Memoria 2011

MEMORIA ANUAL2011 memoria anual 2011 índice CARTA DEL PRESIDENTE 4 4 Gestión 27 1 Entorno 7 5 ControversiaS POR DECISIONES DEL COES 33 2 QuiÉnes Somos 10 6 Proceso de Mejora Continua 39 3 Operación del SEIN 19 7 Dictamen de Auditores Financieros 43 así como el compromiso total del Directorio. en esta presentación me concentraré en los temas relacionados con la gestión interna. evitando numerosas restricciones del suministro. Este estudio. Esta propuesta de reorganización implicaba. de acuerdo con el Estudio de Reingeniería. 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. la documentación necesaria y se decidió obtener la certificación de los subprocesos principales de transferencias. Este compromiso se mediría con dos parámetros: alcanzar una calificación de 2 en el índice de madurez de procesos. sin embargo. se pudo anunciar con orgullo que una nueva medición de la madurez de procesos alcanzó el indicador de 2. sistemas automatizados y sistemas de información. se avizoran nuevos retos técnicos con el incremento del tamaño y complejidad del sistema. así como los cambios significativos y las adecuaciones en los sistemas de información. con su permanente tenacidad. la creación de 12 plazas de personal nuevas. Es decir. se dieron los primeros pasos para iniciar la implementación de un Sistema de Gestión de Calidad al interior de la organización. que. Sistemas e Informática. 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. derivado del cumplimiento de lo dispuesto por el Reglamento del Mercado de Corto Plazo. se debió cubrir un vacío central en la gestión del COES: la definición de un plan estratégico. El Directorio aprobó una nueva estructura organizativa y se hicieron los cambios y reubicaciones necesarias. y se efectuaron los cambios organizativos recomendados por el Estudio de Reingeniería. 30 de marzo de 2012 Ing. Nada de esto se podrá conseguir sin el apoyo y la confianza brindada hasta hoy por los integrantes. empleando como herramienta la norma ISO 9001. Logística. Esto considerando que. Por otro lado. Se ha planificado obtener durante el 2012 la Certificación ISO 9001 de los principales procesos operativos del COES. Lima. Es pertinente resaltar la creatividad de los especialistas del COES. ya que lo concerniente a las cifras y datos operativos se podrán encontrar en el cuerpo de la Memoria. laboriosas y tienen inesperados picos de congestión.42 en una escala de 1 a 5. así como de la visión. que involucró a todos los procesos de apoyo del COES. Con ayuda de una consultora especializada se elaboró el esquema de trabajo. durante la Asamblea de Integrantes convocada en noviembre de 2011 –con el objeto de aprobar el Presupuesto para el año 2012–. no gestionables. el sistema no cuenta con un adecuado margen de reserva fría. Aun cuando no es lo usual en este tipo de documentos. como son los de Recursos Humanos. Es por ello que el 2011 se orientaron todos los esfuerzos de la organización para alcanzar los objetivos proyectados. y ahora se encuentra preparado para enfrentar los nuevos desafíos. Todo este esfuerzo dio frutos y así. como se sabe. para cumplir con lo previsto en el Estudio de Reingeniería. César Butrón Fernández Presidente del Directorio 5 . el inicio de operación de nuevas líneas de transmisión de 500 kV y de centrales de energías renovables no convencionales. por lo menos desde el año 2008. 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. Energía Reactiva. Otro proyecto importante. No podemos dejar de mencionar que la coordinación de la operación del SEIN ha demandado mayores esfuerzos. El logro de los objetivos propuestos demandó innumerables horas de trabajo adicionales a las requeridas para las labores cotidianas. y Asesoría Legal. dio dos interesantes resultados: un diagnóstico que calificó la madurez de procesos del COES con 1. dedicación y compromiso. Finalmente. sin descuidar la atención de las labores rutinarias.4 01 CARTA DEL PRESIDENTE MEMORIA ANUAL 2011 Carta del Presidente Señores Miembros de la Asamblea de Integrantes: E s grato dirigirme a ustedes para presentarles la Memoria Anual del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC). será la adecuación de los procedimientos técnicos existentes y la propuesta de nuevos.4. a quienes expresamos nuestro mayor agradecimiento. En la Asamblea de Integrantes del 2010 se aprobó un Presupuesto de Gastos para el año 2011 que consideraba ocho plazas nuevas. El futuro se presenta expectante y con muchos retos. Transferencias de Potencia y Compensaciones de Transmisión. hago llegar mi agradecimiento y felicitación a todo el personal que labora en el COES. la alta dirección y todos los trabajadores del COES. que requerirán de nuevos y mejores modelos. Como es conocido. ante la necesidad de iniciar un proceso de cambio interno el año 2009. que de por sí son complejas. comprometiéndose el Directorio a mostrar resultados durante la ejecución del presupuesto. e iniciar el proceso de Certificación de Calidad de los principales procesos operativos del COES dentro de la norma ISO 9001. se documentaron adecuadamente. misión y valores de la institución. así como completar los ajustes y mejoras a la implementación de la nueva estructura organizativa y del plan estratégico. correspondiente al año 2011. que se había alcanzado la meta con creces. Simultáneamente. que se ejecutó en el 2010. se obtuvo la aprobación de la Asamblea para contratar una consultoría que realizara un diagnóstico que sirva de base para la restructuración del COES. y una propuesta de reorganización con un nuevo enfoque de Gestión por Procesos. Para ello. y a sustentar y justificar la adición de las cuatro plazas más el año 2012. contribuyó en el logro de los objetivos del 2011. 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 así que se revisaron con detalle todos los procesos operativos y de apoyo del COES. son normas de detalle los Procedimientos Técnicos del COES. “Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables”. son aprobados por el OSINERGMIN. “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”. durante el 2011 el OSINERGMIN aprobó las modificaciones integrales de los siguientes procedimientos técnicos: i) Procedimiento Técnico N° 03. Marco Legal Las normas que regulan la naturaleza. Complementariamente. “Pronóstico de la Demanda a Corto Plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Para el año 2012 se proyecta la presentación de la totalidad de los mismos para su respectiva aprobación por el OSINERGMIN. y su reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM. se publicó el Decreto Supremo N° 027-2011EM. la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. a propuesta del Directorio del COES. la obligación del COES de elaborar los procedimientos de detalle necesarios para el funcionamiento del Mercado de Corto Plazo. y la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. y el Decreto Supremo N° 031-2011-EM. entre otras normas. aprobado con el Decreto Supremo N° 027-2007-EM. a partir de la vigencia de dicha norma. antes de la entrada en vigencia de la Ley N° 28832. “Decreto Supremo que reglamenta el Decreto de Urgencia N° 037-2008-EM”. en su única disposición transitoria. eran aprobados por el Ministerio de Energía y Minas mediante resoluciones ministeriales. los cuales. el Reglamento de Transmisión. “Reglamento del Mercado de Corto Plazo de Electricidad”. ii) Procedimiento 7 . se puede mencionar también al Decreto Ley N° 25844. Entre las normas que regulan el sector eléctrico. composición y funciones del COES son la Ley N° 28832. aprobado con el Decreto Supremo N° 027-2008EM. De otro lado. el Decreto Supremo N° 012-2011EM. y su reglamento “Reglamento del COES”. aprobada por Decreto Supremo Nº 020-97-EM. Durante el 2011 se publicaron.1. aprobada por Resolución Directoral Nº 014-2005-EM/DGE. Asimismo. que establece.01 Entorno 6 01 ENTORNO MEMORIA ANUAL 2011 01 Entorno 1. “Ley de Concesiones Eléctricas”. pero ahora. mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo. así como a costos marginales. 88° y 91° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. y ii) Procedimiento Técnico N° 25. y ii) Operación del SEIN en Situación Excepcional. en su Sesión N° 21.8 01 ENTORNO MEMORIA ANUAL 2011 Técnico N° 16. aprobó el nuevo Estatuto del COES. respectivamente. 9 . Asimismo. de acuerdo con lo dispuesto por la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. y iii) Procedimiento Técnico N° 29. 86°. se cambió el Estatuto del COES y su denominación a Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC). Dichos aportes están en proporción a los ingresos obtenidos en el ejercicio anterior. modificó los artículos 16º. 19º. y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por todos ellos. por concepto de valorización de potencia y energía. más el ingreso tarifario y los peajes de conexión. a precio básico de potencia de punta. 85°. Inició sus operaciones el 1 de enero de 1995 con la denominación de Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro Norte (COES-SICN). “Indisponibilidad de las Unidades de Generación”. “Racionamiento por Déficit de Oferta”. 1. De acuerdo con la Ley Nº 28832. del 28 de noviembre del mismo año. adecuándolo a lo establecido por la Ley N° 28832 y por el Reglamento del COES. El presupuesto del COES es solventado con los aportes que realizan anualmente sus integrantes. “Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema”.Cuajone En cumplimiento del Decreto Supremo N° 011-2001 EM. El COES tiene por finalidad coordinar la operación de corto. 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. Posteriormente. que modifica los artículos 84°. 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.2. publicado en febrero de 2001. “Reserva Rotante del SEIN”. del 18 de julio de 2008. En octubre del año 2000 incorporó a las empresas que conformaban el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Sur (COES-SUR). 28º y 35º del Estatuto con relación a la convocatoria y quórum de la Asamblea del COES. así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo. debido a la interconexión de ambos sistemas mediante la línea de transmisión en 220 kV Mantaro-Socabaya. Fuente: SOUTHERN PERÚ . preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. se propusieron reformas integrales a los siguientes procedimientos técnicos: i) Procedimiento Técnico N° 22. La Asamblea de Integrantes en su Sesión N° 20. así como diversas modificaciones en otros procedimientos técnicos. el COES está conformado por todos los agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Organigrama El COES está constituido por una Asamblea. el cual empezó a funcionar desde el 6 de junio de 2011. 2. Integrantes A fines de diciembre del 2011 el número de integrantes del COES se incrementó a 87.3. así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo. de los cuales 29 correspondían a personal contratado a plazo fijo. un Directorio y la Dirección Ejecutiva. 2. En el Gráfico N° 1 se aprecia el organigrama aprobado por el Directorio en su Sesión N° 376. • Asegurar el acceso oportuno y adecuado de los interesados a la información. • Asegurar las condiciones de competencia en el Mercado de Corto Plazo de Electricidad. mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo.02 QUIENES SOMOS MEMORIA ANUAL 2011 02 QUIENES SOMOS 10 02 Quiénes Somos • 2. respecto a los 80 que se tenía en el 2010. El COES ejerce las siguientes funciones de interés público: • Elaboración del Plan de Transmisión.2. 11 . • Elaboración de Procedimientos Técnicos. preservando la seguridad del sistema. Procurar las mejoras tecnológicas requeridas para lograr eficiencia. y 66 a plazo indeterminado. Al finalizar el año 2011 el número total de trabajadores del COES fue de 95. el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. los cuales cumplen diferentes roles en la organización. Funciones El COES es un organismo técnico cuya finalidad es coordinar la operación de corto.1. A.A. y seis generadores: Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. 46 Luz del Sur S. 39 Electro Sur S.R.4. 50 Cementos Pacasmayo S.A. 68 Gold Fields La Cima S. 78 Productos Tissue Del Perú S.C. 33 Consorcio Transmantaro S.A. 23 Petramas S. 86 Xstrata Tintaya S. 31 Compañía Transmisora Norperuana S.L. 61 Corporación Aceros Arequipa S.A.A 67 Gloria S. 43 Empresa De Distribución Eléctrica de Lima Norte S. RAZÓN SOCIAL 1 38 Nº En cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 9° del Capítulo I del Reglamento del COES.A.C 6 Edegel S.A.A.Trutex S. 17 Esco Compañía De Servicios de Energía Sac 64 Empresa Siderúrgica Del Perú S. y Eléctrica Santa Rosa S. 41 Electrodunas S. 18 Hidrocañete S.A.R.A.C.A.A. 12 Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S. 53 Compañía De Minas Buenaventura S.A 44 Empresa Regional De Servicio Público de Electricidad Del Norte S. 35 Interconexión Eléctrica Isa Perú S.A.L 80 Shougang Hierro Peru S. 63 Empresa Minera Los Quenuales S.A.A. 87 Yura S.L.A. 20 Illapu Energy S.A. 8 Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A.A.A. y del Artículo 15° de su Estatuto.A.A. la Asamblea realizó dos sesiones: Sesión N° 26 realizada el 30 de marzo del 2011 USUARIOS LIBRES La agenda fue la siguiente: 45 - Aprobación de la Memoria del año 2010 47 - Aprobación del balance.A. 73 Minera Colquisiri S. RAZÓN SOCIAL Agroindustrial Paramonga S.A. Participaron 62 integrantes de un total de 81 registrados. 10 Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.A. Empresa Regional De Servicio Público de Electricidad Electronorte Medio S..R.A. 54 Compañía Industrial Textil Credisa .L 28 Sociedad Minera Corona S. estados financieros y ejecución presupuestaria correspondiente al ejercicio 2010 - Delegación al Directorio de la designación de los auditores externos para el ejercicio 2011. 4 Chinango S.A. 81 Sociedad Minera Cerro Verde S.R.A. 9 Empresa de Electricidad del Perú S.R.R.. 83 Tecnología De Alimentos S.A.A.C. 65 Exsa S.C.L 14 Empresa Eléctrica de Piura S.A. 58 Compañía Minera Condestable S.A.A.A 79 Quimpac S.A.A. • 42 Electronoroeste S.A. Hidrocañete S. 2 Aguas Y Energía Perú S. 19 Hidroeléctrica Santa Cruz Sac 66 Fundición Callao S.A. 2.A.C 70 Messer Gases Del Perú S. 57 Compañía Minera Casapalca 11 Empresa de Generación Eléctrica del Sur S. 76 Papelera Nacional S.A.A. 48 Cemento Andino S. 25 Shougang Generación Eléctrica S.A. Aguas y Energía Perú S. A. DISTRIBUIDORES Electro Sur Este S.A. 60 Compañía Minera Miskimayo S.A. 21 Kallpa Generación S.A..A.A.A.A.A.A.A..L. 36 Red De Energía Del Perú S.A.A.A.C.A. Petramas S. 59 Compañía Minera Condestable S.A. En C. 27 Sn Power Peru S.A. 24 SDF Energía Sac 71 Metalurgica Peruana S. 77 Perubar S.A.A. 74 Minera Yanacocha S.A. Por A.A. los que se detallan en la Tabla N°1. 7 Eléctrica Santa Rosa S. Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. TRANSMISORES 30 Abengoa Transmisión Norte S. 37 Red Eléctrica Del Sur S. 56 Compañía Minera Ares S.A. 5 Duke Energy Egenor S.A. 40 Electrocentro S..A.12 02 QUIENES SOMOS MEMORIA ANUAL 2011 Gráfico N° 1 Tabla N°1 Estructura órganica del COES Lista de Integrantes del COES GENERADORES Nº (*) Funcionamiento suspendido hasta el 2012 por acuerdo del Directorio de la Sesión No 376 Gráfico N° 2 Integrantes del COES SINAC 2011 29 GENERADORES 33% 40 USUARIOS LIBRES 46% 8 TRANSMISORES 9% 10 DISTRIBUIDORES 12% En el 2011 se integraron al COES un usuario libre: la Compañía Minera Casapalca S. 82 Southern Perú Copper Coporation.A.A.A. 49 Cementos Lima S.A. Illapu Energy S.A.A.A.A.A.A.A.A.C.A.A. 55 Compañía Minera Antamina S. 62 Doe Run Peru S. 15 Empresa Generadora de Energía Del Perú S. 22 Maja Energía S.A.A. 3 Celepsa Compañía Eléctrica El Platanal S.C 69 Industrias Cachimayo S.A. 16 Enersur S. 32 Consorcio Energético De Huancavelica S. 13 . 13 Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S. 29 Termoselva S.A.A. 72 Minera Barrick Misquichilca 26 Sindicato Energético S. 75 Minsur S. 52 Cerámica San Lorenzo S. Asamblea Al 31 de diciembre de 2011 la Asamblea quedó conformada por 87 Integrantes Registrados. Sucursal Del Perú 34 Eteselva S. 51 Cerámica Lima S. 84 Unión De Cervecerías Peruanas Backus Y Johnston S.A.A.A.A.A. 85 Volcán Compañía Minera S.A. entre otros. Durante su vida profesional ocupó el cargo de gerente general de PA Consulting Services S. • Ing. Es además decano de ESAN y director del FRI/ESAN. así como diversos cursos de ese nivel académico en ESAN.14 02 QUIENES SOMOS MEMORIA ANUAL 2011 • Sesión N° 27 realizada el 30 de noviembre de 2011 El Directorio del COES. Desempeñó cargos en empresas del sector como Electroperú. 15 .. magíster en Administración de Empresas por ESAN. V. elegido por el Subcomité de Distribuidores. Ing. transmisión y distribución de energía eléctrica. y realizó un posgrado en Generación y Transmisión de Energía Eléctrica en Inglaterra.A. Gilberto Luy Pintado. es ingeniero mecánico electricista de la UNI. Ismael Aragón Castro. Mario Calmet Agnelli. I. está conformado por: Participaron 66 integrantes de un total de 86 registrados. • Ing. Anteriormente ocupó el cargo de presidente del Directorio de Electroperú. • Ing. así como estudios completos de maestría en Regulación de Servicios Públicos en la PUCP. Además ocupó otros puestos relacionados con grandes proyectos de inversión. S&Z Consultores. director de diversas empresas eléctricas. Suiza. elegido en julio de 2008. y cuenta con un curso de posgrado en Ingeniería y Administración de Sistemas Eléctricos de Potencia. IV. Tuvo una experiencia laboral de más de 45 años.. PhD (c) por ESADE-España. en Suecia. Ha sido vice ministro de Transportes. Tiene una experiencia laboral de 25 años. Tiene una experiencia laboral de más de 25 años. y la Compañía Minera Antamina S.A. Gilberto Luy Pintado. II..5. quien es ingeniero mecánico electricista de la UNI. Canadá. y desarrolló servicios de asesoría. Sergio Bravo Orellana.C. director de la Sunass. el Directorio cuenta con las áreas de Asesoría Legal y la Oficina de Perfeccionamiento Técnico. gerente de Finanzas y de Inversiones de Electroperú. Japón. y cuenta con una experiencia laboral de más de 45 años. y el Presidente del Directorio. por el fallecimiento del titular. 2. Tiene una experiencia laboral de más de 45 años. fue ingeniero mecánico electricista de la UNI. además de otros puestos directivos y gerenciales. Anteriormente ocupó el cargo de director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas. César Butrón Fernández. Mario Calmet Agnelli (+). es ingeniero mecánico electricista de la UNI. es ingeniero electricista por la Universidad de Columbia Británica. Sergio Bravo Orellana. Tiene más de 35 años de experiencia laboral. Amadeo Prado Benítez. y ha ocupado otros puestos directivos relacionados con la energía eléctrica. Vancouver. Falleció el 18 de agosto de 2011. César Butrón Fernández. III. además de otros puestos directivos como director de Operaciones del COES-SICN. Se hace una especial mención a la memoria de nuestro director Mario Calmet Agnelli. elegido por el Subcomité de Generadores del COES el 22 de setiembre de 2011. IV. y cuya destacada trayectoria se vio interrumpida con su fallecimiento ocurrido el 18 de agosto de 2011. elegido por el Subcomité de Usuarios Libres. además de otros puestos directivos relacionados con la generación. y cuenta con estudios en Planeamiento de Sistemas Eléctricos realizados en Brasil y auspiciados por el Banco Mundial. designado por la Asamblea. Amadeo Prado Benítez. Anteriormente trabajó para la Texas Instruments Inc. Asimismo. Ha sido asesor del Viceministerio de Energía. quien durante sus años de vida profesional como ingeniero se distinguió por su constante dedicación al desarrollo del sector eléctrico del Perú. Ismael Aragón Castro. respectivamente. Miembros del Directorio: • Ing. Distriluz.elegido por el Subcomité de Generadores. La agenda fue la siguiente: - Aprobación del presupuesto del COES para el 2012 - Reemplazo del Director elegido por el Subcomité de Generadores. es ingeniero mecánico de la UNI. y ocupó los cargos de Superintendente de Mantenimiento Eléctrico y de Servicios Generales en la Southern Peru Copper Corp. elegido por el Subcomité de Transmisores. presidente del Directorio. y tiene una especialización en Finanzas en UCLA-Estados Unidos. consultoría y labor docente. Directorio El COES cuenta con un Directorio compuesto por cinco integrantes: cuatro elegidos por los respectivos subcomités. y secretario técnico de la Comisión de Tarifas Eléctricas. presidente de los CEPRIS de ProInversión. • Ing. Ing. Eduardo Antúnez de Mayolo Ramis (Director de Planificación de Transmisión). Vladimir Sánchez Valdivieso (Jefe de la Oficina de Perfeccionamiento Técnico) 2.16 02 QUIENES SOMOS MEMORIA ANUAL 2011 Ing. Funcionarios Los funcionarios de la Dirección Ejecutiva durante el año 2011 fueron los siguientes: Ing. Guillermo Perea Gómez De la Torre (Jefe del Departamento de Administración). Elmer Palpan Chávez (Jefe del Departamento de Tecnología de la Informática (e)) 17 . César Butrón Fernández (Presidente del COES) y el Ing.6. Ing. Freddy Rengifo Vela (Subdirector de Coordinación) Abogada Maritza Gonzáles Chávez (Asesoria Legal y Secretaria del Directorio). Ing. Tomás Montesinos Yépez (Subdirector de Gestión de la Información). Leonardo Dejo Prado (Subdirector de Evaluación). Lc. Ing. Ing. Jaime Guerra Montes de Oca Director Ejecutivo (e) Ing. Alex León Juscamaita (Subdirector de Programación (e)). Ing. Abogado Pablo Okumura Suzuki (Jefe del Departamento Juridica y Regulatoria). Ing. Roberto Ramírez Arcelles (Subdirector de Nuevos Proyectos). Edgar Rosell Calderón (Subdirector de Planificación). Francisco Torres García (Director de Operaciones). Ing. 4 GW.38% AIPSAA 0.h.01% Total 35 217.94% fue de origen hidráulico.30% SAN GABÁN 2.77% KALLPA 1.h.48% CHINANGO 3. con 8 144 GW.4 GW.78% EGASA 3.17% GEPSA 0. el 57. donde se observa que las empresas de mayor producción de energía fueron Edegel.12% EGEMSA EEPSA 2.h FUENTE: CERRO VERDE MAJA ENERGÍA 0.h. Gráfico N° 3 Producción de Energía Eléctrica del SEIN por Empresas EGENOR 6.13% CORONA 0.58% ENERSUR 13.00% ELECTROPERÚ 20.11% 2.55% SDF ENERGÍA 0.1. La producción de energía eléctrica y la participación porcentual por empresas integrantes se muestran en el Gráfico N° 3.24% SANTA CRUZ 0.06% SANTA ROSA 0.28% SN POWER 4.39% EDEGEL 23.06% 19 .03% EGESUR 0. que fue de 32 427 GW. que representa un crecimiento de 8.68% del total producido en el SEIN.08% SINERSA 0. y 42. que suman una participación de 43.55% TERMOSELVA 1. y Electroperú.44% PETRAMAS 0.06% de origen térmico.01% AYEPSA 0.h.03 OPERACIONES DEL SEIN 18 03 operaciones del sein MEMORIA ANUAL 2011 03 Operaciones del SEIN 3. con 7 238 GW.6% con respecto al año 2010. Producción La producción de energía eléctrica durante el 2011 fue 35 217.16% SHOUGESA 0. De la energía producida.34% CELEPSA 3. 2 0.1%.1 EGESUR 0.00% Ene 08 HIDROELéctricas DIESEL 2 MOTORES DIESEL ELECTROPERÚ 1.9 1.7 A EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA Y ENERGÍA DEL SEIN 1997. en donde se aprecia que la empresa de mayor producción fue Electroperú.h.29% EGASA 4.4 AGUAYTÍA TURBOGAS 169. con 4 616 GW.8 136. con 20 404 GW. se aprecia en el Cuadro N° 1. que fue de 4 578.13% MAJA ENERGÍA 0.20 03 operaciones del sein MEMORIA ANUAL 2011 En el Gráfico N° 7 se presenta la evolución mensual de la producción de energía del SEIN en el período 1997-2011. que es un incremento en 8. EEPSA 4.0 0.10% AYEPSA 0.02% Ene 09 TURBOGAS RESIDUAL 6 MOTORES DIESEL EGASA 2.91% HÍDRICO (RER) HIDROELÉCTRICAS < 20 MW 53.15% PETRAMAS 0.27% SANT A CRUZ 0.55% Ene 04 EGEMSA 3.94 MW.89% ENERSUR 4.61% CORONA EGESUR 0.01% TIPO DE TECNOLOGÍA RECURSO ENERGÉTICO CARBÓN EDEGEL 31.h Ene 07 Hora: 20:15 HÍDRICO EGENOR 2.6 3.2 100.2011! MW TÉRMICA 42% HIDRAÚLICA 58% 5 000 4 700 4 400 4 100 3 800 3 500 DEMANDA MÁXIMA 3 200 2 900 La participación por empresas en la producción hidroeléctrica del SEIN en el año 2011 se muestra en el Gráfico N° 5.68 GW.75% Ene 03 La participación de las unidades de generación del SEIN en la cobertura del día de demanda máxima.0 4 961.8 MALACAS TURBOGAS 89.05% Ene 02 SINERSA 0. con 3.2 24. La producción de energía por tipo de fuente energética (hidráulica y térmica) se muestra en el Gráfico N° 4.36% ELECTROPERÚ 34.4 0.3 GW. 21 .8 GW. SAN GABÁN SANTA ROSA 0. registrada el 14 de diciembre a las 20:15 horas.7 16.51% Ene 00 TOTAL MÁXIMA DEMANDA ANUAL (20:15 h del 14-12-2011) * RER: Recursos Energética Renovables.47% Total 14 813.16% Ene 06 Cuadro N° 1 Producción de Energía Termoeléctrica del SEIN por Empresas 2011 KALLPA 26.7 54.h.5 1 666. En este gráfico se aprecia el crecimiento constante a lo largo del período indicado. apreciándose que la empresa de mayor producción fue Edegel. por tipo de tecnología. se menciona que en los últimos cinco años la máxima demanda en el SEIN ha presentado un crecimiento medio anual de 6.96% Ene 05 Cobertura de la Máxima Demanda de Potencia del SEIN 2011 CAMISEA ENERSUR 25.57% SHOUGESA 0.64% La participación por empresas en la producción termoeléctrica del SEIN en el año 2011 se muestra en el Gráfico N° 6.19 MW.1 2.74%. en tanto que la generación termoeléctrica 14 813 GW.02% Ene 01 La demanda máxima del SEIN en el año 2011 fue de 4 961.h.3 9.54% SAN GABÁN 0.4 1.26% EGENOR 9.3 1 194.2 1.7 67.h GEPSA 0. tanto en la producción de energía como en la demanda máxima de potencia. con 0.0% AIPSAA 0.h.9% del total. representando el 57.h. SN POWER 8.35% respecto a la demanda máxima del año 2010.1 GW.66% BAGAZO (RER) TURBO VAPOR 13.23% EGEMSA 0.00% CHINANGO 5.2011 Por Tipo de Recurso GRÁFICO N° 3. Los resultados indican el predominio de la generación hidráulica en el abastecimiento de la demanda de energía.h. Asimismo.8 0.4 33.30% Gráfico N° 6SEIN POR EMPRESAS 2011! PRODUCCION TERMOELECTRICA DEL TERMOSELVA 3. y la de menor producción. Santa Rosa.19% Total 24 404. es decir el 42.69% EDEGEL 17.1 CICLO COMBINADO TOTAL CAMISEA 472.4 0. y la de menor producción fue San Gabán. Gráfico N° 7 Evolución de la Demanda Máxima y Energía Producida en el SEIN Gráfico N° 4 1997 .75% 0.30% Ene 10 Ene 11 Máxima Demanda (MW) Fecha: 14-12-2011 GAS NATURAL Participación por Tipo de Combustible (%) 2 694.3 BIOGÁS (RER) MOTOR DIESEL 2.3 TURBOGAS 19. 2 600 2 300 2 000 1 700 1 400 1 100 800 Gráfico N° 5 Producción de Energía Hidroeléctrica del SEIN por Empresas 2011 500 Ene 97 Ene 98 Ene 99 CELEPSA 6.4 TURBOVAPOR TURBOGAS SDF ENERGÍA 0. con 7 062 GW.4 32. 2% (259. la unidad G2 de la C. constituido por los tramos Llacuabamba-Pías.T.5 MW).2 MW (12 de noviembre).9 km. se han efectuado las ampliaciones de las líneas Chiclayo-La Niña (110 km).6 MW).7% (136. El Gráfico N°8 muestra el importante aporte del gas natural de Camisea en la cobertura de la potencia demandada.2. Gráfico N° 8 5 500 4 961 MW 5 000 4 500 4 000 3 500 2 500 2 000 1 500 20:15 Hrs 1 000 500 0 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 HÍDRICO HÍDRICO RER BAGAZO (RER) BIOGÁS (RER) CAMISEA AGUAYTÍA CARBÓN MALACAS RESIDUAL 6 DIESEL 2 Líneas de transmisión Asimismo.9 kV) con 25/25/7 MVA de capacidad en la subestación Guadalupe. Cobertura de la Máxima Demanda de Potencia del SEIN 2011 por Tipo de Generación Potencia (MW) Por otro lado. Dichos nuevos ingresos y reingresos totalizaron 92. acumulando entre ellas una participación del gas natural de 38. con 3.B. las tres de propiedad de Abengoa Transmisión Norte S. de Maple Etanol.2 km y 45. de la Autoridad Autónoma del Sistema Eléctrico de Transporte Masivo de Lima y Callao (AATE). de 1.A. con 6.3 MW (23 de agosto). respectivamente. el carbón participó con el 2. con un 33. y el transformador de potencia T87-262 (220/60/22. conformada por el tramo de línea Chilca –Carabayllo. Por su parte. con 19.1 km. de propiedad de Aguas y Energía Perú S. con 36. y las tres unidades que conforman la central térmica de Biomasa C. Instalaciones de generación Durante el 2011 se adquirieron cinco unidades de generación: dos hidráulicas y tres térmicas. con 3.4 MW). y salida de operación comercial de la TG1 de la C.A. de Chimbote.T. Oxapampa-Villa Rica-Pichanaki-Satipo. con 62.9 km de líneas de 60 kV. Piura Oeste-Maple.H. Pías. de Hidrandina.7 km. Kiman Ayllu-Cajamarca (223.T.22 03 operaciones del sein MEMORIA ANUAL 2011 En el día de demanda máxima del SEIN.1% (53. 23 . Azángaro-Putina-AnaneaHuancané.8%. con 62. con 21.3% (15. de Chimbote. cuyo propietario es Abengoa de Transmisión Norte S. participaron con el 1. Los nuevos equipos corresponden a la unidad G1 de la C. A su vez.A.5/45 MVA en la subestación Trujillo Norte. el 0. propiedad de Abengoa Transmisión Norte S. Nuevos transformadores 3.H.3% (2 694. el transformador de potencia T83-261 (220/60/10 kV) con capacidad de 100/100/30 MVA en la subestación Piura Oeste. de propiedad de Electrodunas. y Santa Rosa. I ngreso y Retiro de Instalaciones 3.A. El año 2011 se han incorporado los siguientes nuevos equipos en el SEIN: el transformador de potencia T81-121 (138/22. Por otro lado.3 MW.T.T. con un total de 24.Grau.3 MW (1 de noviembre).8 MW. Además se han puesto en servicio 74 km de líneas de transmisión de 138 kV. de Electropuno.. se destaca la incorporación de 365. Dichos retiros totalizaron 106. las mismas que corresponden a las centrales RER (Recursos Energéticos Renovables). Pomabamba-Huari. con 50 km de longitud. con 7. La Niña-Piura (101 km) y la reconfiguración de la línea Chiclayo-Piura (211 km).2 km. se ha incorporado en el SEIN 1 734. y se ha puesto en operación el nuevo autotransformador de Kiman Ayllu (220/138 kV) con capacidad de 100 MVA.3 MW (30 de setiembre de 2011).5 MW (4 de marzo).1 MW (31 de julio).9/10 kV) de 45/12. así como los tramos Kiman Ayllu-Huallanca y Kiman Ayllu-Sihuas. Huaycoloro.4 km. el 2. a diferencia del gas de Aguaytía y Malacas que participan en conjunto con solo 5. los recursos hídricos aportaron el 54. de Electrocentro.0 MW).1 MW (1 de setiembre).9 MW). el residual y diesel.2. todos ellos de propiedad de Red de Energía del Perú S. con 122. de Emergencia de Trujillo. También se produjo el ingreso en operación comercial de las líneas de transmisión Chilca-La Planicie. como resultado de la Primera Adjudicación en la Subasta RER realizada el 12 de febrero del 2010. con 19. ambas de propiedad de Transmantaro. Emergencia Trujillo.6% (1 666.2 km). Dichas líneas corresponden a la Ampliación N° 6 llevada a cabo por Red de Energía del Perú S. en el 2011 se produjo el retiro de operación comercial de las cuatro unidades Wartsila de la C.2 km. 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.8 MW (18 de marzo). Purmacana.2. propiedad de Transmantaro.8 km de líneas de transmisión de 220 kV.2..A. el 89% de la potencia fue cubierta por plantas hidroeléctricas y por el gas natural de Camisea. con 74.8 km de doble terna). y el bagazo y el biogás.1 MW). que están constituidas por los tramos de las líneas Paragsha-Conococha (140.1.A. de 89 km de longitud.8 MW. Asimismo. Instalaciones de transmisión En cuanto a la nueva infraestructura de transmisión. 3 000 0:15 3. Conococha-Kiman Ayllu (172 km de doble terna). Así también se produjo el reingreso a operación comercial de la TG1 de la C.5 km. de Yarinacocha.A. (ATN).7 MW) y las centrales hidroeléctricas clasificadas como RER (Recursos Energéticos Renovables).7 km. estos ingresos han incrementando la oferta existente en el SEIN en 11. conformado por los ingresos en operación comercial de los tramos Ica-Señor de Luren. 22:45 El 14 de mayo de 2011 se inició la operación comercial de la primera línea de transmisión eléctrica en 500 kV.7% (135.T. con 40 km. las 40 unidades de la C. con 7. y la C. Planicie-Carabayllo. con 121. 90 GW. • El registrado el 14 de enero por la desconexión de la línea L-2232 (Chimbote 1-Trujillo Norte) de 220 kV. de +300/-100 MVAR. con un tiempo promedio de interrupción de dos horas y 1 064 MW. Disponibilidad de Gas Natural 3. debido al ingreso de nuevas unidades de generación a ciclo simple.2. debido al aumento sostenido de la demanda durante los últimos años. Puno y Huallanca. 3. Villa Rica y Puerto Bermúdez por la culminación de la línea de transmisión L.5 2.6 MW. 3. Esta importación no afectó el Costo Marginal de Corto Plazo de energía del mercado eléctrico interno. 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).A. Del mismo modo.4. cuyo dueño es Shougesa. Hidrología Cabe destacar que las centrales hidroeléctricas de Charcani tuvieron un incremento importante en su generación con casi 28%. El volumen total del recurso hídrico fue de 24 591 hm3. L-2010/L-2011 (Santa Rosa-San Juan) y L-2224 (Pachachaca-La Oroya). R15 y R16. con un tiempo promedio de interrupción de dos horas y 550. representando más de un tercio de la generación total del SEIN.h del 2010. propiedad de Abengoa Transmisión Norte S. Cobriza. • El registrado el 28 de diciembre por la desconexión de las dos líneas L-2053/L-2054 (Mantaro-Socabaya) de 220 kV. al contarse con una capacidad de 450 millones de pies cúbicos diarios. Para el año 2011 la participación de la producción de energía eléctrica con gas natural de Camisea llegó al 34. El año hidrológico 2011 es considerado como húmedo.3. se incrementó en un 9%. Los eventos de falla en el SEIN que provocaron el mayor impacto en relación con la Energía no Servida (ENS) fueron: En los últimos tres años se ha registrado un crecimiento medio anual de consumo de gas natural de 21. 25 .24 03 operaciones del sein MEMORIA ANUAL 2011 3. más dos reactores. comparado con el año 2010.6. El detalle de estas importaciones se puede observar en la Tabla N°2.7 MW de la Central Térmica Malacas.04 GW.8 2.6080 (Oxapampa-Villa Rica) en 60kV.1% más al registrado durante el año anterior.5.2011 Nº FECHAS Potencia Máxima (MW) Energía (GWh) 1 Del 24 al 27 de junio 53. 24.3 3 Del 16 al 18 de diciembre 51.h de ENS. En el año 2011 se interconectó al SEIN el sistema aislado de Satipo.2 MVAR cada uno. y C3 y C4 de 138.0 2 Del 8 al 17 de agosto 37. a través del enlace de interconexión L-2280 (Zorritos-Machala). Tabla N°2 Importación de energía eléctrica del Ecuador . incrementando la participación térmica en la matriz de generación del SEIN.4 Las principales líneas de transmisión del SEIN que presentaron congestión fueron: L-2051/2052 (Mantaro-Cotaruse).8%. Pichanaki.h de ENS.h. superior a los 780. de 220 kV.9 MVAR cada uno.4 MMPC. Machupicchu. Su producción en el 2011 registró 997. La importación se efectuó para cubrir el déficit de generación en el Área Norte del SEIN.7. L-2232/L-2233 (Chimbote 1-Trujillo Norte). Eventos Relevantes de la Operación Durante el año 2011 no se presentaron situaciones de congestión en el ducto de la red principal de transporte de gas natural. 3. También se presentaron sobrecargas en los transformadores de potencia de las subestaciones Guadalupe. originada por el mantenimiento programado de la unidad TGN4 de 102. cuatro bancos de compensación capacitiva serie en la subestación Cotaruse (220 kV). de 50 MVAR cada uno. I nterconexión con el Ecuador Durante el 2011 se efectuó la importación temporal de energía eléctrica del Ecuador. todas de 220 kV. C1 y C2 de 128. Integración al SEIN de Sistemas Aislados Mayores Al 31 de diciembre de 2011 se ha incorporado al SEIN el banco de condensadores BC20 (10 kV) de 15 MVAR en la subestación Trujillo Norte.8 kV).6 1. (ATN). Nuevos equipos de compensación reactiva en el SEIN 3. se puso en servicio el SVC de Socabaya. y se ha puesto en operación comercial un banco de condensadores de 30 MVAR de capacidad en la subestación Shougang (13. El volumen total de gas natural de Camisea consumido para la generación de electricidad en el SEIN durante el año 2011 fue 109.3.3%. cuyo propietario es Transmantaro. que. 4. 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. en el mes de junio de 2011 se implementó el nuevo organigrama del COES y las funciones de sus áreas. 27 . Con el objeto de cumplir eficientemente las responsabilidades establecidas por las normas.04 GESTIÓN 26 04 GESTIóN MEMORIA ANUAL 2011 04 Gestión 4. Independencia. P laneamiento Estratégico La identidad corporativa del COES está conformada por aquellos rasgos invariantes de la cultura organizacional. • Visión: Ser referentes para el desarrollo de políticas energéticas apropiadas a los recursos y necesidades del país. el COES durante el año 2011 desarrolló la gestión de sus actividades con los siguientes lineamientos: • Disposición de recursos para mejorar la gestión de la seguridad de la operación del SEIN. Imparcialidad y Excelencia. Transparencia. Reingeniería de Procesos Coincidente con los objetivos de mejora de calidad de procesos y búsqueda de eficacia. según las recomendaciones del Estudio de Reingeniería. desarrollado durante el año 2010. • Mejorar la capacidad de gestión para el desarrollo de las funciones asignadas. • Aumento de la calidad para el cumplimiento de las funciones.1. el despacho económico y el mejor uso de recursos energéticos.2. • Valores: Vocación de Servicio. Surge de los atributos esenciales de la organización. mejorar la calidad de sus procesos y la búsqueda de eficacia. • Incrementar la capacidad de prevención y manejo de potenciales situaciones de crisis del SEIN. tanto a los clientes internos (trabajadores) como a los externos (empresas integrantes). Su objetivo fue elaborar el pronóstico de la demanda de potencia y energía de los principales proyectos de inversión del SEIN. Plan de Transmisión. Estudio de Anteproyecto de la Línea de 220 kV Machupicchu-Quencoro -OnocoraTintaya y ampliación de subestaciones.28 04 GESTIóN MEMORIA ANUAL 2011 IMAGEN N° 1 En consecuencia. El estudio para el SEIN se actualiza cada año. • Procedimientos Administrativos. y por lo tanto merecedora de la certificación (ver imagen N°1). Esta información es utilizada en el estudio de expansión del Plan de Transmisión y otros. Estudios Gestión Estratégica Empresarial Los principales estudios culminados durante el año 2011. V. Este estudio fue realizado como parte del proceso de actualización del Plan de Transmisión para el período indicado. la Dirección Ejecutiva definió los objetivos de calidad. el Sistema de Gestión del COES cumple con los requisitos establecidos en la norma ISO 9001:2008. Su objetivo fue formular el Plan de Transmisión del SEIN. con el apoyo de la empresa Ipsos Apoyo. • Manual de Descripción de Puestos. 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. II. El estudio fue concluido en junio de 2011. se revisaron los instrumentos de gestión. que fue aprobado por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial N° 213-2011-MEM/DM. 4. Fue concluido en noviembre de 2011. tales como: • Organigrama del COES. el COES elaboró el anteproyecto de la línea Machupicchu-QuencoroOnocora-Tintaya y Subestaciones. Como resultado del Primer Plan de Transmisión. Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN-Período 2013-2022. que sintetiza la interrelación de los procesos del COES (Gráfico N°9). El Sistema de Gestión de la Calidad quedó implementado el 19 de setiembre de 2011. el COES ha efectuado una nueva encuesta cuyos resultados sirvieron durante el proceso de Certificación ISO 9001:2008. El 5 de setiembre de ese mismo año. para cumplir con lo establecido en el Reglamento de Transmisión. IV. publicada el 5 de mayo de 2011. III.4. Gestión de Información Necesidades de los Clientes Cliente Satisfecho Macroproceso de Apoyo Gestión Talento Humano y Organización Gestión Jurídica y Regulatoria Gestión Logística Gestión Contabilidad Organizacional Gestión Tecnológica Macroproceso de Evaluación y Control Gestión Control Interno Administración del Riesgo Operativo Gestión del Mejoramiento Contínuo Planear Hacer Verificar Actuar 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. 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. Actualización del estudio “Proyecciones del PBI de largo plazo y de la demanda de potencia y energía de los principales proyectos”. Gráfico N° 9 Macroproceso Estratégico 4. El estudio se inició en diciembre de 2009 y fue desarrollado durante el año 2010 con la formulación de la Propuesta Definitiva. Su objetivo fue analizar los resultados del diagnóstico de la operación esperada del sistema para el periodo 2013-2022. 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. 4. fueron: Macroproceso Cadena de Valor Planificación Programación Coordinación Evaluación Transferencias I. de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Transmisión y en la norma “Criterios y Metodología para la Elaboración del Plan de Transmisión”.3. Encuesta de Satisfacción del Cliente Continuando con la política de realizar Encuestas de Satisfacción. • Manual de Organización y Funciones (MOF). 29 . tras la evaluación y comprobación respectiva.5. concluyendo que. se encuentran en proceso de aprobación los siguientes procedimientos nuevos: “Procedimiento para la Aplicación del Numeral 3. N° 038-2011-EM/DGE. se aprobó el procedimiento “Registro de Integrantes del COES”.1. El documento fue comunicado a los involucrados. estos últimos remitidos al OSINERGMIN.6. Procedimientos aprobados para el Sistema de Gestión de Calidad Durante el proceso de implementación del Sistema de Gestión de Calidad (SGC) se aprobaron 23 procedimientos SGC. Actualización del Plan de Restablecimiento del SEIN. 4. el PR-13. que tendrá vigencia a partir de la ratificación por parte del OSINERGMIN del nuevo Procedimiento de Ingreso. Durante el 2011 se efectuó la comprobación de su implementación. el PR-30. el PR-21. El 28 de octubre de 2011 se modificó el PR-16 con la publicación del procedimiento técnico “Racionamiento por Déficit de Oferta”. al amparo de las facultades que le fueron otorgadas por el Artículo N° 7 del Decreto de Urgencia 0372008.5 de la NTCSE (Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos)”. aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 004-2011-OS/CD. Operación del SEIN y al Mercado de Corto Plazo. con vigencia suspendida.3. el PR-12. para garantizar la selectividad en su actuación. en cumplimiento de la R. Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN (PR-21).30 04 GESTIóN MEMORIA ANUAL 2011 VI. el PR-25. Procedimientos Administrativos 4.6. ampliaciones y cambios generales en la topología de la red. Procedimientos administrativos especiales En la Sesión de Directorio N°377. 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. 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”. 1 4 En proceso de modificación o desarrollo en el COES 36 5 TOTAL 52 Durante el 2011 se continuó con la revisión y modificación de diversos procedimientos técnicos y la elaboración de algunos nuevos. el esquema de rechazo automático de carga por mínima tensión y el esquema de rechazo de generación por sobrefrecuencia.6. VII. El objetivo de este estudio fue revisar los ajustes de los relés para el esquema de rechazo automático de carga por mínima frecuencia. que son las siguientes: Tabla N°4 Estadística de Procedimientos Aprobados para el SGC El 13 de mayo de 2011 fue aprobado por el COES los “Lineamientos para la Operación en Situación Excepcional”. el PR-08. publicada el 12 de abril de 2011. Procedimientos técnicos en aprobación Los procedimientos técnicos en proceso de modificación remitidos al OSINERGMIN. el PR-17. Asimismo. el PR-26 y el PR-32. en salvaguarda de la calidad y seguridad del abastecimiento. IX. son: el PR-07.7. el PR-10. el PR-05.D. el PR-31B y el PR-31C. el PR-04. Asimismo.2. Nº ESTADO DE SITUACIÓN A DICIEMBRE 2011 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 4. el PR-31A. P rocedimientos técnicos en proceso en el COES Durante el año 2011 se trabajó la modificación de los siguientes 20 procedimientos: el PR-01. el PR-09. En el año 2011. 4. aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 005-2011-OS/CD. VIII. remitido al Minem. 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”. Estudio “Análisis y Diagnóstico de Mejoras al Proceso de Entrega de Información para Fines de Transferencias en el COES”. estuvieron en diferentes fases de desarrollo en el COES 16 procedimientos nuevos. Su aplicación es obligatoria a partir del 1 de enero de 2012. el PR-06. se efectuó un análisis de los procesos de transferencia de energía activa.6.1. 4.2. el PR-27. Procedimientos Técnicos 4. “Operación del SEIN en Situación Excepcional” e “Información Hidrológica para la Operación del SEIN”. el PR-02. el PR-22. 4. el PR-18. El estudio se aprobó y publicó en diciembre de 2011. Tabla N°3 Estadística 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). 31 . Su objetivo fue revisar la coordinación de los sistemas de protección de las instalaciones principales del SEIN. Comprobación del estudio “Coordinación de las Protecciones del SEIN”. el PR-11. aprobado con la Resolución OSINERGMIN N° 196-2011-OS/CD. que consideró el ingreso de nuevas instalaciones.7. que se encuentran en proceso de levantamiento de observaciones o de aprobación. relacionados a temas de Planificación de la Transmisión. el PR-14. mediante una consultoría externa.7. el PR-23. el PR-28. Actualización del estudio “Rechazo Automático de Carga y Generación del SEIN para el Año 2012”. del 20 de mayo. que confirmaron las decisiones de la Dirección Ejecutiva respecto al cálculo de las compensaciones por redistribución de gas en virtud del D.1. y con el Estatuto y el Reglamento del COES. El segundo correspondió al arbitraje solicitado por REP contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 347 (O. 2009 y 2010. del 10 de diciembre de 2009.1. 5. Arbitrajes concluidos Fueron dos los arbitrajes que concluyeron en el 2011. 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. de acuerdo con la Ley Nº 28832 “Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”. 33 . Este arbitraje concluyó con un laudo que declaró fundada en parte una de las pretensiones. Arbitrajes Las decisiones de la Asamblea o del Directorio del COES pueden ser cuestionadas por los agentes mediante arbitraje. Seis de ellos correspondieron a procesos en contra de acuerdos del Directorio adoptados en los años 2004. por la desconexión de la línea L-2238 Chiclayo-Piura.2. 5. 8).1. correspondiente a las interrupciones del área PiuraZorritos.D. Los procesos en curso se detallan a continuación. Este arbitraje concluyó con un laudo favorable al COES.05 Controversia POR DECISIONES Del coes 32 05 ControversiaS POR DECISIONES DEL COES MEMORIA ANUAL 2011 05 Controversias por decisiones del COES 5. fueron 11 los arbitrajes que estuvieron en curso. este último aprobado con el Decreto Supremo Nº 027-2008-EM. Arbitrajes en curso Al 31 de diciembre de 2011.1. y cinco en relación con procesos en contra de acuerdos de Directorio adoptados entre los meses de marzo y mayo del año 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.L. Nº 1041. Los procesos fueron iniciados por REP en el primer caso. San Gabán.1).D. El arbitraje fue solicitado por Egenor y Enersur. provisionalmente. Consorcio Transmantaro y Redesur. El arbitraje fue solicitado por Electroperú. los retiros no declarados por ningún generador correspondientes a consumos del cliente libre Minera Casapalca. Contra el acuerdo del Directorio de fecha 12 de abril de 2004 y otros posteriores en el mismo sentido. Shougesa. que confirmaron la decisión de la Dirección Ejecutiva de asignar provisionalmente. h. Chilca 1 de Enersur.D. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 341 (O. que dispuso valorizar de manera provisional los retiros relacionados al suministro de diversos clientes en determinadas barras del SEIN. que confirman las decisiones de la Dirección Ejecutiva que asignan responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por rechazos de carga por mínima frecuencia. que dispuso valorizar de manera provisional los retiros relacionados al suministro del usuario libre Volcan en las barras de consumo del cliente. que confirmaron las decisiones de la Dirección Ejecutiva con respecto a las compensaciones por operación a Mínima Carga. Eepsa. El Arbitraje fue solicitado por Edegel y Kallpa.D. 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. con los que se establecieron los factores de pérdidas aplicables al cálculo de los costos marginales conforme al Decreto de Urgencia Nº 049-2008. se iniciaron dos procesos de amparo contra el COES. entre todos los generadores integrantes del COES.D. Siete procesos fueron iniciados por Edegel. los retiros de energía no declarados por ningún generador correspondientes a la demanda de diversas empresas distribuidoras que no contaban con respaldo contractual. y por Transmantaro en el segundo. c. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 376 (O. 1) de fecha 22 de octubre de 2008.D. que confirman las decisiones de la Dirección Ejecutiva sobre las compensaciones por operación por seguridad.19). c. e. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 375 (O. Egasa. Egenor. Egemsa. Enersur y Electroperú. b. El arbitraje fue solicitado por Rep. 14º de la Ley Nº 28832. los retiros de energía no declarados por ningún generador correspondientes a la demanda de diversas empresas distribuidoras que no contaban con respaldo contractual. Los procesos judiciales que se iniciaron o continuaron en trámite durante el 2011. que fueron iniciados en su oportunidad contra las decisiones del Directorio del COES adoptadas antes de la modificación del inciso k del Art. 5. El proceso fue iniciado por Edegel. Trece procesos judiciales en la vía contencioso-administrativa contra decisiones del Directorio del COES que confirman la decisión de la Dirección Ejecutiva de asignar.34 05 ControversiaS POR DECISIONES DEL COES MEMORIA ANUAL 2011 Respecto de acuerdos de Directorio previos al 2011: a.D.D. El arbitraje fue solicitado por Kallpa. El arbitraje fue solicitado por SN Power. El arbitraje fue solicitado por Kallpa. 2 y 3) de fecha 23 de abril de 2009 y otros posteriores en el mismo sentido.D.10). ocurrido el 31 de enero de 2011. 6) de fecha 28 de abril de 2011 y otros posteriores en el mismo sentido. El arbitraje fue solicitado por Electroperú. que confirmó la decisión de la Dirección Ejecutiva sobre la determinación de las horas de indisponibilidad de la TG2 de la C. e. Dos procesos judiciales en la vía contencioso-administrativa contra las decisiones del Directorio adoptadas en las Sesiones Nº 277 (O. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 375 (O. Edegel. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 377 (O. 5) de fecha 15 de julio de 2010 y otros posteriores en el mismo sentido. j.T. 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. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 344 (O. siendo notificados al COES el 19 de enero y 12 el de mayo de 2011. 5) de fecha 20 de mayo de 2011. Los procesos fueron iniciados por SN Power y Sociedad Minera Corona. d. entre todos los generadores integrantes del COES. que confirmó la decisión de la Dirección Ejecutiva referida a la asignación de responsabilidad por transgresiones a la NTCSE por el evento EV-0372011. Dos procesos de amparo contra el laudo arbitral de fecha 19 de octubre de 2009 que resolvió una controversia entre Electroperú contra el COES. 3) de fecha 31 de marzo de 2011. k. 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. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 376 (O. 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. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 330 (O.8) y Nº 280 (O. son los siguientes: a. 1) de fecha 29 de setiembre de 2009. calculados conforme al Decreto de Urgencia Nº 049-2008. Kallpa. que restablece el arbitraje como mecanismo de solución de controversias contra las decisiones del COES. d. Cahua.D. entre todos los generadores integrantes del COES. El arbitraje fue solicitado por Shougesa. con el que se confirmó la decisión de la Dirección Ejecutiva de asignar provisionalmente. El Arbitraje fue solicitado por Duke Energy Egenor. f.2. Asimismo. Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 316 (O. El proceso fue iniciado por Edegel. 7) de fecha 28 de abril de 2011 y otros posteriores en el mismo sentido. Enersur y Electroperú. Procesos judiciales Durante el 2011 se continuó con la tramitación de los procesos judiciales contenciososadministrativos. i. Respecto de acuerdos de Directorio del 2011: g. 4) de fecha 31 de marzo de 2011 y otros posteriores en el mismo sentido. Isa Perú. Termoselva. Un proceso judicial en la vía contencioso-administrativa contra la decisión del Directorio adoptada en la Sesión Nº 280 (O.D. respectivamente. b. Egesur. 35 . Contra el acuerdo del Directorio adoptado en la Sesión Nº 360 (O.D. SN Power. Un proceso judicial en la vía contencioso-administrativa contra la decisión del Directorio adoptada en la Sesión Nº 276 (O.D. y seis iniciados por EEPSA.D. El arbitraje fue solicitado por las empresas Enersur. 1. que confirman las decisiones de la Dirección Ejecutiva sobre las compensaciones por regulación de tensión en sistemas secundarios y complementarios de transmisión.D. 7) de fecha 3 de noviembre de 2009. Recursos de apelaciones El Directorio del COES recibió 128 recursos de apelación contra decisiones de la Dirección Ejecutiva.36 05 ControversiaS POR DECISIONES DEL COES MEMORIA ANUAL 2011 5.Osinergmin Fuente: SOUTHERN PERÚ .4. referidas principalmente a la aprobación mensual de las valorizaciones de transferencias de potencia y energía. se ha continuado con el trámite de cuatro procedimientos administrativos sancionadores iniciados en años anteriores por el OSINERGMIN. así como a la asignación de responsabilidad por transgresiones a la NTCSE. 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° 5 Controversias por decisiones del COES INICIADOS CONTROVERSIA ANTES 2011 EN EL 2011 TOTAL EN CURSO DURANTE EL 2011 CONCLUIDOS EN EL 2011 PENDIENTES AL 31 DE DICIEMBRE Arbitrajes 8 5 13 2 11 Procesos Judiciales 17 2 19 0 19 4 0 4 0 4 Procedimientos administrativos sancionadores . Procedimientos administrativos sancionadores – OSINERGMIN Durante el 2011 no se ha iniciado ningún procedimiento administrativo sancionador contra el COES.Cuajone 37 .3. 5. Sin embargo. 2.DAD Con el fin de mejorar las competencias técnicas y personales del capital humano del COES. 26 y 28. Elaborar el plan de implementación de los procesos de Gestión de Riesgos y Control Interno. Hacer el seguimiento de las acciones correctivas y preventivas del SGC del COES. energía reactiva y potencia. Capacitación . O ficina de Perfeccionamiento Técnico -OPT Según se establece en el numeral 24. 6.1. Realizar las auditorías internas referidas a la implementación y mantenimiento del SGC del COES. derivadas de las diferentes auditorías internas y externas realizadas. b. f. Es por ello que durante el año 2011 esta oficina ha desarrollado las siguientes actividades: a.1 del Reglamento del COES. durante el 2011 se desarrolló un plan de capacitación con un total de 914 actividades. c. e.06 Proceso de mejora conitnua 38 06 PROCESO DE MEJORA CONTINUA MEMORIA ANUAL 2011 06 Proceso de Mejora Continua 6. que se realizará el 2012. Los principales registros estadísticos obtenidos en el 2011 comparados con los datos del 2009 y el 2010 se muestran en la Tabla N° 6. 14. Recomendar las acciones de mejora respecto de la evaluación de la aplicación expost de estudios contratados por el COES. 39 . Recomendar las acciones de mejora respecto de la verificación de los procesos de valorización de energía activa. Recomendar las acciones de mejora respecto de la revisión de los estudios de pre operatividad presentados al COES. Recomendar las acciones de mejora respecto al cumplimento de los procedimientos técnicos 13. que representaron 6 876 horas de capacitación. g. la OPT propondrá al Directorio las mejoras que estime pertinentes respecto al desarrollo de las funciones que tiene el COES. d. Andrés Huamán M. y Certificación ISO 9001:2008. Prácticas Profesionales y Pre profesionales Durante el año 2011 el COES suscribió 15 convenios de prácticas pre profesionales. que se llevó a cabo el mes de agosto de 2011. Eléctrica y Ramas Afines (CONIMERA). Relacionados a competencias gerenciales: Congreso Internacional de Energía 2011.40 06 PROCESO DE MEJORA CONTINUA MEMORIA ANUAL 2011 Tabla N°6 6. c. así como la propuesta de trabajo a desarrollar en la segunda etapa durante el año 2012. y el Ing. 41 . En competencias técnicas: Sistemas de Protección del SEIN.0. DPL: Digsilent Programming Language. se logro la participación del 100% del personal en el plan anual de capacitación. 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). En competencias genéricas/humanas: Desarrollo de Equipos y Relaciones Interpersonales. Interruptores de Generación y Tecnología GIS. identificado las competencias y condiciones mínimas a ser requeridas y el plan de mejora de competencias técnicas y personales. Gerenciales. • “Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia y su Impacto sobre la Estabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”. Habilitación de operadores del Centro Coordinador de la Operación Primera Fase. Prabha Kundur. Seminario de Calidad del Servicio Eléctrico. Integración y Desarrollo de Alto Desempeño.2. Las actividades realizadas comprendieron una primera fase de entrenamiento en el simulador de operaciones (OTS) realizada en Colombia. d. Integración de Parques Eólicos. y cinco convenios de prácticas profesionales.2. Inteligencia Emocional y Manejo del Estrés.2. por el Ing. Reconocimiento A nuestros colaboradores por el mérito obtenido al haber destacado en el XIX Congreso Nacional de Ingeniería Mecánica. Con el objetivo de evaluar la idoneidad del personal de operación en tiempo real. Los trabajos presentados en la indicada convención fueron: • “Resonancia Subsíncrona Utilizando el Método de Análisis Modal. Competencias Técnicas de Software in House y de Desarrollo Profesional. Seminario de Rediseño de Procesos. Ellos han contribuido con la visión institucional: “Ser referentes para el desarrollo de políticas energéticas apropiadas a los recursos y necesidades del país”. Casos de Pérdida de Estabilidad Permanente. Salomé Gonzales Ch.3. durante el año 2011 se efectuó el levantamiento de información y desarrollo del diagnóstico. Análisis de Flujo de Carga.4. maestría en Regulación de Servicios Públicos (ESAN y UPC). Aplicación a un Caso Real del SEIN”. Energización de Transformadores de Potencia. Técnicas. ACTIVIDADES INTERNAS ACTIVIDADES EXTERNAS Genérica / Humana 620 - Técnica 163 70 Gerencial - 17 Otras competencias técnicas 19 - Desarrollo profesional - 25 TOTAL 802 112 6. Protección de Subestaciones de Transmisión y Generadores Síncronos. Oscilaciones de Potencia. por el bachiller Jefferson Chávez A. Desarrollo de Aplicaciones Web con ASP NET 4. Conferencia Internacional: La hora del Gas. por el Ing. e. Negociación y Manejo de Conflictos. mediante una consultoría internacional con la empresa Expertos en Mercados XM de Colombia. Tabla N° 7 COMPETENCIA DESARROLLADA NÚMERO DE ACTIVIDADES TOTAL HORAS Genérica / Humana 620 3 400 Técnica 233 1 632 Gerencial 17 208 Otras competencias técnicas 19 19 Desarrollo profesional 25 1 617 TOTAL 914 6 876 b. Con relación a las actividades de capacitación de desarrollo profesional y formación. Salomé Gonzales Ch. Temas de capacitación ejecutados Registro de Capacitaciones Durante el 2011 se destacan los siguientes: AÑOS DESCRIPCIÓN 2010 2009 2011 VARIACIÓN 2011/2010 % Participantes 69 84 100 19% Actividades de capacitación 179 795 914 15% Horas 4 038 6 738 6 876 2% 59 80 69 -14% Promedio de horas por participantes Durante el año 2011. 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. Congreso de Gestión Estratégica. Toma de Decisiones. se brindó apoyo formativo en maestrías de Administración (UPC). 6. Desarrollo de la Imagen Personal y del Servicio. por los ingenieros Rolando Zárate y Roberto Ramírez A. 6. Presentaciones Efectivas. Contingencias y Flujo Optimo de Potencias. Análisis de Transitorios Electromecánicos. 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° 8 COMPETENCIA DESARROLLADA a. maestrías en Sistemas de Potencia (UNI).1. Gerencia de Proyectos (UPC) y un Programa Formativo para Asistentes de Gerencia (PUCP). • “Optimización Operativa de una Central Térmica a Gas mediante Análisis Exergético Estructurado”.0 y WCF 4. • “Control Automático de la Generación en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”. Casos de Resonancia y Ferro Resonancia en el SEIN. Cortocircuito y Manejo de Base de Datos con Digsilent Power Factory. • “Diseño y Evaluación Experimental de un Sistema Mecánico de Regulación y Control de Potencia para Pequeños Aerogeneradores”. por el Ing. Estabilidad y Control de Sistemas de Potencia con el Dr. Roberto Ramírez A. Tensión y Frecuencia. Dicha capacitación. 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS 42 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 07 Dictamen de Auditores Financieros 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 • Dictamen de los auditores independientes • Balance General • Estado de ingresos y gastos y superávit acumulado • Estado de flujos de efectivo • Notas a los estados financieros 43 . López de Romaña. Pazos. RODRÍGUEZ Sociedad Civil de Responsabilidad Limitada DICTAMEN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES A los Directores del COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL emos auditado los estados financieros adjuntos de COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL H SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL. Esta responsabilidad incluye diseñar. que comprenden el balance general al 31 de diciembre de 2011 y 2010. 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. así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros. la situación financiera de COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALal 31 de diciembre de 2011 y 2010. es miembro de BDO International Limited. los resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas. y forma parte de la red internacional BDO de empresas independientes asociadas. que incluye la evaluación del riesgo de que los estados financieros contengan representaciones erróneas de importancia relativa. BDO es el nombre comercial de la red BDO y de cada una de las empresas asociadas de BDO. los estados financieros presentan razonablemente. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor. 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. los estados de ingresos y gastos y superávit acumulado y de flujos de efectivo por los años terminados en esas fechas. Camino Real 456 Torre Real. _______________________ (Socio) Luis Pierrend Castillo Contador Público Colegiado Certificado Matrícula Nº 01-03823 na auditoría comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre U los saldos y las divulgaciones en los estados financieros. López de Romaña. una compañía limitada por garantía del Reino Unido. Piso 5 San Isidro Lima 27. 45 . Perú 17 de febrero de 2012 Refrendado por Responsabilidad del Auditor uestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre estos estados financieros basada N en nuestra auditoría. en todos sus aspectos signiE ficativos. ya sea como resultado de fraude o error. ya sea como resultado de fraude o error. una compañía limitada por garantía del Reino Unido. una sociedad peruana. 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. onsideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para proC porcionarnos una base para nuestra opinión de auditoría. y forma parte de la red internacional BDO de empresas independientes asociadas.bdo. Opinión n nuestra opinión. es miembro de BDO International Limited. Rodríguez Sociedad Civil de Responsabilidad Limitada.Peru PAZOS. 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. BDO es el nombre comercial de la red BDO y de cada una de las empresas asociadas de BDO. así como el resumen de políticas contables significativas y otras notas explicativas. Pazos.com. RODRÍGUEZ Sociedad Civil de Responsabilidad Limitada Av. LÓPEZ DE ROMAÑA. pero no con el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno del COES. Al efectuar esta evaluación de riesgo. una sociedad peruana.pe PAZOS. 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. seleccionar y aplicar las políticas contables apropiadas y realizar las estimaciones contables razonables de acuerdo con las circunstancias. Lima. LÓPEZ DE ROMAÑA. de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en el Perú. Responsabilidad de la Dirección Ejecutiva sobre los Estados Financieros L a 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. Rodríguez Sociedad Civil de Responsabilidad Limitada.44 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 Tel: +511 2225600 Fax: +511 513787 www. 399 5.923.631 Total activo 10.726 25. neto de amortización acumulada 11 1.193 11. PATRIMONIO INSTITUCIONAL 15 neto de depreciación acumulada 10 2.181.656 1.465 455.131 9.655.694 -------------- -------------- -------------- -------------- Intangibles.722 -------------- -------------- PASIVO NO CORRIENTE Gastos pagados por anticipado 9 1.686 5.805 Total pasivo y patrimonio institucional 10.393 3.694 47 . equipos y muebles.692.001.692.973 28.008.077.699 EGRESOS Compras 211.299.494 16.287.931 41.460 -------------- -------------- 1.258.042 Diversas 173.649 AJUSTE 15.507 6.084 DEVOLUCIÓN DE APORTES (Nota 15 a) (472.316 459.069 ACTIVO NO CORRIENTE Instalaciones.768.330) (1.075 142.030 3.240 32.573 Tributos 20.296 4.807.229. Notas 2011 2010 INGRESOS Aportes 16 27.137.300.761 172 58.46 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL BALANCE GENERAL ESTADO DE INGRESOS Y GASTOS Y SUPERÁVIT ACUMULADO AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (Expresado en nuevos soles) POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (Expresado en nuevos soles) ACTIVO Notas PASIVO Y PATRIMONIO INSTITUCIONAL 2011 2010 Notas 2011 2010 ACTIVO CORRIENTE PASIVO CORRIENTE Efectivo 7 3.045.340.207 Total patrimonio institucional (785.340.705.716.351.182 2.437.712.069 Total activo corriente 6. remuneraciones y otras Cuentas por pagar 13 3.002.756 175.855 Provisiones del ejercicio 1.262 Total pasivo corriente 6.755 40.871.720.476.803) 201.480 Cargas de personal 17 18.565.263.694 4.917 Diferencia de cambio neta 251.805 Las notas a los estados financieros adjuntas forman parte del balance general.597 6.004 Cargas financieras 870.174 Total pasivo no corriente 5.540 597.002.076 Ingresos Diversos Ingresos Financieros 106.154 Cargas diversas de gestión 340.338 Servicios prestados por terceros 18 7.694 Total activo no corriente 4.193 11.424 Superávit acumulado (785.671 1.600.627.197 Préstamos por pagar 14 5.077 -------------- -------------- Tributos.512 - (Déficit) Superávit acumulado (785.036.794.165.499) SUPERÁVIT INICIAL 201.733 25.434) (2.803) 201.198 (Déficit) (572.607 Cuentas por cobrar Aportes 8 1.496.399 5.228.496.012 600.001.160 28.274.283.526 27.540) EXCEDENTE DE REVALUACIÓN (Nota 15 b) 41.803) 201.408.358 Préstamos por pagar 14 413.341 1.255 Proveedores 12 2.022 537. 388.284 (1.956 SALDO DE EFECTIVO AL INICIO 4.176 (1. ingreso tarifario y peajes de conexión.424) (229. 25844 “Ley de Concesiones Eléctricas” (en adelante “Ley de Concesiones”) y por el Decreto Supremo No. En cumplimiento del Decreto Supremo N° 011-2001 EM. IDENTIFICACIÓN Y ACTIVIDAD a) Identificación: (65.357 (185.117 75.132.035 AUMENTO (DISMINUCIÓN) DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACIÓN AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 2010 (2.142) COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA 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 (421. está conformado por todos los Agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes. preservando la seguridad del sistema. se modifica el Estatuto del COES y se cambió la denominación por Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional COES-SINAC.540) (DISMINUCIÓN) AUMENTO DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO (597.255) Devolución de aportes (472.580) (422. así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el mercado de corto plazo.876. Su domicilio legal y fiscal.Ajustes 28.188 . 86°. San Isidro. los mismos que están en proporción a sus ingresos obtenidos en el ejercicio anterior.369 - 1.731) (1.410 818. por concepto de venta de potencia y energía.434) Más (menos) ajustes al déficit: .499) 803.330) 3.238.307) (964.818) (Aumento) disminución de gastos pagados por adelantado (477.585) 1. 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. aprobó el Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional COES – SINAC. publicado en febrero de 2001. incorporó a las empresas integrantes del Sistema Interconectado Sur. en cumplimiento con lo dispuesto por el Decreto Ley No.744 ACTIVIDADES DE INVERSIÓN: Compras de activo fijo Compra de intangibles (DISMINUCIóN) AUMENTO NETO DE EFECTIVO (668.Retiro de activos fijos 12.437. b) Actividad económica El COES tiene por finalidad coordinar la operación de corto. En el mes de octubre del año 2000.Amortización 846. 85°. remuneraciones y otras cuentas por pagar 412.009-93-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”. el cual modificó los artículos 84°.386.255 El COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (en adelante el COES) es una entidad privada sin fines de lucro. 49 . así como sus oficinas administrativas se encuentran en calle Manuel Roaud y Paz Soldán Nº 364. Las notas a los estados financieros adjuntas forman parte de este estado. mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo.768. 88° y 91° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. El Supremo Gobierno mediante Decreto Supremo N° 027 – 2008 -EM de fecha 03 de mayo de 2008. Con el propósito de cumplir con esta finalidad.496.474) Aumento (disminución) de proveedores 52.222 579. De acuerdo a la Ley 28832.066) DISMINUCIÓN DE EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN (650.373.915) 1.600. Lima.437.099 .105 Aumento de tributos.959) 304.255 4.706 . el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.950 Cargos y abonos por cambios netos en el activo y pasivo: Aumento de cuentas por cobrar (583.022) 634. actualmente el presupuesto del COES es cubierto por los aportes que realizan anualmente sus integrantes.Depreciación 861. e inició sus operaciones el 1 de enero de 1995. bajo la denominación de Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro Norte COES-SICN.296 4.299 SALDO DE EFECTIVO AL FINAL 3.48 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (Expresado en nuevos soles) 2011 ACTIVIDADES DE OPERACIÓN: Déficit (572.646) ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO: Variación de préstamos por pagar (125. las interpretaciones de las NIIF (CINIIF o IFRIC por sus siglas en inglés). Los instrumentos financieros son medidos a su valor razonable. sobre la base del entorno económico principal donde opera. (a) Base de preparación (c) Transacciones en moneda extranjera (i) En la preparación de los estados financieros adjuntos. siguiendo el criterio del costo histórico. las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) de la 1 a la 41. son continuamente evaluados y están basados en la experiencia histórica y toda información que sea considerada relevante. la moneda funcional y la moneda de presentación del COES. NIIF 12 “Información a Revelar sobre Participaciones en Otras Entidades” y NIIF 13 “Medición del valor Razonable”. la Dirección Ejecutiva del COES ha cumplido con los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en el Perú. que es. Todas las transacciones son medidas en la moneda funcional y por el contrario. NIIF y CINIIF. 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. En el caso del COES. Las estimaciones y juicios determinados por el COES. Al 31 de diciembre de 2011. . se señalan a continuación. Las estimaciones más significativas en relación a los estados financieros adjuntos están referidas al valor recuperable de los activos fijos e intangibles. el cual influye fundamentalmente en la determinación de los aportes y en los costos que se incurren para los fines del COES. cuentas por cobrar y cuentas por pagar. - Transacciones y saldos en moneda extranjera Las operaciones en moneda extranjera se registran en nuevos soles aplicando los tipos de cambio del día de la transacción. 51 . de ingresos y gastos. PRINCIPIOS Y PRÁCTICAS CONTABLES QUE SIGUE EL COMITE Las principales políticas contables adoptadas por el COES en la preparación y presentación de sus estados financieros. más los costos directamente relacionados con la transacción. la versión de las normas vigentes internacionalmente en el 2009 y las modificaciones a mayo de 2010 de las NIC. Los correspondientes 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. las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) y las interpretaciones de las NIC (SIC por sus siglas en inglés). los correspondientes saldos de los estados financieros serán corregidos en la fecha en la que el cambio en las estimaciones y juicios se produzca.50 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 Con fecha 18 de julio del 2008. (iii) Los estados financieros adjuntos han sido preparados a partir de los registros contables del COES. las interpretaciones de las NIC (SIC por sus siglas en inglés) de la 7 a la 32. Los saldos al 31 de diciembre de 2011 y 2010 están valuados al tipo de cambio de cierre del año. En el mes de agosto de 2010 ha oficializado la aplicación a partir del 1 de enero de 2011. adecuándolo a lo establecido por la Ley 28832 y por el nuevo Reglamento. la Asamblea de Integrantes en Sesión N° 20. las interpretaciones de las NIIF (CINIIF o IFRIC por sus siglas en inglés) de la 1 a la 19. NIIF 11 “Acuerdos Conjuntos. los cuales se llevan en términos monetarios nominales de la fecha de las transacciones. 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 Consolidados. Si estas estimaciones y juicios variaran en el futuro como resultado de cambios en las premisas que las sustentaron. (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. es la entidad responsable de oficializar estas normas. 2. Los estados financieros se presentan en nuevos soles. Moneda funcional y moneda de presentación Para expresar sus estados financieros. excepto por activos fijos revaluados que son medidos a su valor razonable. forman parte del rubro de (gastos) ingresos financieros. El uso de estimaciones razonables es una parte esencial de la preparación de estados financieros y no menoscaba su fiabilidad. el COES está conformado por 87 integrantes (80 en el 2010). aprobó el nuevo Estatuto del COES. El COES ha estimado en forma preliminar el impacto que podría tener la aplicación de todas estas normas y considera que su efecto no será importante respecto de los estados financieros tomados en su conjunto. la Dirección Ejecutiva del COES ha determinado su moneda funcional. el monto de contingencias y la exposición de eventos significativos en notas a los estados financieros. Estos principios corresponden a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). los instrumentos financieros corresponden a instrumentos primarios tales como efectivo. con vigencia acorde a lo señalado en cada una de las citadas normas. emitidas por el International Accounting Standards Board (IASB) y comprenden las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). moneda extranjera es toda aquella distinta de la funcional. En el Perú el Consejo Normativo de Contabilidad (en adelante el Consejo). neto en el estado de ingresos y gastos y superávit acumulado. (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. a su vez. 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. (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. Han sido aplicadas en forma consistente por los años presentados. se cancela o expira.52 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 (e) Clasificación de activos financieros Se ha establecido cuatro categorías para la clasificación de los activos financieros: al valor razonable con efecto en resultados. (f) Clasificación de pasivos financieros Respecto a los pasivos financieros. 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. incumplimiento o atraso en los pagos de aportes. Después del reconocimiento inicial. Los desembolsos posteriores y renovaciones de importancia se reconocen como activo. La depreciación de los activos fijos es calculada siguiendo el método de línea recta con las tasas anuales indicadas en la Nota 10.Incluyen aportes por cobrar y cuentas por cobrar diversas del balance general en el activo corriente. Al vender o retirar las instalaciones. activos financieros mantenidos hasta el vencimiento y activos financieros disponibles para la venta. Surgen cuando se provee servicios directamente a un deudor sin intención de negociar la cuenta por cobrar. Los intangibles se amortizan bajo el método de línea recta con la tasa anual indicada en la Nota 11. cuando es probable que la Dirección Ejecutiva del COES obtenga beneficios económicos futuros derivados del mismo y su costo pueda ser valorizado con fiabilidad. El período y la tasa de amortización se revisan al final de cada año. Pasivos financieros: Un pasivo financiero es dado de baja cuando la obligación de pago se termina. los intangibles se miden al costo menos la amortización acumulada y cualquier pérdida acumulada por desvalorización. que comprenden las cuentas por pagar a proveedores. (ii) Cuentas por cobrar Son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables que no son cotizados en un mercado activo. probabilidad de insolvencia en la que se demuestre que existirá una reducción en los flujos futuros estimados. 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 flujos de caja proyectados estimados del activo financiero o grupo de activos financieros que puede ser estimada de manera confiable. El mantenimiento y las reparacio¬nes menores son reconocidos como gastos según se incurren. remuneraciones y otras cuentas por pagar y préstamos por pagar. 53 . cuentas por cobrar. Estas se reconocen a su valor de transacción debido a que el COES es parte de los acuerdos contractuales del instrumento financiero. El costo histórico de adquisición incluye los desembolsos directamente atribuibles a la adquisición de los activos. 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 patrón previsto de beneficios económicos futuros. (i) Deterioro de activos financieros El COES evalúa a la fecha de cada balance general si existe evidencia objetiva de que un activo financiero o un grupo de activos financieros se encuentran deteriorados. (j) Instalaciones. de no haber transferido ni retenido sustancialmente todos los riesgos y beneficios del activo. se ha establecido dos categorías: a valor razonable con cambio en resultados y aquellos registrados al costo amortizado. El reconocimiento inicial de las cuentas por cobrar es a su valor nominal. Los cambios en el valor razonable son registrados en el estado de ingresos y gastos en la cuenta diferencia de cambio. Esta evidencia de deterioro puede incluir indicios de dificultades financieras importantes. equipos y muebles se presentan al costo de adquisición menos su depreciación acumulada y el importe acumulado de las pérdidas por deterioro del valor. ha transferido su control. como cambios en circunstancias o condiciones económicas que tienen correlación en incumplimientos de pago. (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. neta. equipos y muebles y depreciación acumulada Las instalaciones. (k) Intangibles y amortización Los intangibles se contabilizan al costo inicial menos su amortización acumulada. El COES considera como deterioradas todas aquellas partidas vencidas con una antigüedad mayor a 360 días por las cuales se ha efectuado las gestiones de cobranza sin obtener resultados favorables y que a la fecha no se encuentran refinanciadas. equipos y muebles. Cualquier pérdida o ganancia que resultase de su disposición se incluye en el estado de ingresos y gastos y superávit acumulado. (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 cancelarlos sobre una base neta o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente. Al COES le aplica los pasivos financieros al costo amortizado. 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. el COES elimina el costo y la depreciación acumulada correspondiente. El costo de adquisición incluye la revaluación efectuada sobre la base de tasaciones efectuadas por peritos independientes. Al COES le aplican los acápites siguientes: (i) Los activos financieros al valor razonable con efecto en resultados incluyen el efectivo. La modificación se hace efectiva para períodos anuales que empiecen el 1 de julio de 2011. Los intereses se reconocen en proporción al tiempo transcurrido de manera que reflejen el costo efectivo del instrumento financiero. pero no dados de baja. Los cambios en la Norma están relacionados a la agrupación de las partidas presentadas en el estado de resultados integrales. 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. La modificación se hace efectiva para períodos anuales que empiecen el 1 de enero de 2013. Los intereses son reconocidos conforme se devengan. De haber indicios de deterioro. en tanto le apliquen cuando se hagan efectivas. (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. La modificación afecta solamente la presentación y no tiene impacto en la posición financiera del COES o en su rendimiento. (m) Reconocimiento de ingresos por aportes. Las diferencias de cambio correspondientes al ajuste de las partidas monetarias representadas en moneda extranjera que sean desfavorables para el COES. 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. diferencias de cambio e intereses Los aportes son registrados como ingreso en el período en el que se devengan. si existe un posible hecho económico para el COES. Sólo se revelan. Se requiere revelar la implicancia en dichos activos 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. 55 . cuya existencia quedará confirmada sólo si llegan a ocurrir sucesos futuros que no están enteramente bajo el control del COES. - NIIF 9 Instrumentos Financieros: Clasificación y medición. Esta es efectiva desde períodos anuales comenzados desde los ejercicios comenzados en el 1 de enero de 2015. el IASB se ocupará de la contabilidad de cobertura y del deterioro de activos financieros. 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. establece nuevos requisitos para la medición del valor razonable. si no es posible. utilizando el método de la tasa de interés efectiva. (o) Contingencias Las contingencias son activos o pasivos que surgen a raíz de sucesos pasados. El IASB emitió varias modificaciones a la NIC 19. Estos cambios van desde modificaciones fundamentales hasta aclaraciones y parafraseos.54 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 (l) Deterioro de activos no financieros El valor de las instalaciones. En fases subsecuentes. la modificación requiere revelaciones adicionales para los activos financieros que han sido transferidos. Las normas e interpre- - NIIF 13 “Medición a valor razonable”. son reconocidas como un ingreso financiero cuando se devengan. diferencias de cambio e intereses Los gastos se reconocen conforme se devengan. Las diferencias de cambio correspondientes al ajuste de las partidas monetarias representadas en moneda extranjera que sean favorables para el COES. Un activo o un pasivo contingente no se registran porque no puede ser medido con la suficiente confiabilidad. son: - NIC 1 Presentación de los estados financieros – Presentación de partidas del estado de resultados integrales. equipos y muebles e intangibles es revisado periódicamente para determinar si existe deterioro. - NIIF 7 Instrumentos Financieros: Mejoras a los requerimientos para las revelaciones por baja de instrumentos financieros. - NIC 19 Beneficio a los empleados (modificada). La modificación se hará efectiva para los períodos anuales que empiecen el 1 de julio de 2012. El valor recuperable de un activo es el mayor entre su valor razonable menos los gastos de venta y su valor de uso. De existir una disminución de las pérdidas por desvalorización determinadas en años anteriores. son reconocidas como un gasto financiero cuando se devengan. Los importes recuperables se estiman para cada activo o. (n) Reconocimiento de gastos. mejora la coherencia de los estándares internacionales y reduce la complejidad al proporcionar. cuando se producen circunstancias que indiquen que el valor en libros puede no ser recuperable. 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. La NIIF 13 es efectiva para períodos anuales que empiecen el 1 de enero de 2013. para la menor unidad generadora de efectivo que haya sido identificada. se registra un ingreso en el estado de ingresos y gastos y superávit acumulado. una definición del valor razonable y una fuente para su medición. taciones emitidas que se esperan aplicar de forma razonable a los estados financieros del COES en una fecha futura. así como los requisitos de revelación para su uso a través de las NIIF. 809 para la venta en el 2010)..137 2. Los siguientes son los importes de los activos y pasivos financieros del balance general. remuneraciones y otras cuentas por pagar.972.421. al no haberse aprobado la actualización de los últimos pronunciamientos.Originado por la incapacidad de los deudores del COES de cumplir con el pago de sus obligaciones hacia ella a medida que van venciendo. no es significativamente diferente al de sus respectivos valores en libros y.104 VALOR RAZONABLE DE LOS INSTRUMENTOS FINANCIEROS Las normas contables definen un instrumento financiero como cualquier activo y pasivo financiero de una empresa. Seguros y AFP para las transacciones en dólares estadounidenses era de S/.620 Cuentas por cobrar diversas 505. NIIF I . 4. siguiendo las políticas aprobadas por la Asamblea de Integrantes.143 Pasivos Proveedores 576. revisiones y modificaciones de las normas contables. al 31 de diciembre de 2011 y de 2010. El COES ha optado por aplicar y adecuarse a las NIIF en el 2012.669 37. 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. CREDITICIO.2. El riesgo es menor debido a que las entidades integrantes del COES son solventes Riesgo de interés. estos conceptos son presentados al tipo de cambio de fin de período.007. ya que ha pactado tasas de intereses fijas. algunas facturas de proveedores y saldos de efectivo.236 Prestamos por pagar 2.808 para la compra y S/. de interés y de cambio.994) (2.. 2. proveedores. por lo tanto. En opinión de la Dirección Ejecutiva del COES.826. estas están formuladas solo para empresas lucrativas pero si una institución desea aplicar las NIIF.060 (1.523 366. préstamos por pagar.. considerando como tales efectivo.956) Posición pasiva neta 5.435 724.ADOPCIÓN POR PRIMERA VEZ DE LAS NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACIÓN FINANCIERA En el Perú.716.570 768.La exposición a los tipos de cambio proviene de los préstamos que toma el COES.Originado por los cambios que se puedan producir en las tasas de interés. ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS DE LIQUIDEZ. Riesgo de cambio. principalmente por sus obligaciones. existe un desfase entre las normas vigentes internacionalmente y las que rigen en el Perú. El programa de administración de riesgos del COES trata de minimizar los potenciales efectos adversos en su desempeño financiero. las Normas Internacionales de Información Financiera se han aplicado parcialmente. clasificados por categorías (expresado en nuevos soles): 57 . por lo general cuando los importes a pagar por compras en dólares superan el importe disponible en esa moneda se realiza una operación de cambio de moneda. crediticio.2.56 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 3. la revelación de dicha información no tiene efecto para los estados financieros a dichas fechas.991. Riesgo crediticio. desde el año 2008.108 2. que están básicamente denominadas en dólares norteamericanos.Originado por la incapacidad de obtener fondos para honrar los compromisos del COES en los asuntos relacionados con instrumentos financieros. Al 31 de diciembre de 2011 el tipo de cambio promedio ponderado publicado por la Superintendencia de Banca.976 1.. En el balance. El COES ha gestionado la obtención de préstamos de los aportantes a fin de atender sus necesidades a corto plazo. cuentas por cobrar diversas.331 Cuentas por pagar diversas 132. Para mitigar la exposición del COES al riesgo cambiario los flujos de caja en moneda no funcional son revisados continuamente. en función a las aprobaciones del Consejo Normativo de Contabilidad.697 para la operaciones de venta (S/. DE INTERÉS Y DE CAMBIO Las actividades del COES lo exponen a una variedad de riesgos financieros: de liquidez. El COES no espera incurrir en pérdidas significativas por riesgo de tasa de interés. 2. 2010 404. El COES tenía los siguientes activos y pasivos en dólares estadounidenses: El COES es una entidad sin fines de lucro y de acuerdo al Marco Conceptual de las NIIF.976 84. 2011 Activos Efectivo 218. No obstante. lo tiene que hacer plenamente y sin ningún caso a medias.695 para las operaciones de compra y S/. Los aspectos más importantes para la gestión de estos riesgos son: Riesgo de liquidez. el valor razonable de sus instrumentos financieros. aportes por cobrar. A.190 2.811 - 20.A.923.351.204 246.943 Pasivos 6.768.A.789 46.619 209.182 - - 2.927 1.370 4.331 59. Interconexión Eléctrica Isa Perú Otros menores 2011 Los aportes a diciembre de 2011 están siendo cobrados durante el primer trimestre de 2012.296 - - 3.884 23.077 Cuentas por pagar diversas - - 2.884 - 114. - 43.728 - - 10. Minera Yanacocha S.768.437.008.421 - - 5.A.539. Otros menores Transmisor Red de Energía del Perú S.A.A.983 - 742.072. Compañía Minera Casapalca S. son de libre disponibilidad y no generan intereses.465 - 1.255 Aportes por cobrar - 1 .544 - 1.437.182 2.975 1.422.146 - 5.A. 8.A. Illapu Energy S.437.671 1.296 1.190 Préstamos por pagar - - 5.465 - 455.609 - 114.A.914 39.296 4.664 3.704 54.780 4.A.351.385.689. 7.653 1.C.539.584 74.A. Compañía Minera Ares S.528 19.263 1.077 2.421 5.262 Cuentas por cobrar diversas - 146.A.707 Distribuidor Electro Sur Este S.385.966 1.453 31.A.943 10.125 - - 2.589 420. Red Eléctrica del Sur S.415 116.884 3.C. Consorcio Transmantaro S.705.465 294.557 53.A.460 54.934 21.254 194.A.414.255 - - 4.768.515 50. Cemento Andino S.A.126 16. Xstrata Tintaya S.689.547.924. 9.262 Proveedores - - 2.018. Volcan Compañía Minera S.437.A.980 40.676 5.144 18. Minera Barrick Misquichilca S.299.728 10. Quimpac S.401 - - 16. 41.589 - 43.A.851 19.414.609 - 146.784 - 31.008.296 (a) El COES mantiene sus cuentas corrientes en moneda nacional y en dólares estadounidenses en una entidad financiera local.A.831 2.022 14.768.465 455.262 - 455.074 - 4.125 2. GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2011 2010 Gastos pagados por adelantados Asesorías y Consultoría (a) Otros menores 236.676 - - 10.228.C. SDF Energía S.547.255 570.L.007.922.500 3. Papelera Nacional S. Empresa Siderurgica del Perú S. Otros menores 2010 APORTES POR COBRAR A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2010 Generadores Chinango S.585 - - 17.906 74.132 Cuentas de ahorro 842.755 13.922 19. EFECTIVO A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2011 Fondo fijo 3.856 6.512 resultando un excedente de revaluación por dicho importe.197 59 .360. TRANSACCIONES QUE NO HAN GENERADO MOVIMIENTO DE FONDOS En el 2011 se han revaluado ciertos activos fijos por S/. Clientes Libres Cementos Pacasmayo S.58 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 Al 31 de diciembre de 2011 Activos y pasivos Al 31 de diciembre de 2010 Activos y pasivos Activos Activos Pasivos Pasivos Cuentas Cuentas financieros a financieros a al costo al costo Total Total por cobrar por cobrar valor valor amortizado amortizado razonable razonable Activos Efectivo 3.299.155.A.500 Cuentas corrientes bancarias (a) 2.008.918 24.924.R.A.255 3. 024 73.817 (33.393 3.907 156.241 - Transferencias COSTO DE: Licencias 1.794.724 - 30.267 846.486 422.281) 7.078) 7.313.283.493 Equipos diversos y computo 3.293 . 12.260.091 803.207 1.804 173.128) (677.148 134.396 .333 - (13.559.320 Unidades por recibir 209.699) - - 41.211 198.621.792 - - (208.973 COSTO DE: Instalaciones 738.410 (313.206.909 34. INSTALACIONES.283. 11.569 74.396 Muebles y enseres 1.504 192.420 1.267 Valor neto 2.171.750 171.558 (771.117 - - 5.099 (801.622) 7.509 222.003 272.300.359 217.025 Valor neto DEPRECIACIÓN ACUMULADA DE: Instalaciones 156.886 610.088) - - - - 887. EQUIPOS Y MUEBLES Y DEPRECIACIÓN ACUMULADA A continuación se presenta el movimiento y la composición del rubro (expresado en nuevos soles): AÑO 2011 SALDOS INICIALES ADICIONES BAJAS RECLASIFICACIÓN TRANSFERENCIAS REVALUACIÓN AJUSTES SALDOS FINALES 7.008.912 235.281) 74.151.285 DEPRECIACIÓN ACUMULADA 3.793 Saldos iniciales 3.712.629 7.325.424 La depreciación se calcula utilizando las siguientes tasas anuales: Instalaciones Unidades de transporte Muebles y enseres Equipos diversos y computo 3% 20% 10% 10% y 25% En diciembre de 2011. Aplicación de la metodología trade-off/ risk minimax para el plan de transmisión 2013-2022.461 3.923.829 - - - - - 229.861 Valor neto AÑO 2010 861.159.100 Software 5.424 (814.279 - - - - - 73.275.307 (11.871.512.480 5.559.794.946 Unidades de transporte 31.433.824 - 5.048.107.794.117 73.889 96.439 Equipos diversos y computo 4.540 229.165. INTANGIBLES Y AMORTIZACIÓN ACUMULADA A continuación se presenta el movimiento y la composición del rubro (expresado en nuevos soles): AÑO 2011 10.580 (320.207 Las licencias y software se amortizan a una tasa del 25% anual.761) 7.861 Valor neto Saldos finales Ajustes Saldos TransfeAÑO 2010 Adiciones Ajustes iniciales rencias (1.275.474 AMORTIZACIÓN ACUMULADA 4.741 193. 41.313.656 277.656 Saldos finales COSTO 6.306 219.235.285 421. Para propósitos contables la depreciación es determinada de acuerdo a la vida útil remanente estimada por la tasación.794 210.512 4. los cuales serán cancelados en el transcurso del año 2012.358 61 .355 270.706 - - 6.786.493 Software 4.815 (781.656) (69.845 209.500 3.293 Unidades de transporte 211.107.143.705.838.152) 53.393 755.287) - (1.004 - 921.619 - - 1.336 1.030 SALDOS INICIALES ADICIONES BAJAS RECLASIFICACIÓN TRANSFERENCIAS REVALUACIÓN AJUSTES SALDOS FINALES COSTO 6. - - - - - 211.333) - 1.874 91.754 951.495.043. el COES efectuó una revaluación voluntaria de activos fijos sobre la base de una tasación realizada por un perito independiente.750 225. - - - - - 738.783 Adiciones AMORTIZACIÓN ACUMULADA DE: Licencias 1.779. PROVEEDORES Corresponde a facturas y provisiones principalmente relacionadas a contratos firmados por estudios y consultorías.710 42.137.583 13.066 - (20.640) - - - - 4.508 - 5.424 2.210.749) - - - 4.433 (30.304.150 818.552 964.059. 3. 13.474 - 1.087 - - 5.571) 677. entre otros. REMUNERACIONES Y OTRAS CUENTAS POR PAGAR A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2011 2010 Remuneraciones diversas Vacaciones por Pagar Impuesto General a las Ventas (a) Renta de Tercera Categoría (a) Renta de Quinta Categoría Otros impuestos y contribuciones Multas por resarcimientos (b) Cuentas por pagar diversas Compensación por tiempo de servicio (c) 1.349 Software por recibir 78.661) - - - - 3.652 1. resultando un excedente de revaluación por S/.335.152) 7.086) - - - (8.60 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 (a) Incluye los servicios de consultoría diversos tales como: el servicio de implementación 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 funcionamiento del Mercado de Corto Plazo.989 Muebles y enseres 783. TRIBUTOS.265 (11.253. 416 856 1. Quimpac S.899 3.426 7.515 .478 13. Hidroeléctrica Santa Cruz S.140 6.499 9.730 16.340 5.A.118 9.767 4.A.538 17.A.638 337.305 13.457 7.122 544 742 846 367 1.802 30.563 363. Cementos Pacasmayo S.664 25.563 1.809 15.305 7.550 3.580 .358 6.702 130. Compañía Minera Miski Mayo S.791 .050 7. 676 .711 4.996 .L.761 380.A.356 5.040 5.449 15.857 35.207 235.369) 192.444 2.696 2.930 10.595 19.A.063 22.743) 222.500 14.235 24.434 110.249 112.048 .775 11.871 54.A. Metalúrgica Peruana S.652 219. 860.982 4. Chinango S.664 26. Cerámica San Lorenzo S.932 36.111 31.751 36.381 11. Empresa Eléctrica de Machupicchu S.A. Electro Sur Este S.287 .137 3. Compañía Minera Condestable S.101 75.755 2.A. Cemento Andino S.042 8.598 5.378 9.992 3.640 7.189 9.718 65.254 .972 6.843 291.625 27. Consorcio Transmantaro S.823 3.221 800.038 78.433 .517 610 1.414.691 2. 1. Compañía Minera Ares S.934 103. 295 2.R.080 1.715 3.883 12.073 MONEDA EXTRANJERA Hidrandina S.902 16.306 10.709 912.347 7.116 20.549 .552 46.946 994 458 11. 9.596 39.A.434 152.504 98.038 . Yura S.157 2. Consorcio Energético de Huancavelica S.107 42 53 273 587 199 90 2.A.500 971.818 34. 4.489 20. (b) Corresponde a cuentas por pagar por resarcimiento de la transgresión a la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.660 5.539. 42 .235 71.744 2. 2.A. Gloria S.130 28.167 722. Red de Energía del Perú S.276 5.399 1. 5.176 .688 2. Empresa Minera Los Quenuales S. Cerámica Lima S.353 54.247 4.411 86.533 9.978 70.470 785.676 413.C.835 20.A.051 6.107 1.465 10.241 737 316.577 12.294 38.289 8. 3.546 6.835 79.A.671 - 2.A.053 36.103 36. Electronorte S.125 1.027 23. 71.444 1.045 452 506 691 786 8 - 537.683 65.353 8. Interconexión ISA Perú S.273 545 329 1.785 92.602 39.048 . Empresa Eléctrica de Piura Termoselva S.166 8.698 10. Eteselva S. 789.097 3.651 3.473 3.474 16.A.L.872 79.536 54.C.032 8.111 6.700 21.A.747 69.874 97.245 141 - 2011 S/.676 1.499 10.684 5.769 9.L. 695 332. Electronoroeste S.186 19. Kallpa Generación S.007. 262 132.004 4.749 96.143 32. 3.A.A. 2010 S/.685 .607 5. Industrias Cachimayo S.778 3.216 55.436 2. en C.637 2.013 38.474 3.001.488 37.548 534 1.309 8.365 50.714 3.321 598.257 .225 11.791 16.322 17.016 232.029 12.737 15.982 7. Empresa de Generación Eléctrica del Sur S. Sociedad Minera Cerro Verde Southern Perú Copper Corporation Tecnológica de Alimentos S.592 1.585 85.097 58.A.472 50.C.756 12.420 64.987 .621 1.901 45.625 65.279 9.492 26.A.442 205.579 23.A.323 265.849 10.343 29.A.635 39.803 38.A.115 22.701 10.558 15. PRÉSTAMOS POR PAGAR A continuación se presenta la composición del rubro: MONEDA EXTRANJERA 2011 US$ Electrop erú Edegel S.043 8. 7.210 16.002 1.561 32.755 1.A.069 41.923 16.604 10.A. Minsur S.658 7.A.200 17.589 49. Shougang Generación Eléctrica S.600 40.108 5.695 3. Compañía Minera Antamina S. Gold Fields La Cima S. 2010 US$ 319.429 62.230 543.186 91. Enersur S.146 147.679 234. 42 24. Compañía de Minas Buenaventura S.320 13. SN Power S.481 151.047 324.176 2.A.217 10.143 6.A.506 11.837 11. 96 .092 8.550 (829.784 69. Agroindustrial Paramonga Sindicato Energético S.R.369 2.796 26.401 37.833 2. Generadora de Energía del Perú S. 256 .A. Minera Yanacocha S.968 8.R.169 408. 618 .986 48.869 92.824 20.884 10.A. 519 21.457 52.534 15.004 70.970 .065 10. 2011 S/.A.A.675 520 2.821 TOTAL CORRIENTE 2011 S/.017 40. Compañía Eléctrica el Platanal S.610 1. Compañía Transmisora Norperuana S.888 105.750 NO CORRIENTE 2011 S/.043 15.823 7.878 193.609 16. Electrosur S.327 .R.689 6.193 4.221 1. 1.A.A.511 104 410 1. 1. 202 10.889 98.A.437 3.497 1.927 53 - 2010 S/.406 1.395 26. Doe Run Perú S.792 33.994 . Luz del Sur S. 1.402 8.175 287. 1.A.829 .725 25.539 34.165 9.638 3.A.A.151 716.C.544 7.386 32.274 103.298 256.A.967 9.076 8.868 18.A. 604 4.816 14. Empresa Eléctrica de Arequipa S.693 856. Electrocentro S.112 40.A.550 7.022 NO CORRIENTE 2010 S/.069 63 .A. Edelnor S.A.603 4. XstrataTintaya S.066 4.A.191 18.006 6.923 10.808 356.385 37.389 7.243 17. Esco Cia.342 6.162 3.683 640 332 640 1.421 5.280 14.455 1.809 89.228 2.327 4.858 163. Cementos Lima S.050 95.886 89. Exsa S.641 2.099 94.L.579 14.869 690 688 1.577 11.A.A.594 15.266 20.574 1.564 220 269 1. 4. 320 .163 9.A.637 66.A. Minera BarrickMisquichilca S.399 5.A.A.A.369 8.A.345 73.916 126.A.478 8.302 107. SDF Energía S.531 25.289 .205 765 841 . (c) A continuación se muestra el movimiento de la provisión para compensación por tiempo de servicios (expresado en nuevos soles): 2011 Saldo inicial Adiciones Depósitos y liquidaciones Saldo final 2010 219.543 6.079 8.088 .422 78.716 9.A.407 50.096 25. 4.586 212.C.A.647 522. Minera Colquisiri S.388 22.746 1.458 181. 2010 S/.A.A.269 39. Sociedad Minera Corona S.L.477 130.273 56.608 32. Maja Energía S.477 7.636 7.667 58. Corporación Aceros Arequipa S. Electro Sur Medio S. Compañía Minera Milpo S. 104 3.456 36.608 58.803 21.883 10. Compañía Industrial Textil Credisa – Trutex S.463 73.541 11. DukeEnergyEgenor S.657 96. Fundición Callao S.174 141.575 140. de Servicios de Energía S.A. Productos Tissue del Perú Shougang Hierro Perú S.078 106.254 6.340 57.121 711 247 112 781 96. 2010 S/.245 22.A.014 103. 1.972.C.207 13.A.516 9. 2010 S/. 149 5.481 197.074 12.373 141.275 .580 9.252 480.716 19.907 13.152 42.263 21.747 28. Red Eléctrica del Sur S.460 .A. 121 818 761 .095 4.C.958 2. Seal S.168 12.A.570 1. 5.123 5. 6.865 9.404 15.125 82.819 1.470 12.466 294.930 8.815 575 1.766 16.A.286 36.609 718 5.828 15.406 8.524 3. 38.912 52.A. 755 .521 (968. 2.477 24. Cervecerías Peruanas Backus S.812 129.485 806.685 52. Volcan Compañía Minera S.62 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 (a) Corresponde al impuesto retenido a proveedores no domiciliados.540 562 3.846 9.882 43.678 33.134 22.147 2. 4.318 63.823 2011 S/.451 114.A.035 25.667 18.266 56.408 4. TOTAL CORRIENTE 2011 US$ 2010 US$ 2011 S/.A.524 576 702 3. 1.031 .004 16. por A.853 .R.A.A.A.607 3.221 112.573 7.147 90.L.631 .164 8.253 35.426 11. 597 .196 29.022 48.901 28. 1.899 3.R.A.673 3.253 26.A.774 27.452 13.377 45.004 14. Empresa Siderúrgica del Perú S.A.A.340 3.647 72.A. Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.437 17.A.485 3.606 529 492 2.000 31.743 1.192 631 2.786 25.161 23.024 27.410 16.002. 269 4.A.174 77.007 356.892 259.A. 465. netos de la devolución de los aportes excedentes.259 Consorcio Energético de Huancavelica S.195. Aguas y Energía Perú S. Sociedad Minero Corona S. Maja energía S.109 302.251 341.A. 180.360 347.A. Asimismo. Sindicato Energético S.de Generación Eléctrica de Arequipa S.297 10.598 Transmisoras Red de Energía del Perú S.907 - 13.A.710 16.140 12.280.A.151 32.178.Comprende el saldo acumulado de las transferencias del resultado de los ingresos sobre los gastos del COES.888 2.881 450. Esco Cia. se aprobó el Proyecto de Presupuesto de Inversiones para el año 2007.L.000 respectivamente que serán financiados por los integrantes del COES.008 Abengoa Transmisión Norte S. el COES comunicará a las empresas integrantes la determinación de amortizaciones en intereses para los 10 años (2011-2020).660 10.A.Corresponde al excedente resultante de revaluar muebles y enseres y equipos de cómputo a valor de mercado en el año 2011.987. el mismo que sirvió para adquirir los Sistemas EMS/NMS para el Centro de Coordinación de la Operación en Tiempo Real del SEIN.L.252 - 15.C.C.A. la depreciación y amortización de dicho año.714 Electrosur S.307 289.370 Electronoroeste S.386.A.369 856.211 151.R. Emp.848 57.409 685. 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 intereses y se adjuntó los cuadros de amortizaciones e intereses para los 10 años (2009-2018). por A.060 968.de Generación Eléctrica Machupicchu S.A.847.170 13.A.029. b) Excedente de revaluación.937 6.A.254 80. 269.970 16.147 Red Eléctrica del Sur S. 2. 63. de Servicios de Energía S.882 68. que será financiado por los integrantes del COES.248 233.L.A.806 Electrocentro S.A.325 9.300 357.071 276.657 Distribuidoras Edelnor S.A.173 340.757 28.A.823.959 3.A.884 63. Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S. Emp. mediante aportes reembolsables. PATRIMONIO INSTITUCIONAL 2011 2.A. Chinango S. 2010 2. 1. Termoselva S.400. luego de la ejecución de cada presupuesto anual. mediante aportes reembolsables.802 249. 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/.260 21. Generadora de Energía del Perú SDF Energía S. 16.C.786 110. KallpaGeneracion S. Empresa Eléctrica de Piura S.752 81. en C.C.117 2.621 - 2.A.A. Shoungang Generación Eléctrica S. mediante carta N° COES/D-792-2010 de fecha 16 de diciembre de 2010 la dirección ejecutiva solicitó el segundo aporte reembolsable por US$ 309.051 49.816 5.985 422. Compañía Eléctrica el Platanal S. 146. 42. 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$879 000.415 1.A. por US$ 659.A. 8.755. Durante el primer semestre del año 2011.492 284.408 Electronorte S.. En el 2010.R.835 65 .397 18.238 Interconexión Eléctrica ISA-PERU S.872 141.927 57. Emp. INGRESOS POR APORTES A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): Generadoras Electroperú S.413 348.R.367 2.A.C.885 1. 102. 318.A.-ADINELSA a) Superávit acumulado.069.de Generación Eléctrica del Sur S.472. EdegelS.64 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 Conformado por: (a) Préstamo para adquisición de Sistema NMS/EMS En Sesión de Asamblea de Integrantes Nº 15 de fecha 30 de noviembre de 2006.887 473.363 Eteselva S.A.223.A.de Generación Eléctrica San Gabán S. se aprobó el incremento del presupuesto de inversiones por US$ 1.A.090.A. 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 reembolsable por US$ 1. Agro Industrial Paramonga S.209.A.007.582.163. siendo el importe total de US$ 1.830 24. 164.A.330 el cual corresponde al saldo de los ingresos sobre los gastos ejecutados en el período 2010 sin considerar los aportes reembolsables.185 4. Hidroeléctrica Santa Cruz S.562 658. A.859.370 20. 000.670. (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 2009.299 Consorcio Transmantaro S.183 425.000 yUS$ 730. Emp.917 767.A.A.766 914.646 376.A. A.190. DukeEnergy S..732 Compañía Transmisora Norperuana S.337 64.111 2. 489. Enersur S.751 2. IllapuEnergy S.A. El préstamo devengaun interés del 12% anual. SN Power Perú S.A. 550 905.R.143 5. 35.875.119 726.210 Doe Run Perú S.865 360.980 Quimpac S.027 892.A.841 725.137 1.627 72.A.573 9.A.131 18. (b) Incluye principalmente servicios IPDATA. 58.A.970. 19.421 Minsur S.486 5.309 Compañía Minera Ares S.274.A.249 - 300. 185.A.288 29.934 7. Electro Sur Medio S.A.464 Yura S.728 36. 54.A. 8. Seal S.287.A.845 Total 54.C.622 24.A.237 Industrias Cachimayo S.127 Cerámica Lima S.946.563.790 53.240 Eléctrica Santa Rosa S.A.101 Productos Tissue del Perú S.498 42.481 Shougang HierroPerú S.A. 35.085 32. Hidrandina S. Sucursal del Perú 661.597 18.A. 46.943 Metalúrgica Peruana S.A.733 971.716. Luz del Sur S.054 Gloria S.151 987 34.711 109.A.964 3.18 UIT por supuestos incumplimientos de los procedimientos técnicos N° 03 y N° 32.946 7.A. 70. 58.A.571 1. 102.968 174. 91. análisis y diagnóstico para mejor el proceso de entrega de información así como consultoría de verificación de procedimientos del COES.A.A. SERVICIOS PRESTADOS POR TERCEROS A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2011 2010 Transporte y alojamiento Honorarios (a) Mantenimiento Servicios públicos Alquileres Otros servicios (b) 262.A.669 856.642 716.A. CONTINGENCIAS El COES tiene los siguientes procesos al 31 de diciembre de 2011: a) Diversos procesos arbitrales y judiciales interpuestos por algunos asociados.170 1. 52.427.A.778 64.A.521 755.A.A. 78.958 164.A.882.035 Tecnológica de Alimentos S.A. 127. La Dirección Ejecutiva y los asesores legales del COES estiman obtener resultados favorables como consecuencia de los referidos procesos.848.A.220 238.707 Compañía Minera Miski Mayo S.723.718 Minera Yanacocha S.425 33.A.162 Empresa Minera Los Quenuales S. por lo que no se ha constituido provisión alguna en los estados financieros.263 Unión de Cervecerías Peruanas Backus y Johnston S.329.931 a) Incluye principalmente honorarios por consultorías realizadas para revisión de procedimientos técnicos del COES. consultoría.603 7. 3.447 400.186 Corporación Aceros Arequipa S.418 Compañía Minera Casapalca S.477.566 45.195. 19.R.735 7. Electro Dunas S.A.267 Southern Perú Copper Corporation.L.081 113.338 16.639 Fundición Callao S.338 1.A.992 11.A.177 127.761 17.375 3.A.894 107. 99. 186. 20. 5.003 27.A.769 Cementos Pacasmayo S.888 Papelera Nacional S. 26.621 659.565.A. 1.A.498 383. 43.742.133 830. b) Un proceso contencioso administrativo mediante el cual se solicita la nulidad de la Resolución N° 072-2009-OS/CD. 543.A. 12..380.A.671 752. 152.A.563 3.A.A.873 Compañía Minera Milpo S. 277.699. 52.A. 4.480 1. 82.382 299.A. Compañía Minera Antamina S.051 19. CARGAS DE PERSONAL A continuación se presenta la composición del rubro (expresado en nuevos soles): 2011 Sueldos Gratificaciones y Bonificaciones Vacaciones empleados Seguros empleados Remuneración de Directorio Compensación por tiempo de servicio Otras remuneraciones 2010 8.913 XstrataTintaya S. 27.A.500 Compañía de Minas Buenaventura S.229.483.545 3.609 59. 41.026 873.508 Cerámica San Lorenzo S.076 25.66 07 DICTAMEN DE AUDITORES FINANCIEROS MEMORIA ANUAL 2011 2011 2010 Electro Sur Este S. 67 .841 270. expedida por el OSINERGMIN donde se multa al COES con 65.004 Empresa Siderúrgica del Perú S.L. 5. 160.208 503.970 324.304 1.751 Perubar S.C.A.A.450 65.667.045.945 2.424 27.621 280.454 2.879 Sociedad Minera Cerro Verde S.454 69.931 20.A.347 Minera Colquisiri S.017 3. 49.A.L.254 82.A.358 Exsa S.503 Clientes Libres Cemento Andino S.A.608.R.C.768 79. 219. 68.316 665.092 Gold Fields la Cima S.101 112.935 Minera Barrick Misquichilca S.077 1. 30.843 150.884 Compañía Minera Condestable S.060 Cementos Lima S.943 Compañía Industrial Textil Credisa–Trutex S.A.A.197 46.A.A.949 Volcan Compañía Minera S.368 9.A.786 10.345.A. 19.546 2. En opinión de la Dirección Ejecutiva. principalmente. cultura. Sin embargo. política y gremial. 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. (c) A partir del ejercicio 2004 se aprobaron medidas para la lucha contra la evasión e informalidad. o en todo caso. el COES está incluido en esta exoneración. que amplía el plazo de exoneración del Impuesto a la Renta a las asociaciones sin fines de lucro hasta el 31 de diciembre del año 2008. los ingresos por aportes de los integrantes del COES se encuentran inafectos del Impuesto a la Renta. 20. Con fecha 24 de diciembre del año 2006 se publicó el Decreto Legislativo N° 970. 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. 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.05%. beneficencia y asistencia social y hospitalaria. Concordantemente con lo mencionado en el párrafo anterior. La alícuota del ITF para el 2010 y 2011 es de 0. (b) El COES está exonerado del Impuesto General a las Ventas por los aportes de sus integrantes. literaria. artística. 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. a través del Sistema Financiero y Bancario. 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 exclusivamente alguno o varios de los siguientes fines: deportivos. una reducción del monto de la multa. educación científica. . no están sujetas a esta exoneración las rentas provenientes de actividades mercantiles distintas a los fines estatutarios. Con fecha 31 de diciembre del año 2008 se publicó la Ley N° 29308.68 MEMORIA ANUAL 2011 La Dirección Ejecutiva y los asesores legales del COES opinan que existen suficientes elementos de juicio para obtener la nulidad de las multas impuestas. califican como ingresos gravables aquellos provenientes de actividades distintas a la del objeto de la asociación. De conformidad con lo dispuesto en el segundo párrafo del artículo 19 b) de la Ley del Impuesto a la Renta. com .Hecho el depósito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N° 2000-3949. Impreso en los talleres gráficos de: mv + (511) 436 3365 / (511) 992 447 024 ideas contacto@mvmasideas. Diseño y diagramación: Vladimir León. Las fotografías incluidas en el presente documento son parte del archivo fotográfico de PROMPERÚ. SNMPE y de las empresas integrantes.