos di-rectamente atribuibles a la adquisición de los activos. El mantenimiento y las reparacio¬nes menores son reconocidos como gastos según se incurren. La tasa y el método de depreciación se revisan periódicamente para asegurar que el método y el período de la depreciación sean consistentes con el pa-trón previsto de beneficios económicos futuros. Los desembolsos posteriores y renovaciones de importancia se reconocen como activo, cuando es pro-bable que la Dirección Ejecutiva del COES obtenga beneficios económicos futuros derivados del mismo y su costo pueda ser valorizado con fiabilidad.

Al vender o retirar las instalaciones, equipos y muebles, el COES elimina el costo y la depreciación acumulada correspondiente. Cualquier pérdida o ganancia que resultase de su disposición se incluye en el estado de ingresos y gastos y superávit acumulado.

(k) Intangibles y amortización Los intangibles se contabilizan al costo inicial menos su amortización acu-

mulada. Después del reconocimiento inicial, los intangibles se miden al cos-to menos la amortización acumulada y cualquier pérdida acumulada por desvalorización. Los intangibles se amortizan bajo el método de línea recta con la tasa anual indicada en la Nota 11. El período y la tasa de amortización se revisan al final de cada año.

(e) Clasificación de activos financieros

Se ha establecido cuatro categorías para la clasificación de los activos finan-cieros: al valor razonable con efecto en resultados, cuentas por cobrar, activos financieros mantenidos hasta el vencimiento y activos financieros disponibles para la venta. Al COES le aplican los acápites siguientes:

(i) Los activos financieros al valor razonable con efecto en resultados incluyen el efectivo.

El efectivo es un activo financiero porque representa un medio de pago y por ello es la base sobre la que se miden y reconocen todas las transacciones en los estados financieros.

Los cambios en el valor razonable son registrados en el estado de ingresos y gastos en la cuenta diferencia de cambio, neta.

(ii) Cuentas por cobrar Son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables que

no son cotizados en un mercado activo. Surgen cuando se provee servicios directamente a un deudor sin intención de negociar la cuenta por cobrar.In-cluyen aportes por cobrar y cuentas por cobrar diversas del balance general en el activo corriente. El reconocimiento inicial de las cuentas por cobrar es a su valor nominal.

(f) Clasificación de pasivos financieros

Respecto a los pasivos financieros, se ha establecido dos categorías: a valor ra-zonable con cambio en resultados y aquellos registrados al costo amortizado. Al COES le aplica los pasivos financieros al costo amortizado, que comprenden las cuentas por pagar a proveedores, remuneraciones y otras cuentas por pagar y préstamos por pagar. Estas se reconocen a su valor de transacción debido a que el COES es parte de los acuerdos contractuales del instrumento financiero.

(g) Compensación de activos y pasivos financieros Los activos y pasivos financieros se compensan cuando se tiene el derecho legal

de compensarlos y la Dirección Ejecutiva del COES tiene la intención de cance-larlos sobre una base neta o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultánea-mente.

(h) Baja de activos y pasivos financieros

Activos financieros: Un activo financiero es dado de baja cuando: (i) los derechos de recibir flujos

de efectivo del activo han terminado; o (ii) el COES ha transferido sus derechos a recibir flujos de efectivo del activo o ha asumido una obligación de pagar la totalidad de los flujos de efectivo recibidos inmediatamente a una tercera parte bajo un acuerdo de traspaso y (iii) el COES ha transferido sustancialmente todos los riesgos y beneficios del activo o, de no haber transferido ni retenido sustan-cialmente todos los riesgos y beneficios del activo, ha transferido su control.

Pasivos financieros:

Un pasivo financiero es dado de baja cuando la obligación de pago se termina, se cancela o expira.


taciones emitidas que se esperan aplicar de forma razonable a los estados financieros del COES en una fecha futura, en tanto le apliquen cuando se hagan efectivas, son:

- NIC 1 Presentación de los estados financieros – Presentación de parti-das del estado de resultados integrales. Los cambios en la Norma están relacionados a la agrupación de las partidas presentadas en el estado de resultados integrales. Las partidas que pudieran ser reclasificadas al estado de resultados en un período futuro podrían ser presentadas separadamente de las partidas que nunca serán reclasificadas. La mo-dificación afecta solamente la presentación y no tiene impacto en la po-sición financiera del COES o en su rendimiento. La modificación se hará efectiva para los períodos anuales que empiecen el 1 de julio de 2012.

- NIC 19 Beneficio a los empleados (modificada). El IASB emitió varias mo-dificaciones a la NIC 19. Estos cambios van desde modificaciones fun-damentales hasta aclaraciones y parafraseos. La modificación se hace efectiva para períodos anuales que empiecen el 1 de enero de 2013.

- NIIF 7 Instrumentos Financieros: Mejoras a los requerimientos para las revelaciones por baja de instrumentos financieros; la modificación re-quiere revelaciones adicionales para los activos financieros que han sido transferidos, pero no dados de baja, con el fin de proporcionar al usuario del estado financiero del COES un entendimiento de la relación entre dichos activos que no han sido dados de baja y sus pasivos asociados. Se requiere revelar la implicancia en dichos activos dados de baja. La modificación se hace efectiva para períodos anuales que empiecen el 1 de julio de 2011.

- NIIF 9 Instrumentos Financieros: Clasificación y medición; la NIIF 9 fue emitida para reflejar una primera fase del trabajo del IASB en reemplazar la NIC 39 y aplicarla a la clasificación y medición de activos y pasivos financieros definidos en dicha norma. Esta es efectiva desde períodos anuales comenzados desde los ejercicios comenzados en el 1 de enero de 2015. En fases subsecuentes, el IASB se ocupará de la contabilidad de cobertura y del deterioro de activos financieros.

- NIIF 13 “Medición a valor razonable”, establece nuevos requisitos para la medición del valor razonable, mejora la coherencia de los estándares internacionales y reduce la complejidad al proporcionar, una definición del valor razonable y una fuente para su medición, así como los requisitos de revelación para su uso a través de las NIIF. La NIIF 13 es efectiva para períodos anuales que empiecen el 1 de enero de 2013.

(l) Deterioro de activos no financieros

El valor de las instalaciones, equipos y muebles e intangibles es revisado periódicamente para determinar si existe deterioro, cuando se producen cir-cunstancias que indiquen que el valor en libros puede no ser recuperable. De haber indicios de deterioro, el COES estima el importe recuperable de los activos y reconoce una pérdida por desvalorización en el estado de ingresos y gastos y superávit acumulado.

El valor recuperable de un activo es el mayor entre su valor razonable menos los gastos de venta y su valor de uso. El valor de uso es el valor presente de los flujos de efectivo futuros estimados que resultarán del uso continuo de un activo así como de su disposición al final de su vida útil. Los importes recuperables se estiman para cada activo o, si no es posible, para la menor unidad generadora de efectivo que haya sido identificada. De existir una disminución de las pérdidas por desvalorización determinadas en años an-teriores, se registra un ingreso en el estado de ingresos y gastos y superávit acumulado.

(m) Reconocimiento de ingresos por aportes, diferencias de cambio e intereses Los aportes son registrados como ingreso en el período en el que se deven-

gan. Las diferencias de cambio correspondientes al ajuste de las partidas mo-

netarias representadas en moneda extranjera que sean favorables para el COES, son reconocidas como un ingreso financiero cuando se devengan.

Los intereses son reconocidos conforme se devengan, utilizando el método de la tasa de interés efectiva.

(n) Reconocimiento de gastos, diferencias de cambio e intereses Los gastos se reconocen conforme se devengan. Las diferencias de cambio correspondientes al ajuste de las partidas mone-

tarias representadas en moneda extranjera que sean desfavorables para el COES, son reconocidas como un gasto financiero cuando se devengan.

Los intereses se reconocen en proporción al tiempo transcurrido de manera que reflejen el costo efectivo del instrumento financiero.

(o) Contingencias Las contingencias son activos o pasivos que surgen a raíz de sucesos pa-

sados, cuya existencia quedará confirmada sólo si llegan a ocurrir sucesos futuros que no están enteramente bajo el control del COES.

Un activo o un pasivo contingente no se registran porque no puede ser medi-do con la suficiente confiabilidad. Sólo se revelan, si existe un posible hecho económico para el COES.

(p) Nuevas Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas pero no son efectivas a la fecha de los estados financieros

Las normas emitidas pero no efectivas a la fecha de la emisión de los estados

financieros del COES se muestran a continuación. Las normas e interpre-


Al 31 de diciembre de 2011 el tipo de cambio promedio ponderado publicado por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP para las transacciones en dólares estadounidenses era de S/.2.695 para las operaciones de compra y S/. 2.697 para la operaciones de venta (S/.2.808 para la compra y S/. 2.809 para la venta en el 2010).

El COES tenía los siguientes activos y pasivos en dólares estadounidenses:

2011 2010

Activos Efectivo 218,620 366,669Cuentas por cobrar diversas 505,523 37,435

724,143 404,104Pasivos Proveedores 576,331 768,976 Cuentas por pagar diversas 132,236 84,976Prestamos por pagar 2,007,570 1,972,108

2,716,137 2,826,060

Posición pasiva neta (1,991,994) (2,421,956)

5. VALOR RAZONABLE DE LOS INSTRUMENTOS FINANCIEROS Las normas contables definen un instrumento financiero como cualquier activo y

pasivo financiero de una empresa, considerando como tales efectivo, aportes por cobrar, cuentas por cobrar diversas, préstamos por pagar, proveedores, remunera-ciones y otras cuentas por pagar.

En opinión de la Dirección Ejecutiva del COES, al 31 de diciembre de 2011 y de

2010, el valor razonable de sus instrumentos financieros, no es significativamente diferente al de sus respectivos valores en libros y, por lo tanto, la revelación de dicha información no tiene efecto para los estados financieros a dichas fechas.

Los siguientes son los importes de los activos y pasivos financieros del balance ge-

neral, clasificados por categorías (expresado en nuevos soles):

3. NIIF I - ADOPCIÓN POR PRIMERA VEZ DE LAS NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACIÓN FINANCIERA

En el Perú, las Normas Internacionales de Información Financiera se han aplicado parcialmente, en función a las aprobaciones del Consejo Normativo de Contabilidad. No obstante, desde el año 2008, existe un desfase entre las normas vigentes inter-nacionalmente y las que rigen en el Perú, al no haberse aprobado la actualización de los últimos pronunciamientos, revisiones y modificaciones de las normas contables.

El COES es una entidad sin fines de lucro y de acuerdo al Marco Conceptual de las

NIIF, estas están formuladas solo para empresas lucrativas pero si una institución desea aplicar las NIIF, lo tiene que hacer plenamente y sin ningún caso a medias.

El COES ha optado por aplicar y adecuarse a las NIIF en el 2012.

4. ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS DE LIQUIDEZ, CREDITICIO, DE INTERÉS Y DE CAMBIO

Las actividades del COES lo exponen a una variedad de riesgos financieros: de liqui-dez, crediticio, de interés y de cambio. El programa de administración de riesgos del COES trata de minimizar los potenciales efectos adversos en su desempeño finan-ciero. La Dirección Ejecutiva del COES es conocedora de las condiciones existentes en el mercado y sobre la base de su conocimiento y experiencia controla los riesgos, siguiendo las políticas aprobadas por la Asamblea de Integrantes. Los aspectos más importantes para la gestión de estos riesgos son:

Riesgo de liquidez.- Originado por la incapacidad de obtener fondos para honrar los compromisos del COES en los asuntos relacionados con instrumentos financieros. El COES ha gestionado la obtención de préstamos de los aportantes a fin de atender sus necesidades a corto plazo.

Riesgo crediticio.- Originado por la incapacidad de los deudores del COES de cum-

plir con el pago de sus obligaciones hacia ella a medida que van venciendo. El riesgo es menor debido a que las entidades integrantes del COES son solventes

Riesgo de interés.- Originado por los cambios que se puedan producir en las tasas

de interés, principalmente por sus obligaciones. El COES no espera incurrir en pérdi-das significativas por riesgo de tasa de interés, ya que ha pactado tasas de intereses fijas.

Riesgo de cambio.- La exposición a los tipos de cambio proviene de los préstamos que toma el COES, algunas facturas de proveedores y saldos de efectivo, que están básicamente denominadas en dólares norteamericanos. En el balance, estos con-ceptos son presentados al tipo de cambio de fin de período.

Para mitigar la exposición del COES al riesgo cambiario los flujos de caja en moneda no funcional son revisados continuamente; por lo general cuando los importes a pa-gar por compras en dólares superan el importe disponible en esa moneda se realiza una operación de cambio de moneda.


2011 2010

GeneradoresChinango S.A.C. - 74,922SDF Energía S.A.C. - 19,934Illapu Energy S.A. 16,831 -Otros menores 2,584 21,851

19,415 116,707

DistribuidorElectro Sur Este S.A.A. - 43,589

- 43,589

TransmisorRed de Energía del Perú S.A. 420,254 -Consorcio Transmantaro S.A. 194,906 -Red Eléctrica del Sur S.A. 74,515 -Interconexión Eléctrica Isa Perú 50,927 -Otros menores 1,983 -

742,585 -

Clientes LibresCementos Pacasmayo S.A.A. - 18,126Compañía Minera Ares S.A.C. 17,460 16,331Minera Yanacocha S.R.L. 54,784 59,453Papelera Nacional S.A. - 31,704Quimpac S.A. 31,918 54,557Xstrata Tintaya S.A. 24,811 53,755Minera Barrick Misquichilca S.A. - 13,980Empresa Siderurgica del Perú S.A.A. 20,914 40,856Volcan Compañía Minera S.A.A. 39,022 -Cemento Andino S.A. 14,528 -Compañía Minera Casapalca S.A. 19,884 -Otros menores 23,144 6,204

246,465 294,966

1,008,465 455,262

Los aportes a diciembre de 2011 están siendo cobrados durante el primer trimestre de 2012.

9. GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO

A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles):

2011 2010

Gastos pagados por adelantados 236,263 209,653Asesorías y Consultoría (a) 1,422,789 1,018,544Otros menores 46,619 -

1,705,671 1,228,197

6. TRANSACCIONES QUE NO HAN GENERADO MOVIMIENTO DE FONDOS

En el 2011 se han revaluado ciertos activos fijos por S/. 41,512 resultando un exce-dente de revaluación por dicho importe.

7. EFECTIVO A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles):

2011 2010

Fondo fijo 3,500 3,500Cuentas corrientes bancarias (a) 2,922,132 3,072,975Cuentas de ahorro 842,664 1,360,780

3,768,296 4,437,255

(a) El COES mantiene sus cuentas corrientes en moneda nacional y en dólares es-tadounidenses en una entidad financiera local, son de libre disponibilidad y no generan intereses.

8. APORTES POR COBRAR A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles):

Al 31 de diciembre de 2011 Al 31 de diciembre de 2010 Activos y pasivos Activos y pasivos

Activos

Efectivo 3,768,296 - - 3,768,296 4,437,255 - - 4,437,255

Aportes por cobrar - 1,008,465 - 1,008,465 - 455,262 - 455,262

Cuentas por cobrar diversas - 146,609 - 146,609 - 114,884 - 114,884

3,768,296 1,155,074 - 4,923,370 4,437,255 570,146 - 5,007,401

Pasivos

Proveedores - - 2,351,182 2,351,182 - - 2,299,077 2,299,077

Cuentas por pagar diversas - - 2,924,125 2,924,125 - - 2,547,190 2,547,190

Préstamos por pagar - - 5,414,421 5,414,421 - - 5,539,676 5,539,676

- - 10,689,728 10,689,728 - - 10,385,943 10,385,943

Activosfinancieros a

valorrazonable

Cuentaspor cobrar

Pasivosal costo

amortizadoTotal

Activosfinancieros a

valorrazonable

Cuentaspor cobrar

Pasivosal costo

amortizadoTotal


11. INTANGIBLES Y AMORTIZACIÓN ACUMULADA A continuación se presenta el movimiento y la composición del rubro (expresado en

nuevos soles):

COSTO DE:Licencias 1,235,100 198,724 - - 1,433,824Software 5,794,349 30,583 13,333 - 5,838,265Software por recibir 78,025 - (13,333) (11,152) 53,540

7,107,474 229,307 - (11,152) 7,325,629

AMORTIZACIÓN ACUMULADA DE: Licencias 1,059,874 91,619 - - 1,151,493Software 4,253,393 755,087 - - 5,008,480 5,313,267 846,706 - - 6,159,973

Valor neto 1,794,207 1,165,656

COSTO 6,705,486 422,066 - (20,078) 7,107,474

AMORTIZACIóNACUMULADA 4,495,150 818,117 - - 5,313,267

Valor neto 2,210,336 1,794,207

Las licencias y software se amortizan a una tasa del 25% anual.

12. PROVEEDORES Corresponde a facturas y provisiones principalmente relacionadas a contratos firma-

dos por estudios y consultorías, los cuales serán cancelados en el transcurso del año 2012.

13. TRIBUTOS, REMUNERACIONES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2011 2010

Remuneraciones diversas 1,171,420 1,043,754Vacaciones por Pagar 1,048,750 951,741Impuesto General a las Ventas (a) 171,804 193,907Renta de Tercera Categoría (a) 173,359 156,504Renta de Quinta Categoría 217,750 192,845Otros impuestos y contribuciones 225,355 209,912Multas por resarcimientos (b) 270,794 235,889Cuentas por pagar diversas 210,509 96,306Compensación por tiempo de servicio (c) 222,652 219,500

3,712,393 3,300,358

AÑO 2011

AÑO 2010

Saldosiniciales

Saldosiniciales

Saldosfinales

Saldosfinales

Transfe-rencias

Transfe-rencias

Adiciones

Adiciones

Ajustes

Ajustes

(a) Incluye los servicios de consultoría diversos tales como: el servicio de implementa-ción de una plataforma única de intercambio de información destinada a gestionar de forma centralizada y segura la base de datos de la red eléctrica y la elaboración de la Propuesta de los Procedimientos Técnicos que sean necesarios para el fun-cionamiento del Mercado de Corto Plazo, Aplicación de la metodología trade-off/risk minimax para el plan de transmisión 2013-2022, entre otros.

10. INSTALACIONES, EQUIPOS Y MUEBLES Y DEPRECIACIÓN ACUMULADA A continuación se presenta el movimiento y la composición del rubro (expresado en

nuevos soles):

COSTO DE: Instalaciones 738,293 - - - - - - 738,293 Unidades de transporte 211,396 - - - - - - 211,396 Muebles y enseres 1,621,024 73,817 (33,128) (677,656) (69,622) 7,004 - 921,439 Equipos diversos y computo 4,779,003 272,815 (781,571) 677,656 277,909 34,508 - 5,260,320 Unidades por recibir 209,569 74,792 - - (208,287) - (1,281) 74,793

7,559,285 421,424 (814,699) - - 41,512 (1,281) 7,206,241

DEPRECIACIÓN ACUMULADA DE: Instalaciones 156,117 73,829 - - - - - 229,946 Unidades de transporte 31,710 42,279 - - - - - 73,989 Muebles y enseres 783,148 134,433 (30,088) - - - - 887,493 Equipos diversos y computo 3,304,886 610,558 (771,661) - - - - 3,143,783

4,275,861 861,099 (801,749) - - - - 4,335,211

Valor neto 3,283,424 2,871,030

COSTO 6,923,552 964,580 (320,086) - - - (8,761) 7,559,285

DEPRECIACIóN ACUMULADA 3,786,091 803,410 (313,640) - - - - 4,275,861

Valor neto 3,137,461 3,283,424

AÑO 2011SALDOS

INICIALES ADICIONES BAJAS AJUSTESSALDOSFINALESRECLASIFICACIÓN TRANSFERENCIAS REVALUACIÓN

AÑO 2010SALDOS

INICIALES ADICIONES BAJAS AJUSTESSALDOSFINALESRECLASIFICACIÓN TRANSFERENCIAS REVALUACIÓN

La depreciación se calcula utilizando las siguientes tasas anuales:

Instalaciones 3%Unidades de transporte 20%Muebles y enseres 10%Equipos diversos y computo 10% y 25%

En diciembre de 2011, el COES efectuó una revaluación voluntaria de activos fijos sobre la base de una tasación realizada por un perito independiente, resultando un excedente de revaluación por S/. 41,512. Para propósitos contables la depreciación es determinada de acuerdo a la vida útil remanente estimada por la tasación.


MONEDA EXTRANJERA TOTAL CORRIENTE NO CORRIENTE

2011 US$ 2011 S/. 2011 S/. 2011 S/.2010 US$ 2010 S/. 2010 S/. 2010 S/.

Hidrandina S.A. 38,481 32,812 103,785 92,169 7,024 6,531 96,761 85,638Luz del Sur S.A.A. 151,489 129,322 408,563 363,266 27,651 25,714 380,912 337,552Seal S.A. 20,899 17,833 56,365 50,092 3,815 3,548 52,550 46,544Cemento Andino S.A. 3,143 2,684 8,477 7,538 575 534 7,902 7,004Cementos Lima S.A. 6,603 5,638 17,809 15,837 1,205 1,121 16,604 14,716Cementos Pacasmayo S.A.A. 4,193 3,574 11,306 10,038 765 711 10,541 9,327Cerámica Lima S.A. - 1,540 - 4,327 - 247 - 4,080Cerámica San Lorenzo S.A.C. - 562 - 1,577 - 112 - 1,465Compañía de Minas Buenaventura S.A.A. 4,608 3,934 12,426 11,050 841 781 11,585 10,269Compañía Industrial Textil Credisa – Trutex S.A.A. - 1,478 - 4,152 - 295 - 3,857Compañía Minera Antamina S.A. 15,715 13,474 42,385 37,849 2,869 2,683 39,516 35,166Compañía Minera Ares S.A.C. 3,778 3,221 10,189 9,048 690 640 9,499 8,408Compañía Minera Condestable S.A. - 1,673 - 4,701 - 332 - 4,369Compañía Minera Milpo S.A.A. 3,769 3,217 10,165 9,035 688 640 9,477 8,395Corporación Aceros Arequipa S.A. 9,546 10,123 25,747 28,437 1,743 1,621 24,004 26,816Doe Run Perú S.R.L. 6,524 5,564 17,594 15,631 1,192 1,107 16,402 14,524Exsa S.A. - 220 - 618 - 42 - 576Fundición Callao S.A. - 269 - 755 - 53 - 702Gloria S.A. - 1,369 - 3,846 - 273 - 3,573Gold Fields La Cima S.A. 3,452 2,946 9,309 8,275 631 587 8,678 7,688Metalúrgica Peruana S.A. - 994 - 2,791 - 199 - 2,592Minera Colquisiri S.A. - 458 - 1,286 - 90 - 1,196Minera Yanacocha S.R.L. 13,389 11,340 36,111 31,853 2,444 2,273 33,667 29,580Minsur S.A. - 3,399 - 9,549 - 545 - 9,004Productos Tissue del Perú - 1,636 - 4,595 - 329 - 4,266Shougang Hierro Perú S.A.A. 7,343 7,786 19,803 21,872 1,340 1,247 18,463 20,625Sociedad Minera Cerro Verde 29,294 25,017 79,004 70,274 5,347 4,972 73,657 65,302Southern Perú Copper Corporation 38,358 40,675 103,451 114,257 7,002 6,511 96,449 107,746Tecnológica de Alimentos S.A. - 520 - 1,460 - 104 - 1,356

Cervecerías Peruanas Backus S.A.A. - 2,040 - 5,730 - 410 - 5,320XstrataTintaya S.A. 6,147 5,228 16,579 14,685 1,122 1,045 15,457 13,640Yura S.A. - 2,823 - 7,930 - 452 - 7,478Minera BarrickMisquichilca S.A. 2,982 3,162 8,043 8,884 544 506 7,499 8,378Industrias Cachimayo S.A. 4,066 3,473 10,967 9,756 742 691 10,225 9,065Empresa Siderúrgica del Perú S.A.A. 4,637 3,927 12,506 11,031 846 786 11,660 10,245Compañía Minera Miski Mayo S.R.L. - 53 - 149 - 8 - 141Empresa Minera Los Quenuales S.A. 2,006 - 5,410 - 367 - 5,043 - Quimpac S.A. 6,076 - 16,388 - 1,125 - 15,263 - Volcan Compañía Minera S.A.A. 8,406 - 22,671 - 1,534 - 21,137 -

2,007,570 1,972,108 5,414,421 5,539,676 413,022 537,607 5,001,399 5,002,069

(a) Corresponde al impuesto retenido a proveedores no domiciliados.(b) Corresponde a cuentas por pagar por resarcimiento de la transgresión a la Nor-

ma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.(c) A continuación se muestra el movimiento de la provisión para compensación por

tiempo de servicios (expresado en nuevos soles):

2011 2010

Saldo inicial 219,500 192,693 Adiciones 971,521 856,550 Depósitos y liquidaciones (968,369) (829,743)

Saldo final 222,652 219,500

14. PRÉSTAMOS POR PAGAR

A continuación se presenta la composición del rubro:

MONEDA EXTRANJERA TOTAL CORRIENTE NO CORRIENTE

2011 US$ 2011 S/. 2011 S/. 2011 S/.2010 US$ 2010 S/. 2010 S/. 2010 S/.

Electrop erú 319,047 324,843 860,470 912,485 71,249 112,318 789,221 800,167Edegel S.A. 291,175 287,050 785,298 806,323 63,147 90,116 722,151 716,207DukeEnergyEgenor S. en C. por A. 95,099 94,345 256,481 265,016 20,802 30,558 235,679 234,458SN Power S.A. 73,125 82,835 197,216 232,683 15,774 27,276 181,442 205,407Shougang Generación Eléctrica S.A.A. 20,579 23,456 55,504 65,888 5,164 8,079 50,340 57,809Empresa Eléctrica de Piura 36,401 37,685 98,174 105,858 8,305 13,381 89,869 92,477Termoselva S.R.L. 52,608 58,095 141,883 163,191 11,737 15,416 130,146 147,775Eteselva S.R.L. 4,689 6,492 12,647 18,235 856 1,598 11,791 16,637Empresa Eléctrica de Machupicchu S.A. 26,725 25,602 72,078 71,916 5,658 7,042 66,420 64,874Empresa Eléctrica de Arequipa S.A. 39,377 45,111 106,200 126,716 8,766 16,107 97,434 110,609Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. 6,543 6,878 17,647 19,321 1,437 3,069 16,210 16,252Enersur S.A. 193,586 212,901 522,101 598,038 41,871 54,254 480,230 543,784Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. 28,130 28,097 75,865 78,923 6,118 9,517 69,747 69,406Sociedad Minera Corona S.A. 3,342 6,013 9,014 16,889 610 1,140 8,404 15,749Kallpa Generación S.A. 38,253 35,088 103,168 98,563 6,982 7,048 96,186 91,515Generadora de Energía del Perú S.A. - 604 - 1,698 - 121 - 1,577SDF Energía S.A. 4,485 3,829 12,097 10,755 818 761 11,279 9,994Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. - 597 - 1,676 - 96 - 1,580Esco Cia. de Servicios de Energía S.A.C. - 519 - 1,457 - 104 - 1,353Compañía Eléctrica el Platanal S.A. 21,868 18,664 58,978 52,429 3,992 3,711 54,986 48,718Chinango S.A.C. 26,115 22,289 70,434 62,609 4,767 4,433 65,667 58,176Maja Energía S.A.C. - 256 - 718 - 42 - 676Agroindustrial Paramonga - 1,996 - 5,607 - 320 - 5,287Sindicato Energético S.A.C. - 1,273 - 3,575 - 202 - 3,373Red de Energía del Perú S.A. 56,589 49,930 152,625 140,253 10,923 10,157 141,702 130,096Interconexión ISA Perú S.A. 10,163 9,561 27,411 26,886 2,176 2,051 25,235 24,835Consorcio Transmantaro S.A. 32,000 31,696 86,305 89,032 6,883 10,606 79,422 78,426Consorcio Energético de Huancavelica S.A. 2,899 3,074 7,818 8,635 529 492 7,289 8,143Red Eléctrica del Sur S.A. 12,907 13,970 34,808 39,241 2,755 2,987 32,053 36,254Compañía Transmisora Norperuana S.R.L. - 262 - 737 - 42 - 695Edelnor S.A. 132,221 112,828 356,600 316,932 24,134 22,444 332,466 294,488Electrocentro S.A. 15,029 12,824 40,536 36,022 2,744 2,550 37,792 33,472Electronoroeste S.A. 20,243 17,280 54,596 48,539 3,695 3,436 50,901 45,103Electronorte S.A. 14,470 12,353 39,027 34,700 2,641 2,455 36,386 32,245Electrosur S.A. 8,823 7,533 23,796 21,161 1,610 1,497 22,186 19,664Electro Sur Este S.A.A. 9,968 8,474 26,882 23,803 1,819 1,691 25,063 22,112Electro Sur Medio S.A.A. 16,207 13,821 43,709 38,823 2,958 2,750 40,751 36,073


16. INGRESOS POR APORTES A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles):

2011 2010

GeneradorasElectroperú S.A. 2,823,959 2,847,751EdegelS.A.A. 3,178,766 2,987,060DukeEnergy S. en C. por A. 914,409 968,917SN Power Perú S.A. 685,970 767,882Shoungang Generación Eléctrica S. A.A. 16,251 68,307Empresa Eléctrica de Piura S. A. 341,007 289,887Termoselva S.R.L. 356,183 473,300Emp.de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. 425,337 357,884Emp.de Generación Eléctrica del Sur S.A. 64,071 63,109Emp.de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. 276,111 302,367Enersur S.A. 2,007,248 2,069,492Emp.de Generación Eléctrica San Gabán S.A. 233,848 284,927Sociedad Minero Corona S.A. 57,885 57,562KallpaGeneracion S.A. 1,386,937 658,140Generadora de Energía del Perú 6,752 12,174SDF Energía S.A.C. 81,260 77,325Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. 21,297 9,660Esco Cia. de Servicios de Energía S.A.C. 10,360 10,646Compañía Eléctrica el Platanal S.A. 347,985 376,881Chinango S.A.C. 422,816 450,185Maja energía S.A.C. 5,757 4,151Agro Industrial Paramonga S.A.A. 28,397 32,370Sindicato Energético S.A. 18,710 20,621IllapuEnergy S.A. 16,830 -Aguas y Energía Perú S.A. 24,117 -Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A.-ADINELSA 2,907 -

13,755,170 13,190,598

Transmisoras Red de Energía del Perú S.A. 1,163,363 856,254Eteselva S.R.L. 102,238 80,786Interconexión Eléctrica ISA-PERU S.A. 146,299 110,173Consorcio Transmantaro S.A. 489,259 340,051Consorcio Energético de Huancavelica S.A. 42,147 49,872Red Eléctrica del Sur S.A. 180,732 141,269Compañía Transmisora Norperuana S.R.L. 8,008 4,252Abengoa Transmisión Norte S.A. 63,369 -

2,195,415 1,582,657

Distribuidoras Edelnor S.A. 2,400,806 2,280,892Electrocentro S.A. 318,370 259,413Electronoroeste S.A. 465,408 348,802Electronorte S.A. 269,714 249,211Electrosur S.A. 164,888 151,835

Conformado por:

(a) Préstamo para adquisición de Sistema NMS/EMS En Sesión de Asamblea de Integrantes Nº 15 de fecha 30 de noviembre de

2006, se aprobó el Proyecto de Presupuesto de Inversiones para el año 2007, el mismo que sirvió para adquirir los Sistemas EMS/NMS para el Centro de Co-ordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN, por US$ 659,670, que será financiado por los integrantes del COES, mediante aportes reembolsables. Respecto al cronograma de pagos de la Deuda NMS/EMS el 7 de diciembre de 2009 se emitió la carta COES/D-1994-2009 solicitando la factura por los inte-reses y se adjuntó los cuadros de amortizaciones e intereses para los 10 años (2009-2018).

(b) Préstamo para inversiones

En Sesión de Asamblea de Integrantes N° 21 de fecha 28 de noviembre de 2008 y Nº 23 de fecha 27 de noviembre de 2009, se aprobó el incremento del presupuesto de inversiones por US$ 1,090,000 yUS$ 730,000 respectivamente que serán financiados por los integrantes del COES, mediante aportes reembol-sables.

En el 2010, mediante carta N° COES/D-401-2010 de fecha 22 de junio de 2010

la dirección ejecutiva solicitó a las empresas integrantes el primer aporte reem-bolsable por US$ 1,209,859. Asimismo, mediante carta N° COES/D-792-2010 de fecha 16 de diciembre de 2010 la dirección ejecutiva solicitó el segundo aporte reembolsable por US$ 309,223. Durante el primer semestre del año 2011, el COES comunicará a las empresas integrantes la determinación de amortizaciones en intereses para los 10 años (2011-2020).

En Sesión de Asamblea de Integrantes N° 25 de fecha 30 de noviembre de 2010 se aprobó para el año 2011 un incremento en el Presupuesto de Inversiones por un monto de US$879 000, siendo el importe total de US$ 1,029, 000.

El préstamo devengaun interés del 12% anual.

15. PATRIMONIO INSTITUCIONAL

a) Superávit acumulado.- Comprende el saldo acumulado de las transferencias del resultado de los ingresos sobre los gastos del COES, netos de la devolución de los aportes excedentes, luego de la ejecución de cada presupuesto anual. El Directorio en su sesión N° 374 autorizó la devolución a los integrantes del saldo no utilizado después de la ejecución presupuestal del año 2010 por S/.472,330 el cual corresponde al saldo de los ingresos sobre los gastos ejecutados en el período 2010 sin considerar los aportes reembolsables, la depreciación y amor-tización de dicho año.

b) Excedente de revaluación.- Corresponde al excedente resultante de revaluar muebles y enseres y equipos de cómputo a valor de mercado en el año 2011.


17. CARGAS DE PERSONAL A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles):

2011 2010

Sueldos 8,882,375 7,699,546Gratificaciones y Bonificaciones 3,329,133 2,970,119Vacaciones empleados 830,338 726,480Seguros empleados 1,427,304 1,195,170Remuneración de Directorio 1,848,733 1,875,669Compensación por tiempo de servicio 971,521 856,550Otras remuneraciones 755,934 905,597

18,045,338 16,229,131

18. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles):

2011 2010

Transporte y alojamiento 262,563 383,143Honorarios (a) 3,477,027 5,742,841Mantenimiento 892,382 725,970Servicios públicos 299,026 324,671Alquileres 873,077 752,571Otros servicios (b) 1,483,498 1,345,735

7,287,573 9,274,931

a) Incluye principalmente honorarios por consultorías realizadas para revisión de procedimientos técnicos del COES, consultoría, análisis y diagnóstico para mejor el proceso de entrega de información así como consultoría de verificación de procedimientos del COES.

(b) Incluye principalmente servicios IPDATA.

19. CONTINGENCIAS El COES tiene los siguientes procesos al 31 de diciembre de 2011:

a) Diversos procesos arbitrales y judiciales interpuestos por algunos asociados.

La Dirección Ejecutiva y los asesores legales del COES estiman obtener resulta-dos favorables como consecuencia de los referidos procesos, por lo que no se ha constituido provisión alguna en los estados financieros.

b) Un proceso contencioso administrativo mediante el cual se solicita la nulidad de la Resolución N° 072-2009-OS/CD, expedida por el OSINERGMIN donde se multa al COES con 65.18 UIT por supuestos incumplimientos de los procedi-mientos técnicos N° 03 y N° 32.

Electro Sur Este S.A.A. 186,249 174,621Electro Sur Medio S.A.A. - 280,316Electro Dunas S.A.A. 300,642 -Hidrandina S.A. 716,454 665,945Luz del Sur S.A.A. 2,723,447 2,608,865Seal S.A. 400,968 360,603

7,946,946 7,380,503

Clientes Libres Cemento Andino S.A. 58,060 54,081Cementos Lima S.A.A. 102,769 113,627Cementos Pacasmayo S.A.A. 78,127 72,622Cerámica Lima S.A. 27,508 24,992Cerámica San Lorenzo S.A.C. 12,500 11,768Compañía de Minas Buenaventura S.A.A. 91,085 79,288Compañía Industrial Textil Credisa–Trutex S.A.A. 32,943 29,841Compañía Minera Antamina S.A. 277,309 270,450Compañía Minera Ares S.A.C. 70,418 65,425Compañía Minera Casapalca S.A. 19,884 -Compañía Minera Condestable S.A. 35,873 33,778Compañía Minera Milpo S.A.A. 68,186 64,958Corporación Aceros Arequipa S.A. 185,707 164,137Compañía Minera Miski Mayo S.R.L. 20,210 1,101Doe Run Perú S.R.L. 52,240 112,728Eléctrica Santa Rosa S.A..C. 3,162 -Empresa Minera Los Quenuales S.A. 46,358 36,017Exsa S.A. 4,004 3,254Empresa Siderúrgica del Perú S.A.A. 82,639 82,486Fundición Callao S.A. 5,054 5,424Gloria S.A. 30,092 27,609Gold Fields la Cima S.A. 58,237 59,454Industrias Cachimayo S.A. 52,943 69,931Metalúrgica Peruana S.A. 19,347 20,368Minera Colquisiri S.A. 8,718 9,220Minera Yanacocha S.R.L. 219,421 238,197Minsur S.A. 41,935 46,790Minera Barrick Misquichilca S.A. 49,888 53,051Papelera Nacional S.A. 26,751 19,151Perubar S.A. 1,101 987Productos Tissue del Perú S.A. 35,980 34,711Quimpac S.A. 127,481 109,177Shougang HierroPerú S.A.A. 152,879 127,208Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. 543,267 503,621Southern Perú Copper Corporation, Sucursal del Perú 661,035 659,786Tecnológica de Alimentos S.A. 5,263 10,498Unión de Cervecerías Peruanas Backus yJohnston S.A.A. 43,949 42,843Volcan Compañía Minera S.A.A. 160,913 150,894XstrataTintaya S.A. 99,464 107,566Yura S.A. 54,845 45,964

3,667,545 3,563,003

Total 27,565,076 25,716,761

2011 2010

MEMORIA ANUAL 201168 MEMORIA ANUAL 201168

La Dirección Ejecutiva y los asesores legales del COES opinan que existen sufi-cientes elementos de juicio para obtener la nulidad de las multas impuestas, o en todo caso, una reducción del monto de la multa.

20. SITUACIÓN TRIBUTARIA

(a) A partir del año 2001 la exoneración a las rentas de asociaciones sin fines de lucro se restringe a aquellas que de acuerdo con sus estatutos tengan exclusi-vamente alguno o varios de los siguientes fines: deportivos, cultura, educación científica, literaria, artística, beneficencia y asistencia social y hospitalaria, políti-ca y gremial. En opinión de la Dirección Ejecutiva, el COES está incluido en esta exoneración.

Concordantemente con lo mencionado en el párrafo anterior, los ingresos por aportes de los integrantes del COES se encuentran inafectos del Impuesto a la Renta. De conformidad con lo dispuesto en el segundo párrafo del artículo 19 b) de la Ley del Impuesto a la Renta, califican como ingresos gravables aquellos provenientes de actividades distintas a la del objeto de la asociación.

Con fecha 24 de diciembre del año 2006 se publicó el Decreto Legislativo N° 970, que amplía el plazo de exoneración del Impuesto a la Renta a las asociacio-nes sin fines de lucro hasta el 31 de diciembre del año 2008. Sin embargo, no están sujetas a esta exoneración las rentas provenientes de actividades mercan-tiles distintas a los fines estatutarios. Con fecha 31 de diciembre del año 2008 se publicó la Ley N° 29308, mediante la cual se prorroga hasta el 31 de diciembre del 2011 las exoneraciones del Impuesto a la Renta a las asociaciones sin fines de lucro.

(b) El COES está exonerado del Impuesto General a las Ventas por los aportes de sus integrantes.

(c) A partir del ejercicio 2004 se aprobaron medidas para la lucha contra la evasión e informalidad, obligándose al uso de determinados medios de pago para las obligaciones de dar sumas de dinero (bancarización) así como la creación del Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF), que grava una diversa gama de operaciones en moneda nacional o extranjera que se realizan, principalmente, a través del Sistema Financiero y Bancario. La alícuota del ITF para el 2010 y 2011 es de 0.05%.

En los casos en que el pago de obligaciones se haga por medios distintos a la entrega de suma de dinero o sin usar los medios de pago, el impuesto es del doble de la alícuota y siempre sobre el exceso del 15% de las obligaciones de la empresa que se cancelen por esta vía.

Hecho el depósito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N° 2000-3949.

Las fotografías incluidas en el presente documento son parte del archivo

fotográfico de PRomPERÚ, SNmPE y de las empresas integrantes.

Diseño y diagramación: vladimir León.

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