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Memoria 2010

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Índice

I. Contexto empresarial 1. Grupo ISA

2. Desarrollo del Perú durante el año 2010

3. Perspectivas económicas para el 2011

II. La Empresa 1. Información de la Empresa

2. Accionistas

3. Directorio de Red de Energía Perú

4. Principales Ejecutivos

III. Gestión Estratégica 1. Estrategia empresarial

2. Estrategia Competitiva

3. Indicadores de Gestión

4. Riesgos empresariales

5. Control de Gestión

IV. Gestión Empresarial 1. Infraestructura de la red

2. Gestión de la Operación

3. Gestión de la red de REP

4. Gestión de Proyectos

5. Gestión de servidumbres

6. Gestión Ambiental

7. Gestión de la seguridad

8. Gestión de Negocios y Clientes

9. Gestión Financiera

10. Gestión del Talento Humano

11. Gestión de la Responsabilidad Social

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CAPITULO I

Contexto empresarial

1. Grupo ISA Directamente y a través de sus filiales y subsidiarias ISA adelanta importantes proyectos en

sistemas de infraestructura lineal que impulsan el desarrollo en el continente. Para lograrlo

focaliza sus actividades en los negocios de Transporte de Energía Eléctrica, Transporte de

Telecomunicaciones, Concesiones Viales, Operación y Administración de Mercados y Construcción

de Proyectos de Infraestructura.

Los sistemas de infraestructura lineal de ISA se extienden de ciudad en ciudad y de país en país,

punto a punto, contribuyendo al desarrollo de los habitantes de Colombia, Brasil, Perú, Chile,

Bolivia, Ecuador, Argentina, Panamá y América Central.

Al cierre de 2010, ISA contaba en sus estados financieros consolidados, con activos que cercanos a

los USD 13.5 billones e ingresos por USD 1.8 billones.

ISA focaliza su estrategia hacia la búsqueda de nuevas oportunidades en la región, amparada en la

diversificación de mercados, sectores y divisas; el incremento de sus márgenes a través de una

operación eficiente, una sólida estructura de capital y unas relaciones constructivas con los

reguladores.

Transporte de Energía Eléctrica ISA expande, opera y mantiene sistemas de transmisión de energía a alto voltaje, para lo cual

cuenta en Colombia con sus empresas ISA y TRANSELCA; en Perú con ISA Perú, Red de Energía del

Perú –REP– y Consorcio TransMantaro –CTM–; en Bolivia con ISA Bolivia; y en Brasil con las

subsidiarias Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista –CTEEP– (adquirida a través de

su vehículo de inversión ISA Capital do Brasil), Interligação Elétrica Pinheiros, Interligação Elétrica

Serra do Japi e Interligação Elétrica de Minas Gerais –IEMG–.

CTEEP, con otros socios regionales, tiene en Brasil inversiones en las empresas Interligação Elétrica

Norte o Nordeste –IENNE–, Interligação Elétrica Sul –IESUL– e Interligação Elétrica do Madeira –

IEMadeira–.

Adicionalmente, ISA posee una participación accionaria de 11.11% en la Empresa Propietaria de la

Red –EPR–, que construye el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central –

SIEPAC–, y comparte con la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. –ETESA– (Panamá), la propiedad

sobre Interconexión Eléctrica Colombia–Panamá –ICP–.

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Gracias a los 38,989 km de circuito de alta tensión que operan, ISA y sus empresas son reconocidas

hoy como uno de los mayores transportadores internacionales de electricidad en América Latina.

Transporte de Telecomunicaciones ISA, a través de su filial INTERNEXA, moviliza señales que integran dos o más puntos, mediante

infraestructuras de conectividad en telecomunicaciones soportadas en fibra óptica, transmisión

satelital y microondas.

A partir de la integración de sus redes en Colombia, con las redes de TRANSNEXA, su empresa filial

en Ecuador, INTERNEXA en Perú y con redes de otros países, está creando el gran Network de la

región lo que le permite ofrecer un portafolio de servicios cada vez más importante en transporte,

conexiones y acceso a Internet.

Como portador de portadores, INTERNEXA accede a una red de fibra óptica de 12,410 km que

integra a Colombia, Ecuador, Perú, Chile y Venezuela. Adicionalmente, ISA posee una participación

accionaria de 11.11% en REDCA, la empresa encargada de administrar los activos de fibra óptica

del Proyecto SIEPAC. Y en un futuro próximo, se consolidará como la operadora de

telecomunicaciones con la mayor red terrestre de Suramérica, luego de adquirir 6,000 km de fibra

en Brasil y Argentina.

Concesiones Viales Consecuente con su direccionamiento estratégico ISA ha incursionado en este negocio, afianzada

en una serie de competencias relativas a su conocimiento en sistemas de infraestructura lineal,

con las cuales podrá en poco tiempo operar cerca de 2,158 km de autopistas, una cifra

representativa en términos de infraestructura vial en Latinoamérica.

ISA formalizó en 2010 su ingreso a este negocio tras protocolizar un acuerdo con la empresa Cintra

Infraestructuras de España para adquirir el 60% de la participación accionaria que esta compañía

tenía en Cintra Chile, principal operador del sector vial chileno con 907 km de autopistas en la Ruta

5 Sur. Esta infraestructura es operada por las sociedades concesionarias Autopista del Maipo,

Talca - Chillán, Ruta del Bosque, Ruta de la Araucanía y Ruta de los Ríos.

Entre tanto en Colombia, la Compañía adelanta los estudios de factibilidad para el Proyecto

Autopistas de la Montaña, obra conformada por cuatro corredores viales que tendrán una

extensión de 1,251 km y que se realiza en el marco de un contrato interadministrativo entre ISA y

el Instituto Nacional de Concesiones –INCO–. Con el propósito de realizar las actividades pre

operativas referentes a este proyecto, ISA creó en enero de 2011 la filial Autopistas de la

Montaña.

Operación y Administración de Mercados XM, Compañía de Expertos en Mercados, tiene a su cargo en Colombia la operación del Sistema

Interconectado Nacional –SIN–, la administración del Mercado de Energía Mayorista –MEM– y la

administración de las Transacciones Internacionales de Electricidad –TIE– con Ecuador.

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En 2010 XM y la Bolsa de Valores de Colombia –BVC– pusieron en operación a Derivex, la empresa

administradora del nuevo sistema de negociación de derivados energéticos en Colombia.

La experiencia y solidez desarrolladas por XM en la operación del sistema eléctrico y la

administración del mercado de electricidad, le permiten ofrecer la tecnología y el conocimiento

para la coordinación de la operación y la gestión de información en redes de infraestructura

inteligentes con alto valor agregado para diversos sectores de la economía.

En este sentido, XM, UNE EPM Telecomunicaciones y el Consorcio ITS Medellín, firmaron una

alianza administrativa, para operar el centro de control del Sistema Inteligente de Movilidad de

Medellín –SIMM– para administrar las fotomultas, el circuito cerrado de televisión y los paneles de

mensajería y demás dispositivos que harán más eficientes los tiempos de respuesta de la

Secretaría de Tránsito de la ciudad.

Construcción de Proyectos de Infraestructura ISA ofrece a terceros y a sus empresas filiales y subsidiarias soluciones integrales para el desarrollo

de proyectos de líneas y subestaciones de transmisión de energía y el montaje de cables de fibra

óptica, a la medida de sus necesidades.

Este negocio se desarrolla en Colombia a través de ISA, y en Perú mediante la compañía Proyectos

de Infraestructura del Perú –PDI–.

2. Desarrollo del Perú durante el año 2010

Entorno Económico

La aplicación de los estímulos fiscales creados en el año 2009 para evitar los efectos de la crisis internacional, así como otros impactos macroeconómicos, permitieron a Perú elevar su PBI en cerca de 8.7% durante el año 2010, continuando el proceso de consolidación de su economía. Así, indicadores como el promedio del riesgo país medido por el umbral del EMBI (Emerging Markets Bonds Index), se ubicó en solo 152 puntos básicos, en tanto que el Índice de Precios al Consumidor (IPC) cerró con una variación anualizada de 2.08%. El Índice General de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL) cerró 2010 con una rentabilidad acumulada de 65%. El avance en el mercado local durante el año fue liderado principalmente por el crecimiento de operaciones de las acciones del sector Construcción (89%), Agropecuario (78.6%) y minero, que presentó un crecimiento de 69.5%. Asimismo, existen expectativas muy positivas respecto de la integración de bolsas de Perú, Colombia y Chile. De otro lado, al cierre de diciembre de 2010, el tipo de cambio se ubicó en S/. 2.809 por Dólar, lo que representó una apreciación del tipo de cambio de 2.8% respecto al cierre de diciembre de 2009.

Entorno Social

Si bien durante los últimos años se han producido avances en la reducción de la pobreza y la atención de las principales demandas sociales –como ejemplo, en el periodo 2006-2010 se llevó

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electricidad a 7,280 localidades rurales a nivel nacional (Fuente:MEF)-, los conflictos sociales siguen siendo una amenaza para la estabilidad en varias regiones del país. Las estadísticas sobre conflictividad-2010 de la Adjuntía para la Prevención de Conflictos Sociales y la Gobernabilidad de la Defensoría del Pueblo reportan al cierre del 2010:

Esta conflictividad podría frenar el desarrollo de una cartera de inversión del orden de los US$51,000 millones para el siguiente quinquenio (80% del total en proyectos mineros). A ello se suman el peligro que representa el narcotráfico (en los últimos cuatro años los cultivos de hoja de coca crecieron hasta alcanzar 60,000 hectáreas, indica Apoyo Consultoría) y la corrupción.

Aspecto Jurídico

El año 2010 se expidieron dos normas vinculadas a la empresa. Ambas fueron de carácter técnico y responden a una regularización administrativa del contrato de concesión: Resolución Suprema N° 068-2010-EM, que aprobó la modificación al Contrato de Concesión N° 114-98 celebrado entre REP y el Ministerio de Energía y Minas, con referencia al incremento de longitud de la línea de transmisión SE Cerro Verde – SE Mollendo. Resolución Suprema N° 069-2010-EM, que aprobó la modificación al Contrato de Concesión N° 205-2003 celebrado entre REP y el Ministerio de Energía y Minas con referencia a la línea de transmisión SE Huayucachi – SE Zapallal. Evolución del sector eléctrico La producción de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) alcanzó

los 32,426.8 GWh durante el año 2010, lo que representa un incremento de 8.79% respecto al

2009. Parte de esta producción (111.89 GWh) fue destinada parcialmente para atender la

demanda del sur del Ecuador por problemas de déficit del vecino país, desde el 17 de noviembre

de 2009 hasta los primeros meses del 2010.

Durante el año 2010, la máxima demanda del SEIN fue 4,578.9 MW, ocurrida el jueves 16 de

diciembre, que representa un incremento de 7.49% respecto a la registrada en el 2009.

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3. Perspectivas económicas para el 2011 El año 2011 brindará un entorno de negocios favorable, sostenido mayormente por la inversión y el consumo privados, a diferencia del 2010, que se sustentó principalmente en el gasto público. Al ser el 2011 un año de elecciones presidenciales, se espera que los inversionistas mantengan su confianza en el crecimiento del país. Cabe resaltar que Perú ya es considerado uno de los cuatro países más exitosos de Latinoamérica junto con Brasil, Chile y Colombia. Así el año se plantea como un periodo de crecimiento y fortalecimiento económico para el país, aunque ello también dependerá de cómo evolucione a la economía mundial. Analistas coinciden en que en 2011 los países en desarrollo crecerán a un ritmo más elevado que países como EEUU, Inglaterra y los miembros de la Unión Europea. Asimismo, para los años 2011 y 2012 se esperan crecimientos del PBI de 6.5% y 6.0%, respectivamente. Esta leve desaceleración estaría acorde con una perspectiva de crecimiento económico más cercano al potencial, luego del gran crecimiento experimentado en 2010. Por otro lado, se proyecta que la inflación se ubicará cercana o por encima del límite superior esperado por el Banco Central durante 2011. La desviación podría generarse principalmente por tres riesgos: i) el mayor crecimiento de la demanda agregada; ii) la incertidumbre sobre la evolución de la economía mundial, debido a un posible estancamiento de los principales socios comerciales que podría desacelerar la economía doméstica; y iii) el incremento del precio de los alimentos importados, explicado por el reciente incremento del precio de commodities alimenticios como el trigo, maíz, aceite de soya y azúcar, elementos importantes del consumo doméstico. En eses sentido, las perspectivas para 2011 en comparación con 2010 para la economía peruana se resumen en el cuadro de siguiente:

INDICADORES MACROECONÓMICOS

AÑO 2010 2011(p)

PBI (Var. % Anual) 8,7 7,3

Consumo Privado 5,9 6,0

Inversión Privada 21,9 16,7

Gasto Público 15,8 6,5

Empleo formal urbano 4,1 5,5

Balanza Comercial (USD Millones) 5,450 6,400

Exportaciones (USD Millones) 34,200 40,800

Reservas Internacionales Netas (USD Millones) 44,500 47,500

Inflación (%) 2,1 3,5

Tipo de Cambio (S/. por dólar) 2,81 2,73

Déficit fiscal -1,1 -0,2

Fuente: Reunión SAE 2011 – Apoyo Consultoría

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Perspectivas del sector eléctrico para el 2011

Para el sector energético, 2011 será un año particularmente dinámico. Esto debido a que durante el primer trimestre se licitará la ampliación de la Línea de Transmisión Trujillo-Chiclayo (Lambayeque) en 500 kV y de las líneas de transmisión Cajamarca Norte–Caclic en 220 kW y Caclic–Moyobamba en 138 kV. En ese mismo período también se licitará la construcción del Sistema de Abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para Lima y Callao. Cálidda, por su lado, planea ampliar a 50,000 las conexiones domiciliarias de gas natural en Lima y Callao. Actualmente hay 30,000 puntos de conexión en esa zona. Por su lado, Volcan Compañía Minera, a través de su subsidiaria Empresa Administradora Chungar, tiene previsto iniciar en el 2011 la construcción de la Central Hidroeléctrica Chancay de 110 MW. La central hidroeléctrica cuenta con estudios de factibilidad y de preoperatividad aprobados por el Comité de Operación Económica (COES) y se ha concluido con el estudio de impacto ambiental (EIA). La empresa invertirá US$200 millones en el proyecto. En 2011, el MEM también promoverá y financiará la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) a nivel nacional gracias a la donación de US$5 millones que el gobierno peruano recibió del Fondo Mundial para el Medio Ambiente (GEF). Asimismo, el MEM también acaba de modificar el contrato de concesión definitivo de generación de la Central Hidroeléctrica Pucará, a cargo de la Empresa de Generación del Cusco (Egecusco), y prorrogó el plazo de ejecución de obras para que se inicien a partir del 1 de setiembre del 2011 y pueda operar comercialmente el 31 de diciembre del 2014. Igualmente, mediante una resolución suprema, el MEM aprobó aumentar la potencia de la central hidroeléctrica de 130 a 149.8 megavatios (MW). Por su parte, Consorcio Transmantaro empezará la construcción de la línea Machu Picchu-Abancay-Cotaruse, de 220 kV. Finalmente, el MEM está abocado a modificar el marco jurídico eléctrico y a elaborar un texto único ordenado de las normas que regulan varias actividades eléctricas. Así, la idea es eliminar las concesiones temporales para evitar que se genere un mercado secundario de la venta de estas concesiones e incentivar a que se desarrollen más hidroeléctricas alrededor del país. También modificaría los incentivos para evitar la gradual sobrecarga de la red eléctrica, situación que podría llegar a situación crítica en 2012 o a más tardar en 2013. Como parte del plan de acción, el MEM busca que usuarios eléctricos de todo tipo adopten sistemas eficientes de uso de energía Así que 2011 será un año de reacomodo del sector energético, en el que se ajustaría el marco normativo, se verán mayores inversiones en exploración y explotación, buscando reducir la dependencia de importaciones de petróleo principalmente. Sin duda alguna las líneas de transmisión eléctrica en construcción serán base importante de desarrollo de la economía en los próximos años, aunque en los años 2011-2013 se presentarán problemas operativos por congestiones y baja capacidad de reserva.

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El Perú sigue estando en una situación excepcional para desarrollar su actividad minero energético en los próximos años por lo que se requiere el trabajo alineado a las siguientes políticas específicas:

Un consenso nacional favorable a la puesta en valor de los recursos naturales, a partir del beneficio y contribución con el desarrollo y bienestar de todos los peruanos.

Respeto a las leyes, la estabilidad macroeconómica, jurídica y política.

Mejora en la seguridad y paz social, buscando consensos sociales en pos del desarrollo del país, fomentando una cultura de diálogo.

Evolución hacia instituciones sólidas y eficientes. Transparencia.

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CAPITULO II

La Empresa

1. Información de la Empresa Red de Energía del Perú S.A. es la más importante empresa de transmisión eléctrica del país. Fue constituida en julio del 2002 para explotar, operar y efectuar el mantenimiento de la infraestructura eléctrica de los sistemas de transmisión existentes, concesionados por el Estado peruano. Se dedica además a la construcción, operación y mantenimiento de nuevas redes de transmisión de energía para el Estado peruano y para clientes particulares. El 5 de junio del 2002, mediante subasta pública, ISA obtuvo la buena pro y recibió en concesión los derechos de explotación de los sistemas de transmisión eléctrica a cargo de Etecen y Etesur. Adjudicada la buena pro, ISA constituyó a Red de Energía del Perú –REP-, la cual inició operaciones el 5 de septiembre del 2002.Sus socios fundadores fueron Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) y Transelca S.A. E.S.P. El 31 de julio de ese año se incorporó como accionista la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB), que adquirió el 40% de las acciones de la sociedad. Luego su creación, REP quedó como sociedad concesionaria e ISA como operador estratégico calificado de la concesión.

Asuntos de la sociedad

Mediante la prestación efectiva, rentable y sostenible de sus servicios, y con un plan de inversiones a largo plazo, REP contribuye al desarrollo del mercado eléctrico del país y sus comunidades. La empresa trabaja con el objetivo de generar valor para sus accionistas, propiciar el desarrollo integral del personal, satisfacer las expectativas de los clientes y buscar estándares de clase mundial, siempre comprometida con el mejoramiento continuo y la responsabilidad social. El objeto de la sociedad es desarrollar, principalmente, actividades de transmisión de energía eléctrica. También comprende otros servicios conexos en el campo eléctrico y actividades en el sector telecomunicaciones. Tipo de sociedad Sociedad Anónima

RUC 20504645046

C.I.I.U. 40104

Domicilio legal Avenida Canaval y Moreyra 522. Piso 11.

San Isidro, Lima 27 – Perú.

Teléfono +51 (1) 712 6600

Fax +51 (1) 712 6845

Página web http://www.rep.com.pe

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Auditor externo Medina, Zaldívar, Paredes & Asociados Sociedad Civil de

Responsabilidad Limitada- firma miembro de Ernst &

Young

Clasificadoras de riesgo Apoyo & Asociados Internacionales

Equilibrium Clasificadora de Riesgos S.A.

Convenio de Estabilidad Tributaria

En virtud del Convenio de Estabilidad Jurídica suscrito entre el Estado peruano y REP, se garantiza

la estabilidad tributaria y laboral en los siguientes términos:

i) Estabilidad del régimen tributario referido al Impuesto a la Renta, lo que implica que el

citado impuesto que corresponda pagar a REP no será modificado mientras esté en

vigencia el citado convenio, aplicándose en los mismos términos y con las mismas

alícuotas, deducciones, escala para el cálculo de la renta imponible y demás

características conforme con lo establecido en el texto único ordenado de la Ley del

Impuesto a la Renta, aprobado por el Decreto Supremo N° 054-99-EF y normas

modificatorias vigentes al momento de la celebración del convenio.

De acuerdo con lo anterior, durante la vigencia del convenio se aplicará el impuesto a la

renta con la tasa del 27% sobre la renta neta.

ii) Estabilidad de los regímenes de contratación de los trabajadores de REP mientras esté

vigente el convenio, en las distintas modalidades de contratación laboral a que se refiere

el texto único ordenado del Decreto Legislativo N° 728, Ley de Productividad y

Competitividad Laboral aprobado por el Decreto Supremo N° 003-97-TR y normas

modificatorias vigentes al momento de la celebración del mencionado convenio.

El convenio rige desde el 5 de septiembre del 2002 y tiene vigor durante la vigencia del contrato

de concesión de los sistemas de transmisión eléctrica Etecen – Etesur.

Contrato de concesión

El contrato de concesión de los sistemas de transmisión eléctrica Etecen-Etesur es un Contrato

Ley. Tiene por objeto establecer los derechos y obligaciones del concedente (Estado peruano) y

REP, y estipular las normas y procedimientos que regirán entre ambos para la explotación del

sistema de transmisión eléctrica, la prestación del correspondiente servicio por el plazo acordado,

la ejecución de los compromisos de inversión, y la devolución de todos los bienes de la concesión

al Estado al producirse la caducidad de la concesión.

En virtud de este contrato, el concedente otorga a REP, en tanto sociedad concesionaria, el

derecho a la explotación de los bienes de la concesión de conformidad con las estipulaciones

consignadas en dicho contrato, y en todo aquello que no estuviera previsto y/o estipulado regirá

lo dispuesto en las leyes aplicables. Dicha concesión otorga a la empresa el derecho de explotar las

líneas de transmisión, las subestaciones eléctricas, los centros de control, los equipos de

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telecomunicaciones y, en general, los bienes de la concesión, siendo el plazo de la concesión de

30 años contado a partir del 5 de septiembre del 2002.

Estructura de la propiedad

El capital de la sociedad autorizado, suscrito y pagado al 31 de diciembre del 2010 está

representado por 72’160,000 acciones comunes de un valor nominal de S/. 1 cada una. De

conformidad con la legislación vigente, el capital social a la fecha indicada asciende a

S/.72’160,000.

Acciones con derecho a voto:

Tenencia N° de

accionistas

Porcentaje de

participación

Menor al 1% - -

Entre el 1% y el 5% - -

Entre el 5% y el 10% - -

Mayor al 10% 3 100%

Total 3 100%

Accionista N° de acciones %

Participación

accionaria

Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. 21’648,000 30%

Transelca S.A. E.S.P. 21’648,000 30%

Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. 28’864,000 40%

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2. Accionistas Los accionistas de Red de Energía del Perú son Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA), Transelca

S.A. E.S.P., y Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB). Las tres empresas citadas son

importantes actores del sector energético latinoamericano.

RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A.

Composición Accionaria - al 31 de diciembre de 2010

Accionistas titulares del 1% o más del Capital Social de la empresa

Nº Accionista % País

1 Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 30.00% Colombia

2 Transelca S.A. E.S.P 30.00% Colombia

3 Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. 40.00% Colombia

Total 100.00%

Accionistas titulares del Capital Social de las Personas Jurídicas Titulares de las

Acciones de la empresa (5% o más)

Nº

1 Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P % País

1.1 LA NACIÓN 51.41% Colombia

1.2 Empresas Públicas de Medellín 10.17% Colombia

1.3 Ecopetrol 5.32% Colombia

NN Accionistas con menos del 5% de las acciones 33.10% -

Total 100.00%

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Nº

2 Transelca S.A E.S.P % País

2.1 Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 99.9967

% Colombia

2.2 Otros 0.0033% Colombia

Total 100.00%

Nº

3 Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. % País

3.1 Distrito Capital de Bogotá 81.54% Colombia

3.2 Ecopetrol 7.35% Colombia

3.3 Corficolombiana S.A. 3.81% Colombia

NN Otros 7.30% -

Total 100.00%

Empresa de Energía de Bogotá El Grupo de Energía de Bogotá es un corporativo empresarial que participa en el negocio de transmisión de energía eléctrica y de transporte y distribución de gas natural, el cual además de ser uno de los actores más importantes del sector energético Colombiano, por el tamaño y solidez de sus activos y por los mercados que atiende, tiene presencia internacional en Perú y Guatemala, con perspectiva de crecimiento en otros países de la región

Igualmente, el grupo posee inversiones relevantes en otros negocios de la cadena de electricidad (generación y distribución/comercialización) y de gas natural (distribución/ comercialización) en alianzas con socios muy reconocidos a nivel internacional: Grupo Endesa (Italia- España), Gas Natural (España) e ISA (Colombia).

Los hitos más relevantes de la Empresa de Energía de Bogotá S.A. han sido:

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Actualmente, el principal accionista de EEB es la Ciudad de Bogotá D.C. con el 81,54% del capital de la sociedad.

1896

1959

1980

1984

1990

1993

1997

2002

2005

2006

2007

2008

2009

2010/

2011

HOY

La ciudad de Bogotá adquirió la totalidad de las acciones de la Compañía.

Bogotá se consolida como el mercado más importante del país: 5.240Gwh-año

(32% del total nacional).

La capacidad instalada alcanza 690 MW (136 T y 554 H); 14% del total Nacional.

EEB aumenta su capacidad instalada a 1.294 MW con Paraíso-Guaca. A los 700

km, de línea en 115 kV. EEB suma 163 km de línea a 230 kV doble circuito.

La empresa entra en el negocio de D y C de Gas Natural para atender el área de

Bogotá. En electricidad EEB atiende una demanda de 8100 GWh-año,

aproximadamente el 24% de la demanda nacional.

EEB aumenta a 2196 MW su capacidad instalada de G (22% del total Nacional).

La demanda atendida por EEB llega a 8886 GWh-año (24% del total Nacional).

La malla en 115 kV suma 957 km y en 230 kV suma 392 km.

Transformación de la empresa: Manejo directo de transmisión y separación de las

actividades de generación (creación EMGESA, y de distribución/comercialización

(CODENSA).

Vinculación como accionista con un 40% en Red de Energía del Perú (REP), la

empresa de transmisión más grande de Perú.

EEB se consolida en un holding financiero y energético.

Se inicia participación en transporte de gas natural con la adquisición del 72% de

TRANSCOGAS, empresa responsable por el transporte de gas natural hacia

Bogotá y su área de influencia.

Expansión de la red de transmisión de electricidad de EEB:

o Adjudicación del Proyecto de Interconexión con Ecuador por parte de la UPME.

o Adquisición de los activos de transmisión de TermoCandelaria.

o Adjudicación de las compensación Tunal por parte de la UPME

o Adjudicación de la Compensación en Tunal por parte de la UPME.

EEB con ISA adjudicataria del Consorcio Transmantaro en Perú.

Creación de la compañía por iniciativa privada (Familia Samper Brush), con las

actividades de Generación (G), Transmisión (T), Distribución (D) y Comercialización

(C) de electricidad.

EEB adquiere el 97.91% de TGI la mayor transportadora de gas en Colombia con

más de 3.700 km de gasoductos.

EEB ajusta su estructura de capital mediante colocación de Bonos internacionales

por USD$ 610 millones.

EEB es adjudicatario de la concesión de T/D gas natural en la zona ICA - Perú.

EEB es adjudicatario de la licitación PET 1 – 2009, el proyecto de Transmisión de

Electricidad más importante de Guatemala.

Capitalización de TGI.

Expansión de la red de transmisión de electricidad de EEB: Adjudicación del

Proyecto Reactores por parte de la UPME.

Firma de Acuerdo de Compra de Cálidda y Promigas.

Grupo Empresarial energético con inversiones en el sector eléctrico (G,T,D y C), y

gas natural (T, D y C) con su área de influencia en el mercado más importante del

país y visión de crecimiento en el mercado nacional y latinoamericano.

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A diciembre de 2010 EEB consolidada alcanzaba un valor de activos equivalentes a 6.187 millones de dólares y un patrimonio de 3.715 millones de dólares constituyéndose como uno de los grupos empresariales más importantes del sector energético en Colombia.

EEB es un Grupo Empresarial que participa en el sector energético con inversiones en diferentes negocios:

25.0%

75.0%

Portafolio con Control Portafolio sin Control

Transmisión de electricidad

Distribución de electricidad

Distribución de gas natural

Generación de electricidad

25.0%

16.2%

51.5%

2.5%

1.8%

40.0%

100.0% 98.0%82.0%

Transmisión de electricidad

Transporte de gas

Distribución de gas

Distribución de electricidad

90.0% 60.0%

Transporte de gas

15.6%40.0% 51.5%

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EMPRESAS CON CONTROL ACCIONARIO

En el sector de Gas Natural la participación de EEB es la siguiente:

TGI TGI, empresa donde EEB posee una participación del 97.98%, es el transportador más importante del país por longitud de gasoductos (3.774 km con capacidad de transporte total de 513 Mpcd) y por el volumen promedio transportado que alcanzó los 422 Mpcd, equivalente al 52% del volumen transportado en Colombia. La infraestructura de TGI enlaza el sistema de la Costa Atlántica con el interior del país, a su vez que interconecta los principales campos de producción de gas (Cusiana en los Llanos Orientales y Guajira en la Costa Atlántica) con los principales centros de consumo en Colombia.

CONTUGÁS Es el vehículo constituido por el consorcio conformado por EEB (75%) y TGI (25%) para desarrollar el negocio de distribución de gas natural por ductos en el departamento de ICA. En marzo de 2009 CONGÁS firmó el contrato de Concesión por un periodo de 30 años.,

Por su parte en el sector de electricidad la participación de EEB es la siguiente:

EEB TRANSMISIÓN EEB es la tercera mayor empresa de transmisión de electricidad en Colombia, a diciembre de 2010 la participación en los ingresos del Sistema de Transmisión Nacional fue el 7.92%.

Posee y opera 1.447 kms de circuitos de transmisión a 230kV que representan el 12,4% del total de red del STN a 230 kV, tiene activos en 14 subestaciones a 230 kV (50 bahías de líneas, 7 bahías de acople, 7 bahías de seccionamiento y 11 módulos comunes) y 5 bahías de compensación capacitiva a 115 kV. Como proyectos en curso tiene: i) El desarrollo de la expansión del sistema de transporte en Guatemala, que consiste en 6 lotes distribuidos a lo largo del territorio guatemalteco, constituyendo un total de 850 kms de líneas de 230 kV y 24 obras entre las que se incluyen ampliaciones y construcción de nuevas subestaciones y, ii) El desarrollo de tres (3) reactores inductivos de 25 MVAR cada uno, ubicados en Colombia en las subestaciones de Altamira, Mocoa y San Bernardino a nivel de 230 kV, proyecto que debe entrar en operación en abril de 2012. TRECSA En el 2009 EEB incursiona en el negocio de Transmisión de electricidad en Guatemala (TRECSA) mediante la adjudicación de la totalidad de la expansión del sistema de transmisión de dicho país. El proyecto consiste en el diseño, construcción y operación permanente del sistema de transmisión de Guatemala que busca garantizar la cobertura, calidad y confiabilidad del sistema para afrontar los grandes retos de crecimiento de la demanda y la economía del país. La inversión estimada es de USD 370 millones. La entrada en operación de este proyecto se tiene prevista para octubre de 2013.

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DECSA - EEC Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A. ESP (DECSA ESP) fue constituida con el objeto de adquirir el 82,34% de las acciones de la Empresa de Energía Cundinamarca S.A. ESP. (EEC), la cual es una empresa de servicios públicos que centra su estrategia en los negocios de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica. La composición de DECSA es 51% de EEB y 49% de Codensa.

EMPRESAS SIN CONTROL ACCIONARIO En el sector de electricidad: EMGESA. EEB posee el 51,51% de EMGESA (el 14,07% corresponde a acciones preferenciales) empresa que en el 2010 continuó siendo uno de los líderes del mercado de generación de energía en Colombia con una participación del 19,8% de la producción neta. En el 2010 EMGESA generó 11.283 GWh. EMGESA inicio en el 2010 la construcción del proyecto hidroeléctrico El Quimbo (400 MW) el cual demandará una inversión de 837 millones de dólares y se espera que entre en operación en el año 2014.

CODENSA En CODENSA SA ESP la EEB tiene el 51,51% (el 15,15% corresponde a acciones preferenciales), compañía que atiende el 22.7% del mercado de Distribución y Comercialización en Colombia, con 2.429.365 clientes, ubicados en Bogotá y 95 municipios aledaños. CODENSA es la empresa más grande del país en distribución - comercialización de energia eléctrica, que en el 2010 facturó 7.630 GWh, con un nivel de pérdidas de 8,19%.

REP EEB posee el 40% de Red de Energía del Perú – REP, siendo esta la compañía de transmisión de energía eléctrica más importante del Perú, controla el 51% del sistema interconectado.

CTM En el 2006 EEB e ISA fueron adjudicatarios del Consorcio Transmantaro, en Perú, con una línea de 610 kms que une el sistema central con el sistema sur. EEB participa en CTM en el 40%. REP y CTM participan en más del 63% del total del sistema de Transmisión en el Perú.

EMSA EEB posee el 16,2% de la Electrificadora del Meta (EMSA) empresa distribuidora y comercializadora de energía eléctrica en la zona oriental de Colombia con 216.356 clientes.

Otras Participaciones Igualmente, EEB participa con el 2,5% en ISAGEN, empresa de generación eléctrica que vende aproximadamente 11.000 Gwh/año y posee una participación accionaría de 1,82% en el capital social de ISA.

En el sector de gas natural:

GAS NATURAL S.A. EEB posee el 25% de Gas Natural S.A. ESP, mayor distribuidora y comercializadora de gas natural en Colombia, con 1.691.285 clientes en el mercado de Bogotá, Soacha y Sibate. La empresa

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tiene una cobertura efectiva superior al 91% del mercado residencial en Bogotá y ha logrado en los últimos años un incremento importante en el consumo de Gas Natural Vehicular contando con 106.858 vehículos que funcionan a gas en la ciudad. Adicionalmente, Gas Natural SA ESP controla las empresas distribuidoras-comercializadoras que atienden los mercados de Bucaramanga, Barrancabermeja y el Altiplano CundiBoyacense.

3. Directorio de Red de Energía Perú El directorio de REP está integrado por cinco directores titulares y cinco directores alternos. Estos son elegidos por la Junta General de Accionistas para un periodo de dos años, teniendo además la

posibilidad de ser reelegidos de manera indefinida.

Presidente Luis Fernando Alarcón Mantilla

Vicepresidente Mónica De Greiff Lindo

Miembros Titulares

Santiago Montenegro Trujillo Guido Alberto Nule Amín Ernesto Moreno Restrepo

Miembros Alternos

Ana Mercedes Villegas Mejía Julián Darío Cadavid Velásquez Brenda Rodríguez Tovar Henry Navarro Sánchez Jorge Armando Pinzón Barragán

Luis Fernando Alarcón Mantilla

Asumió la presidencia del directorio de Red de Energía del Perú el 20 de marzo de 2007, siendo

gerente general de ISA desde enero de ese mismo año. Nacido en Bucaramanga (Colombia),

previamente se desempeñó como presidente de la Asociación de Administradoras de Fondos de

Pensiones y Cesantías (ASOFONDOS). Asimismo, fue Ministro de Hacienda y Crédito Público de

Colombia y representó a Colombia como Director Ejecutivo en el Banco Interamericano de

Desarrollo. También fue Presidente de la Flota Mercante Grancolombiana y miembro de las Juntas

Directivas del Banco de Bogotá, la Bolsa de Valores de Colombia, Petrocolombia S.A., ISA, CTEEP e

INTERNEXA, entre otras compañías y entidades financieras. Dentro del ámbito académico, estudió

Ingeniería Civil y realizó un postgrado en Economía, ambos en la Universidad de los Andes.

Posteriormente obtuvo un Master of Science en Ingeniería Civil (Sistemas de Recursos Hidráulicos)

en el Instituto Tecnológico de Massachussets (MIT), y en 1995 participó en el Programa Avanzado

de Gerencia de la Universidad de Oxford.

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Mónica de Greiff Lindo

Se desempeña como directora titular de Red de Energía del Perú desde el 17 de marzo de 2009. Es abogada de la Universidad del Rosario. Ocupó el cargo de Viceministra de Minas y Energía, Ministra de Justicia y Derecho en 1989. Entre 1991 y 1993 fue Vicepresidenta de Shell en Colombia. En 1994 fue Consejera de Asuntos Internacionales, y entre 1995 al 1998 fue representante del Presidente en la Comisión Nacional de Televisión. En el 2008 fue designada por el Alcalde Mayor de Bogotá como Secretaria Distrital de Desarrollo Económico y a partir del 19 de enero de 2009 se desempeña como nueva Presidenta de EEB.

Santiago Montenegro Trujillo

Actual Presidente de la Asociación Colombiana de Administradoras de Fondos de Pensiones y

Cesantías (ASOFONDOS), fue incorporado al directorio de Red de Energía del Perú el 20 de marzo

de 2007 como director titular. Estudió Economía en la Universidad de los Andes, además de un

Magíster de la materia en la misma casa de estudios. Cuenta con un MSc en Economía de la

London School of Economics y es Ph. D de la Universidad de Oxford. Dentro de su larga trayectoria

profesional, se ha desempeñado como economista del Banco Mundial, Asesor del Gobierno para

Asuntos Cafeteros, Decano de la Facultad de Economía de la Universidad de los Andes, Presidente

de la Asociación Nacional de Instituciones Financieras (Anif) y Director del Departamento Nacional

de Planeación en Colombia.

Guido Alberto Nule Amín

Director Titular de REP desde el 31 de julio de 2002 y gerente general en Transelca desde

setiembre de 1998. Estudió Economía en la Universidad del Atlántico (Colombia) y un diplomado

en Banca de Desarrollo en la American University (Estados Unidos). Ocupó los cargos de

presidente de Promigas (1983 – 1992), ministro de Comunicaciones de Colombia (1992) y ministro

de Minas y Energía de Colombia (1992 – 1994), además de desempeñarse como consultor y asesor

de empresas (1994 – 1998).

Ernesto Moreno Restrepo

Director Titular de REP desde el 31 de julio del 2002, es el actual vicepresidente de transmisión en

Empresa de Energía de Bogotá (EEB). Estudió Ingeniería Eléctrica en la Universidad de los Andes

(Bogotá) y la especialización en Administración de Empresas y Mercadeo de la Universidad de los

Andes. Ha sido jefe de división de planeamiento eléctrico en EEB.

Ana Mercedes Villegas Mejía

Director Alterno de REP en dos oportunidades, desde el 22 de julio del 2005 hasta el 16 de

noviembre de 2006, siendo designada nuevamente el 19 de agosto de 2008 hasta la actualidad. Se

desempeñó como directora de Gestión y Organización en CTEEP desde octubre de 2006 hasta julio

de 2008, fecha en la cual regreso a ocupar su cargo de gerente de gerente de transporte de

energía de ISA, en el cual fue nombrada en agosto de 2002. Actualmente se desempeña como

gerente de estrategia corporativa de ISA. Es Ingeniera Eléctrica de la Universidad Pontificia

Bolivariana. Cuenta además con un Master en Aprovechamiento de Recursos Hidráulicos de la

Universidad Nacional y un Diploma en Alta Gerencia de la Universidad de Los Andes. Su vínculo

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con ISA data de 1985, habiéndose desempeñado como ingeniera y ocupando los cargos de

directora de Planeación Energética, directora de Gestión de Mantenimiento y directora de

Desarrollo del Servicio Transporte de Energía.

Henry Navarro Sánchez

Director Alterno de REP desde el 31 de julio del 2002, es el actual vicepresidente de Portafolio

Accionario y Planeación Corporativa en EEB. Ingeniero electricista de la Universidad Nacional de

Colombia, cuenta con una maestría en Sistemas de Potencia por la Universidad Nacional de

Colombia y en Ingeniería Eléctrica por la Universidad de Manchester (Inglaterra). Se desempeñó

anteriormente como director de Planeación, Transmisión y Desarrollo en EEB.

Julián Cadavid Velásquez

Director Alterno de REP desde el 16 de noviembre del 2006 hasta el 18 de agosto de 2008, y

nuevamente fue designado como director alterno a partir del 17 de marzo de 2009 a la fecha.

Actualmente es el gerente de transporte de energía de ISA. Es Ingeniero electricista de la

Universidad Pontifica Bolivariana, viene cursando actualmente el Programa de Alta Gerencia en

EAFIT. Anteriormente desarrolló labores en Red de Energía del Perú como gerente de transmisión

(2002 – 2005), ingeniero coordinador de Operación del Centro de Control Nacional y director de

Gestión de la Red, además de ocupar los cargos de director del Centro de Transmisión de Energía

Noroccidente (Ancón Sur) y gerente de Mantenimiento de la Gerencia de Transporte de Energía en

ISA.

Brenda Rodríguez Tovar

Directora Alterna de REP desde el 31 de julio del 2002. Se desempeña como gerente Financiera en

Transelca desde 0ctubre de 1998. Es economista de la Universidad Simón Bolívar (Colombia),

cuenta con un postgrado en Administración Financiera otorgado por la Universidad del Norte de

Colombia y un magister en administración de la Universidad de los Andes. Anteriormente ocupó

diferentes posiciones financieras en Terpel del Norte, Compañía distribuidora de combustibles

líquidos en Colombia.

Jorge Armando Pinzón Barragán

Es Director Alterno de REP desde el 31 de julio del 2002 y actualmente ocupa el cargo de

vicepresidente Financiero en EEB. Estudió Economía en la Universidad Nacional de Colombia y

cuenta con una especialización en Impuestos por la Universidad Externado de Colombia. Ha sido

jefe de División de Planeamiento Financiero en EEB.

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4. Principales Ejecutivos Luis Alejandro Camargo Suan

Gerente general de Red de Energía del Perú S.A. desde marzo de 2010. Es ingeniero

Electricista de la Universidad Nacional de Colombia con un MSc en Computer Studies de la

Universidad de Essex (UK) y una especialización en Derecho de los Negocios de la

Universidad Externado. Ingresó al grupo empresarial ISA en 1981, liderando diversas

responsabilidades a lo largo de su carrera, entre las que destacan Director de Informática;

las gerencias de Servicios de Información, del Mercado de Energía Mayorista, y la gerencia

de Operaciones Financieras de XM - Compañía de Expertos en Mercados.

Carlos Ariel Naranjo Valencia

Se desempeñó como gerente general de REP desde septiembre de 2002 hasta marzo de 2010, es

ingeniero electricista de profesión, además de contar con una maestría en Transmisión y

Distribución de Energía Eléctrica por la Universidad de Manchester y un diplomado en Alta

Gerencia por la Universidad de los Andes. Anteriormente ocupó el cargo de gerente de Producción

además de otros puestos relacionados con transmisión de energía en ISA.

José Miguel Acosta Suárez

Contralor de REP desde setiembre del 2002, es ingeniero eléctrico de profesión. Posee una

especialización en Finanzas además de una maestría en Administración de Empresas, ambas

otorgadas por la Universidad de los Andes. Es auditor interno certificado (CIA) y cuenta con el

Certificado en Autoevaluación del control (CCSA) por el Instituto de Auditores Internos (IIA). Fue

jefe de oficina de control interno además de ocupar distintos cargos técnicos y administrativos en

EEB y otras empresas del sector. Cuenta con una experiencia laboral de 29 años.

Alberto Muñante Aquije

Se desempeña como gerente de Operación del Sistema en REP desde septiembre del 2002. Es

ingeniero electricista de profesión y posee estudios de especialización en control moderno de

sistemas de potencia en la Universidad Federal de Santa Catarina, Brasil, y en administración de

empresas en ESAN. Asimismo, cuenta con una maestría en administración de negocios en la URP.

Anteriormente se desempeñó como gerente de Operaciones, jefe de Ingeniería de Mantenimiento

y jefe de Control de Operaciones en ETECEN, así como Supervisor del Centro de Control en

Electroperú y jefe de Planta de Ce-yesa. Cuenta con una experiencia laboral de 32 años.

Jorge A. Echeverría Restrepo

Gerente de Transmisión en REP desde el 14 de julio del 2005, es ingeniero electricista de profesión

y cuenta con una especialización en Alta Gerencia por la Universidad Industrial de Santander.

Además ha realizado estudios de postgrado en Ingeniería de Mantenimiento en la Universidad

Federal de ITAJUBA MG (Brasil). Ocupó el cargo de director de centro de transmisión de energía de

ISA. Cuenta con una experiencia laboral de 27 años en el sector eléctrico.

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Alonso Arturo Gómez Dávila

Gerente de Finanzas en REP desde el 24 de julio de 2007, es administrador de empresas con una

especialización en Instituciones Financieras otorgada por la Universidad EAFIT (Colombia).

Anteriormente se desempeñó como especialista de Gestión de Filiales e Inversiones en la matriz

del Grupo ISA y como contador – subgerente de Maderas Artísticas, empresa colombiana del

Centro Internacional del Mueble. Cuenta con una experiencia laboral de 31 años.

Luis Miguel Lazo Velarde

Actual Gerente de Negocios, inició sus labores en REP en setiembre del 2002 como gerente de

Comercialización. Es ingeniero electricista con una especialización en Administración de Empresas

en ESAN y un postgrado en Transmisión y Distribución de Energía en la Universidad de Trondheim

(Noruega). Anteriormente ha ocupado diversos cargos en la estatal Empresa de Transmisión

Eléctrica del Centro (Etecen) como gerente de Planeamiento y Finanzas, gerente de

Administración y Finanzas, gerente de Proyectos y jefe de Unidad de Planeamiento Eléctrico,

además de jefe de Unidad de Líneas de Transmisión en Electroperú. Cuenta con 35 años de

experiencia laboral.

María del Pilar Villacorta Saroli

Gerente de Administración de REP desde marzo del 2003, es licenciada en Administración y master

en Administración de Empresas, por la Universidad de Lima y la Universidad del Pacífico,

respectivamente. Anteriormente se desempeñó como ejecutiva en las empresas Z Gas Andino,

Minka y Ransa. Cuenta con una experiencia laboral de 15 años.

Vidal Galindo Verástegui

Jefe del Departamento de Asesoría Jurídica desde septiembre del 2002, es abogado de la Pontificia

Universidad Católica del Perú. Cuenta con una maestría en Economía y Derecho de la Regulación

de la Universidad Peruana de Ciencias Aplicadas, además de un diplomado en Dirección

Estratégica de Empresas, de la Universidad del Pacífico. Anteriormente se desempeñó como Jefe

de Asesoría Legal de la estatal Empresa de Transmisión Eléctrica del Centro (Etecen), Gerente

Legal de la Corporación Nacional de Desarrollo (ahora Fonafe), Gerente Legal de Inversiones

Cofide S.A., y ha ejercido cargos públicos de confianza en la Presidencia del Consejo de Ministros,

Ministerio de Justicia y de la Presidencia. Cuenta con una experiencia laboral de 28 años.

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CAPITULO III

Gestión Estratégica

La gestión estratégica de Red de Energía del Perú, como Centro Gestor del Negocio de Transporte de Energía para el Grupo ISA en el Perú buscó asegurar el cumplimiento de su Visión, Misión y Valores Organizacionales Hasta el año 2010, la visión vigente era: “Para el 2012, ser la empresa referente en el mercado de energía eléctrica en el Perú, reconocida por su Liderazgo, Modelo de Gestión y Responsabilidad Social Empresarial”

Vale destacar que a inicios del año 2011, el Directorio aprobó la actualización de la

visión al 2016:

“Para el año 2016, generaremos ingresos anuales superiores a USD 300 MM y seremos reconocidos por el liderazgo en el sector de transmisión de electricidad en el Perú y por nuestro modelo de gestión basado en la generación de valor con rentabilidad, excelencia operacional y responsabilidad social empresarial”

Misión:

“Prestamos servicios con valor agregado en sistemas de transmisión de energía eléctrica generando valor para los accionistas, favoreciendo el desarrollo integral del personal, satisfaciendo las expectativas de los clientes y alcanzando estándares de clase mundial. Estamos comprometidos con el mejoramiento, la responsabilidad social y la preservación del medio ambiente, contribuyendo así al desarrollo del país y sus comunidades”

Valores Corporativos:

Ética: Carácter moral de nuestros actos en tanto estén encaminados hacia el bien individual o colectivo. Un pensamiento ético genera actitudes y acciones transparentes. Responsabilidad Social: Compromiso con la búsqueda de una mejor calidad de vida para sus empleados, sus familias, el medio ambiente y la sociedad en general. Innovación: Introducción de aspectos nuevos en la organización y en el servicio que contribuyan al logro de los objetivos. Excelencia: Cumplimiento con los estándares de calidad en la prestación de los servicios que lleve a un reconocimiento diferenciador frente a los competidores

1. Estrategia empresarial La estrategia empresarial surge del proceso de Direccionamiento Estratégico, el cual define como eje de contribución: la generación de valor a través del crecimiento y la excelencia operativa, todo lo cual permita lograr impactos importantes en la contribución a la Mega del Grupo Empresarial.

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En ese sentido, el negocio se alinea al marco estratégico corporativo tomando como referencia los escenarios, escogencias y metas requeridas para luego definir aquellos elementos que permiten el seguimiento de las contribuciones a través de los instrumentos de gestión.

Con este alineamiento, el negocio determina los objetivos estratégicos con la finalidad de mostrar el aporte a la Meta corporativa (MEGA) y cumplir con los compromisos ante los grupos de interés.

2. Estrategia Competitiva La estrategia de REP, como Centro Gestor del grupo empresarial ISA en el negocio de Transporte de Energía en el Perú, se centra en la generación de valor con énfasis en un mayor crecimiento y productividad a partir de: i) la gestión de los costos ii) la óptima gestión de los activos; iii) la

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optimización del manejo financiero y tributario y iv) el fortalecimiento del relacionamiento con el entorno. REP ha logrado el reconocimiento en su mercado como una empresa que agrega valor a sus clientes por la prestación de servicios con calidad, confiabilidad y oportunidad, excelente actitud de servicio, eficiente capacidad de gestión y efectiva aplicación del conocimiento técnico y la seguridad. Su trabajo se basa en el mejoramiento continuo de procesos, el aseguramiento de la continuidad del negocio, la gestión integral de riesgos y la adopción de prácticas de clase mundial. REP dispone de un modelo de relacionamiento con el entorno que le permite desplegar planes de acción en la gestión de compromisos con los todos los grupos de interés. Además, desarrolla una adecuada gestión social, incluyendo la gestión de servidumbres, comunidades y del medio ambiente. REP soporta su estrategia competitiva en el alistamiento del capital humano, basado en la productividad, desarrollo del talento y la cultura; el capital organizacional, donde sus procesos se adaptan y soportan la prestación del servicio de transporte de energía; y el soporte tecnológico que le permite contar con tecnología que habilite los objetivos del negocio.

3. Indicadores de Gestión El monitoreo de la gestión estratégica asegura el mejoramiento continuo y el logro de los objetivos empresariales. La gestión estratégica de REP reportó los siguientes resultados para los indicadores de máximo nivel al finalizar el 2010:

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4. Riesgos empresariales Durante el 2010, REP finalizó el proceso de homologación de riesgos como Centro Gestor del grupo empresarial ISA en el negocio de Transporte de Energía en el Perú lo cual permitió facilitar la gestión desde el proceso de identificación hasta el de monitoreo de riesgos. El resultado de dicho proceso conllevó a re-definir el Mapa de Riesgos, la Categorización de los mismos, la definición de cada riesgo, la identificación de los componentes, la actualización de planes de acción y la evaluación de los riesgos.

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5. Control de Gestión El control de gestión es una herramienta, sobre la cual se soporta la alta dirección de la empresa, y que le permite conocer el dsempeño de los procesos, y por ende proceder a tomar las acciones necesarias, en caso de que necesiten ser corregidas o reforzadas.

El principal objetivo del control de gestión es lograr que los colaboradores busquen el logro eficaz de los objetivos de la empresa mediante el uso eficiente de los recursos disponibles: técnicos, humanos y financieros, entre otros. REP para el logro de sus objetivos destaca la importancia de los siguientes aspectos claves: 1. Mantener una estrategia clara y definida: para ello, REP difunde la misión y visión, que son

actualizadas para ajustarse a los cambios propios del sector, del país y del mundo globalizado en general. En el primer trimestre de cada año la gerencia realiza el despliegue de los objetivos y metas organizacionales, tanto a corto como a mediano plazo, y la estrategia para el logro de los mismos. REP cuenta con un Plan Estratégico basado en lineamientos y objetivos corporativos, diseñado considerando el análisis FODA y evaluación de riesgos estratégicos del negocio.

2. Estructura organizacional coherente: REP ha realizado ajustes a su estructura organizacional

alineada a sus objetivos estratégicos.

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3. Presupuestos y medición de resultados: REP cuenta con un proceso consolidado de planeación financiera, encargado entre otras tareas, de gestionar el presupuesto anual de la empresa y desarrollar la estrategia financiera. La Gerencia y el Directorio miden mensualmente el avance de los resultados de la gestión mediante el seguimiento a los indicadores de gestión y a la ejecución presupuestal. Cada área reporta como uno de sus indicadores de gestión, la ejecución mensual, y de ser el caso, acciones concretas sobre eventuales sub o sobre ejecuciones presupuestales. Los indicadores de gestión se encuentran diferenciados en estratégicos, monitoreados por el Directorio, y aquéllos de primer y segundo nivel, monitoreados por la Gerencia General y por las gerencias de área, respectivamente

4. Participación de los colaboradores: los objetivos se logran a través de las personas; así, REP

promueve la participación y el compromiso de sus colaboradores a través de diferentes actividades, por ejemplo, premiando a aquellos que tuvieron un desempeño destacable, e inculcando y difundiendo los cuatro valores corporativos: ética, excelencia, innovación y responsabilidad social.

REP cuenta con el área de Contraloría encargada de apoyar a la gerencia en su responsabilidad de fortalecer el sistema de control interno, identificando, a través de sus evaluaciones periódicas, oportunidades de mejora en el sistema. Realiza también las funciones de Auditoría Interna. Asimismo, verifica la razonabilidad de los resultados de los indicadores de gestión en la organización y apoya a la gerencia en el cumplimiento de los objetivos estratégicos mediante la evaluación de la gestión de riesgos, control y gobierno.

Gobierno Corporativo

Las prácticas de buen gobierno dan las pautas para una gestión transparente. REP cuenta con el compromiso de sus Directores y sus colaboradores en su implementación, cumplimiento y mejora continua. Éstas establecen el marco de actuación sobre la cual se desarrollan las actividades empresariales, buscando el cumplimiento de los objetivos organizacionales, así como el monitoreo de su desempeño. Según la composición accionaria de REP y sus acuerdos de accionistas, la toma de decisiones debe contar con la aprobación del 70% de sus accionistas. Además, buscando cumplir los compromisos con los grupos de interés, y como parte de las mejoras que surgidas de las autoevaluaciones de los principios de buen gobierno corporativo, ha implementado:

Reglamento de Junta de Accionistas

Procedimientos para el envío de información completa y oportuna para los Directores

y Accionistas

Código de Buen Gobierno, aprobado por la Junta General de Accionistas y

monitoreado anualmente por la Contraloría

Reglamento de Directorio, adicionalmente se realiza cada año una autoevaluación de

su funcionamiento y se implementan mejoras en la gestión.

Comités de Auditoria y de Negocios, integrados por miembros del Directorio

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El Contralor es designado por el accionista minoritario

El área de Auditoria Interna, que coordina su trabajo con la Auditoria Corporativa,

reportando funcionalmente al Comité de Auditoria y administrativamente a la

Gerencia General

Procedimientos para la elección de auditores externos de estados financieros,

designados por la Junta General de Accionistas, previa propuesta del Comité de

Auditoria. Los auditores externos no realizan consultorías o asesorías distintas a la

auditoria financiera, de manera que su independencia y objetividad no se vea

afectada.

Procedimientos para reportar oportunamente Hechos de Importancia al mercado de

valores

Políticas aprobadas por el Directorio

Se cuenta con un Código de Ética y un Protocolo de Administración de los Riesgos de

Actos Impropios, aprobados por el Directorio

Estructura del Sistema de Calidad ISO 9000, debidamente certificada

Un Sistema de Gestión Integral de Riesgos Organizacionales. El mapa de riesgos y los

planes de acción son monitoreados por el Directorio

Reglamento para transacciones con vinculadas, las cuales en todos los casos se ajustan

a precios de mercado.

Con relación a sus colaboradores, REP realiza encuestas periódicas de clima y cultura

organizacional (realizadas por terceros independientes), divulgación de valores,

talleres de seguridad y salud en el trabajo, medición de desempeño, evaluación de

competencias y el Programa de Formación Integral

Encuestas independientes a clientes y proveedores

Programas de Responsabilidad Social con las comunidades vecinas a las instalaciones,

esto se evidencia en que el Informe de Sostenibilidad

Desarrollo de políticas de comunicación interna y externa para todos los grupos de

interés

A REP, como emisor de bonos, le interesa dar a conocer sus principios de gestión. Esto refuerza la confianza de sus inversionistas, del Estado Peruano y del público en general. Para evidenciar los avances y referenciarse con otras empresas, REP obtuvo en 2006 el Premio Mejor Comportamiento con el Entorno Interno y Externo. Así mismo, en junio de 2009, REP obtuvo de la Bolsa de Valores de Lima un reconocimiento por aplicar prácticas de gobierno corporativo.

El Directorio y el gobierno corporativo

El Directorio se reúne por lo menos una vez al mes, o cuando la sociedad lo requiera por temas de

importancia, garantizando de esta manera la supervisión continua. En el ejercicio 2010, el

directorio tuvo doce sesiones, y asistieron, en su mayoría, la totalidad de sus miembros.

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Para el mejor desempeño de sus funciones, el Directorio ha creado los Comités de Auditoria y de

Negocios, así como de comisiones accidentales que se encargan de temas específicos que puedan

surgir, tales como nuevos negocios y temas financieros, entre otros.

Comité de Auditoría

El principal propósito del Comité de Auditoría es asistir al Directorio en el cumplimiento de sus responsabilidades de vigilancia sobre el sistema de control interno de REP. Está conformado por tres miembros: dos miembros del Directorio y el Auditor Corporativo. La designación de sus miembros y del Presidente la realiza el Directorio. En 2010 el Contralor asumió las funciones de Auditor Interno participando como Secretario Técnico del Comité con voz y sin voto. El Gerente General también asiste al Comité con voz y sin voto. El auditor Externo asiste como invitado cuando sea requerido por el Comité.

El Comité de Auditoría está integrado por:

Jorge Pinzón Barragán – Director Alterno, Presidente del Comité

Brenda Rodríguez Tovar – Directora Alterna, John Jairo Vásquez López – Auditor Corporativo del Grupo ISA

Las principales funciones del Comité de Auditoría son: 1. Revisar situaciones significativas de efecto contable y de emisión de informes financieros,

incluyendo transacciones complejas o inusuales, así como pronunciamientos de regulación y

contables que de ser aplicados puedan afectar algún rubro de los estados financieros.

2. Revisar los estados financieros a ser presentados al Directorio y a la Junta de Accionistas y velar

por la adopción y cumplimiento de normas internacionales de contabilidad.

3. Vigilar que la Compañía disponga de un sistema de control interno empresarial efectivo.

4. Vigilar que la administración haya implantado políticas que aseguren que los riesgos se han

identificado y que los controles son adecuados, estén vigentes y funcionen efectivamente.

5. Considerar la eficacia del control interno sobre la información financiera anual e intermedia,

incluyendo la seguridad y el control de la tecnología de la información.

6. Velar por el cumplimiento de la Política de Control, Código de Ética y el Protocolo de

Administración de los Riesgos de Actos Impropios.

7. Aprobar el Plan Anual de Auditoría y hacer seguimiento a su cumplimiento.

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CAPITULO IV

Gestión Empresarial

1. Infraestructura de la red REP cuenta con 46 subestaciones y 5837 kilómetros de circuitos de transmisión de 220, 138 y 60

kV, que unen 19 departamentos del país.

Las operaciones de su sistema eléctrico son efectuadas en coordinación con el COES, en adecuadas

condiciones de calidad, seguridad y economía, dentro del marco normativo del sector eléctrico

peruano. Para garantizar la continuidad de la operación remota de sus subestaciones, REP cuenta

con dos Centros de Control, los cuales operan en jerarquía Principal y de Respaldo,

interconectados en tiempo real. El Centro de Control Principal está localizado en su Sede Central

de San Isidro en Lima y el de Respaldo en la subestación Socabaya en Arequipa.

La empresa cuenta con 364 colaboradores, organizados en cuatro departamentos de transmisión y

una Sede Central distribuidos geográficamente en todo el país. Esta organización permite

garantizar una respuesta adecuada para el mantenimiento de sus equipos e instalaciones. Los

departamentos de transmisión son:

Departamento de Transmisión Norte

Sede: Chiclayo Subsede: Chimbote Subestaciones: Zorritos, Talara, Piura Oeste, Chiclayo Oeste, Guadalupe, Trujillo Norte, Chimbote 1 y Paramonga Nueva.

Departamento de Transmisión Centro

Sede: San Juan-Lima Subsede: Ica Subestaciones: Huacho, Zapallal, Ventanilla, Chavarría, Santa Rosa, San Juan, Callahuanca, Chilca, Independencia, Ica, Marcona y San Nicolás.

Departamento de Transmisión Este

Sede: Huánuco Subsede: Huayucachi-Huancayo Subestaciones: Pachachaca, Pomacocha, Huayucachi, Huancavelica, Paragsha II, Huánuco, Tingo María, Aucayacu y Tocache.

Departamento de Transmisión Sur

Sede: Socabaya-Arequipa Subsede: Quencoro-Cusco

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Subestaciones: Callalli, Santuario, Socabaya, Cerro Verde, Repartición, Mollendo, Moquegua, Toquepala, Quencoro, Combapata, Tintaya, Cachimayo, Abancay, Ayaviri, Juliaca, Azángaro y Puno.

2. Gestión de la Operación Durante el año 2010, se presentó una alta tasa de crecimiento de la máxima demanda nacional,

llegando a 7.49%; siendo mayor en las zonas norte y sur del país. Ello originó que se presentaran

restricciones para la operación del SEIN,, así como para su despacho económico.

Los sistemas de transmisión operaron con altos niveles de carga, llegando en algunos casos a

niveles de congestión, principalmente las líneas Chimbote-Trujillo, Carhuamayo-Paragsha y

Mantaro-Cotaruse-Socabaya, así como los transformadores de potencia de Quencoro, Trujillo

Norte, Azángaro, Guadalupe, Huacho y Piura Oeste. También se presentaron dificultades

operativas de control de tensión por déficit de compensación reactiva en las áreas Norte (Chiclayo

y Trujillo) y Sur Medio (Marcona).

En los meses de noviembre y diciembre del 2010, entraron en operación los transformadores de

las subestaciones de Quencoro, Tingo María y Piura con lo cual se alivió las congestiones de

transformación de dichas subestaciones.

Como resultado de la aplicación de las mejores prácticas de operación y mantenimiento, la calidad

del servicio de transmisión mantiene una tendencia de mejora respecto de los resultados

obtenidos cuando se recibieron las instalaciones en concesión, en el 2002. El número de fallas por

cada 100 km-año para las líneas de 138 kV se situó en 3.68, valor que es menor a los estándares

internaciones (<4.5) para este nivel de tensión. Para las líneas de 220 kV, el número de fallas por

cada 100 km-año se situó en 1.48, valor que también se sitúa dentro de los estándares

internacionales (< 3).

La tasa de disponibilidad de la red del 2010 fue de 99.47%, valor superior a la meta prevista

(99.45%), a pesar de las desconexiones realizadas para la ejecución de los proyectos de Ampliación

del sistema de transmisión.

En el 2010, REP continuó su plan de mejora continua en su proceso de operación del sistema, que

es la base de su Sistema de Gestión de la Calidad, con la finalidad atender los requerimientos de

clientes con altos estándares de calidad y seguridad, así como en el cumplimiento de la

normatividad del sector eléctrico peruano. Con este fin, se desarrollaron diversas actividades,

entre las cuales se destacan:

Inicio del Proyecto de modernización de los Centros de Control de REP, conjuntamente con ISA y Transelca, que tiene por objetivo reemplazar los sistemas SCADA actuales con una mejor herramienta que permita mejorar la supervisión y control de las instalaciones de REP y clientes.

Estudio de “Actualización de la Evaluación de Riesgos de Transformadores de Potencia de REP”.

35

Estudio “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Red de Energía del Perú 2010-2019”

Ejecución y participación de diversos estudios eléctricos del sistema, destacándose los estudios de Operatividad para la conexión de la Ampliación N° 5 en las subestaciones Independencia, Tingo María, Azángaro, Quencoro, Trujillo y Piura; el de operatividad del proyecto Chilca-La Planicie-Zapallal en 220 y 500 kV; y la ampliación de capacidad a 505 MVA de la línea Mantaro-Cotaruse-Socabaya.

Participación en la elaboración y revisión de anteproyectos para presentar al Ministerio de Energía y Minas, destacándose las ampliaciones de transformación de Puno, Huánuco, Tocache, Chincha, Ica, Trujillo y Zorritos; repotenciación de líneas 220 kV San Juan-Santa Rosa-Chavarría-Ventanilla-Zapallal, 138 kV Tingo María-Aucayacu-Tocache, 138 kV Paragsha II-Huánuco y 220 kV Chimbote-Trujillo; refuerzo del sistema de transmisión 220 kV Chilca-San Juan; compensación reactiva en Chiclayo, Piura e Ica.

Revisión de diversos estudios de proyectos de conexión al SEIN de clientes.

Revisión del coordinamiento de aislamiento de la subestación Juliaca.

Participación en los estudios para las convocatorias internacionales de Pro-Inversión.

Participación en los grupos de trabajo de operación del Sistema del COES, en representación de REP y sus clientes.

3. Gestión de la red de REP Desde el punto de vista de la continuidad del servicio, de la operación y del mantenimiento, la red

de transporte de energía eléctrica de REP logró una disponibilidad de 99.47%. Los principales

indicadores de gestión que miden la calidad del servicio se encuentran en la siguiente tabla y

muestran en todos los casos altos niveles

Equipo Nivel de tensión

2010

Indisponibilidad (%) Disponibilidad

Mantenimiento Falla %

Líneas

220kV 0.4329% 0.0684% 99.502%

220kV sin mant

99.932%

138kV 0.1937% 0.0087% 99.801%

Transformadores

220kV 0.3284% 0.0041% 99.671%

220kV sin mant

99.996%

138kV 0.1903% 0.0033% 99.811%

Compensación Reactiva 1.1658% 0.2670% 98.571%

36

En el índice de Energía No Suministrada alcanzó un nivel 9.2 GWh, ubicándose debajo de la meta

anual de 2010.

Asimismo, la Tasa de Interrupciones tuvo un comportamiento satisfactorio y se ubicó en 1.1 nivel

menor al proyectado de 1.29. A continuación se muestra la respectiva gráfica.

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep oct Nov Dic

Trim 2010 0.9 0.8 0.9 1.6 1.4 1.1 1.4 1.0 0.9 2.4 1.8 1.7

Acum 2010 0.9 0.8 0.9 1.0 1.1 1.0 1.0 1.0 0.9 1.1 1.1 1.1

Meta Trim 1.7 1.7 1.7 1.2 1.2 1.2 1.1 1.1 1.1 1.6 1.6 1.6

Meta Anual 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

37

A continuación se presenta el número de fallas por cada 100 km-año de las líneas en los niveles de

tensión de 220 kV y 138 kV

L

Líneas 220 kV

Líneas 138 kV

El índice de accidentabilidad mostró una 0.04, valor más bajo que la meta superior definida de

0.10.

1.24

0.87

1.05

0.90

1.31

1.04

0.91

1.48

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

6.82

4.624.00

4.78 4.86

3.843.21

3.68

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

38

En lo que respecta a invasiones de la servidumbre, se muestra un aumento en las construcciones

nuevas, no obstante, se muestra un incremento también en las construcciones controladas.

Para el índice de condición de transformadores, se mejoró el estado en un equipo, mediante un

mantenimiento programado.

0

50

100

150

200

250

300

350

ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10

NU

ME

RO

DE

CO

NS

TR

UC

CIO

NE

S

MES

CONSTRUCCIONES NUEVAS CONTROLADAS (Resueltas + Paralizadas) PENDIENTES

39

4. Gestión de Proyectos En los últimos años, el aumento de la demanda de energía ha mostrado la necesidad de

desarrollar proyectos de infraestructura eléctrica que permitan mantener el suministro de energía

a los centro de producción.

Con base en esa necesidad, nuestras empresas han concentrado sus esfuerzos para consolidarse como el principal ejecutor de proyectos de infraestructura, atendiendo las necesidades de energía en las diferentes regiones del país. A diciembre de 2010, las inversiones en proyectos en ejecución de las empresas del grupo en Perú superaban los USD 700 millones lo que ha implicado la intervención en 40 subestaciones existentes por proyectos de ampliación y 9 subestaciones nuevas en niveles de 220 kV y 500 kV por proyectos nuevos. Asimismo, se incrementó la capacidad de transformación en subestaciones existentes por un total de 900 MVA. De igual manera, se proyecta la instalación provisional de 125 MVA y la puesta en servicio de dos bancos de transformación con capacidad de 3300 MVA con una reserva de 900 MVA en 500 kV y 345 MVA en subestaciones de 220 kV, para un total de 5480 MVA. Igualmente, se instalarán reactores por 900 MVAR, SVC’s por 400 MVAR y 4 compensaciones en serie, que permitirán mejoras en el control de las tensiones en el sistema eléctrico nacional. Transformadores de Reserva REP cuenta con 7 transformadores de potencia instalados en las Subestaciones Huayucachi, Paramonga, Aucayacu, Tocache, Tingo María, Tintaya y Puno que fueron instalados gracias a un proyecto desarrollado entre el 2007 y 2010. Estos transformadores de reserva están disponibles para su energización en caso se requieran.

Proyectos de Ampliación

Durante el 2010 se continuó desarrollando proyectos de ampliación por encargo del Ministerio de

Energía y Minas (MEM), para lo cual se están adelantando inversiones a través de REP del orden

75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 76

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ag

o

Sep

Oct

Nov

Dic

Núm

ero

de e

quip

os

Bueno Regular

40

de USD 118 millones. Ello pemitirá un incremento en la capacidad de transformación de 455 MVA

y en la capacidad de 608 Kilómetros de circuitos. Destacan los siguientes proyectos:

Incremento de la transformación en: Piura, Trujillo, Quencoro, Azangaro y Tingo María.

Adecuación de la conexión de la línea Tocache-Bellavista. Ampliación de la barra a 60 KV

de Independencia, instalación de un Banco de Capacitores en Trujillo. Incremento

provisional de capacidad de transformación en Azángaro y Piura con transformadores de

reserva de REP. La inversión final estimada de este proyecto será del orden de USD 42.1

millones.

A finales del año 2009, el MEM aprobó la ejecución del proyecto de instalación del

segundo circuito de la línea de transmisión Chiclayo Oeste – Piura Oeste a 180 MVA, y

celdas de 220 KV en las Subestaciones Chiclayo y Piura con un plazo de 21 meses,

iniciando el 30 de noviembre de 2009 y con una inversión estimada de USD 21.27

millones. Este proyecto mejora la confiabilidad de la zona norte del país. Al cierre del año

el avance del proyecto era de un 62%. De otra parte, se trabajó en la estructuración del

proyecto “Adecuación integral de las subestaciones Chavarría, San Juan, Santa Rosa,

Ventanilla y Zapallal”, que consiste en el reforzamiento de estas instalaciones para

adecuarlas a las nuevas condiciones de un nivel mayor del nivel de cortocircuito en

sistema como consecuencia del crecimiento.. La fecha de inicio de este proyecto fue el 12

de mayo del 2010 y una duración de 20 meses y un presupuesto estimado de USD 22.74

millones. Se alcanzo un avance físico del proyecto de un 12%.

Igualmente, se puso en marcha el proyecto “Ampliación de la capacidad de transmisión a

180 MVA de las líneas de transmisión en 220 kV Independencia – Ica e Ica – Marcona”, el

cual tiene un plazo de ejecución de 16 meses con fecha de inicio 12 de mayo de 2010 y

con una inversión estimada de USD 3.06 millones.

Finalmente, en noviembre de 2010, se acordó la ejecución de la ampliación del Segundo

Circuito LT 220 kV Trujillo – Guadalupe – Chiclayo, con un plazo de 16 meses, iniciando el

12 de noviembre de 2010 y la “Ampliación de Subestaciones Huacho, Chiclayo con la

misma fecha de inicio y con un plazo de 21 meses. Además, se contempla la ampliación de

transformación de la subestación Guadalupe todo esto con una inversión estimada de USD

25.9 millones.

5. Gestión de servidumbres La ocupación de áreas de servidumbre de las líneas de transmisión constituye un tema al cual Red

de Energía del Perú dedica mucho esfuerzo. Así, como parte del plan de mantenimiento, continuó

con las actividades de prevención, difusión en zonas de influencia, recorrido de líneas,

capacitación, procesos de paralización y retiro de construcciones nuevas, lo que redundó en 45

construcciones de este tipo reportadas durante el ejercicio 2010.

Tras la negociación con la Comisión de Servidumbres nombrada mediante Resolución Ministerial

N° 324-2005/PCM, y posterior firma del Acta Final de Negociación con el Estado peruano, se

realizó la gestión de financiamiento para la solución de los vanos de entera responsabilidad de

41

REP, dándose inicio al proyecto de solución de servidumbres con un presupuesto de USD 2.41

millones.

Por otro lado, para 2011 se establecieron las bases y alternativas para que el Estado resuelva los

casos que son de su responsabilidad. Para ello se viene promoviendo incluir la solución de las

servidumbres como parte de los proyectos de repotenciación de líneas de transmisión. También

se buscan conjuntamente otras alternativas que permitan resolver en forma permanente la

condición de riesgo que genera la ocupación de las servidumbres.

6. Gestión Ambiental Con la finalidad de consolidar la gestión ambiental en la empresa, se continuó con el proceso de

implementación de la norma ISO 14001:2004, desarrollándose proyectos enfocados en la mejora

del desempeño ambiental.

En lo que respecta a la gestión de residuos, se continuó con la adecuación de almacenes

temporales de residuos peligrosos y no peligrosos. Asimismo, se dispuso alrededor de 16 Tn. de

residuos industriales en el periodo 2010, a través de empresas autorizadas.

En capacitación, se destinó una semana exclusiva para capacitar y sensibilizar al personal en temas

ambientales, enfocado en sus actividades.

Asimismo, se realizaron monitoreos ambientales en subestaciones y líneas de transmisión que

incluyeron la medición de nivel de ruido y radiaciones no ionizantes, verificando que no se superen

los Estándares de Calidad Ambiental (ECA´s).

Cabe señalar que en las ampliaciones que se vienen ejecutando asumen nuevos compromisos

ambientales establecidos en los estudios respectivos, los cuales se irán desarrollando en el periodo

2011, conforme a lo establecido en la normativa ambiental.

7. Gestión de la seguridad El 2010 fue para Red de Energía del Perú un año de gran actividad en la capacitación del personal y el cumplimiento de sus programas anuales de Seguridad y Salud en el Trabajo. Asimismo, dio continuidad al proceso de implementación del Sistema Integrado de Gestión basado en las normas OHSAS 18001:2007 e ISO 14001:2004 que complementan la norma ISO 9001:2000 en la cual ya está certificada la compañía. El índice de accidentalidad de REP fue de 0.04, indicador que contempla los accidentes ocurridos al personal de REP y contratistas. De otro lado, el Programa Anual de Seguridad y Salud en el trabajo desarrollado durante el año cubrió ampliamente las exigencias de la normatividad vigente. El avance de este programa fue medido mensualmente y su alcance ha cubierto a todas las instalaciones de la empresa y buena parte de sus clientes.

42

Hubo una intensa capacitación del personal propio y de los contratistas en materia de Seguridad y Salud en el Trabajo, se abordaron temas técnicos, talleres participativos y de sensibilización en la gestión de seguridad y salud en el trabajo. Se realizaron también jornadas de seguridad en la que se revisaron procedimientos de operación y mantenimiento seguro del manual de REP (MANOMAS), revisión del Reglamento Interno de Seguridad y Salud en el Trabajo RISST, y se propusieron nuevos temas con el objetivo de mejorar la participación de los trabajadores en esta filosofía del mantenimiento seguro. Asimismo, se realizaron jornadas de seguridad en la que participaron los coordinadores y facilitadores de seguridad. En ella se revisaron procedimientos de seguridad vigentes o propuestas de unificación de procedimientos. De otro lado, se realizaron inspecciones de seguridad a las instalaciones propias y de clientes, así como verificaciones durante la ejecución de actividades de mantenimiento de líneas de transmisión, proyectos de obras civiles y montaje electromecánico. En lo que respecta a seguridad patrimonial, Red de Energía del Perú ejecutó acciones preventivas y operativas en sus instalaciones y en las de sus clientes a nivel nacional. Coordinando acciones de inteligencia, realizó operativos conjuntos con las jefaturas policiales y del ejército, capturando receptadores quienes fueron puestos a disposición de las autoridades judiciales y recuperando cantidad de material sustraído (perfiles). Las buenas relaciones existentes con las FFAA y FFPP, han permitido contar con patrullajes preventivos diurnos y nocturnos por las inmediaciones de las subestaciones. Como resultado de todo ello, se redujo considerablemente la frecuencia de robos de conductores y de perfiles en las torres de alta tensión.

8. Gestión de Negocios y Clientes

Comercialización de servicios

En el año 2010, la facturación por los servicios que presta REP ascendió a S/. 264,218,583.00, sin

considerar el impuesto general a las ventas. La Remuneración Anual (RA) por los servicios de

transmisión significó un 87% de los ingresos, mientras que los servicios de transmisión, que

constituyen ingresos adicionales a la RAG, representaron 4%.

Los servicios de operación y mantenimiento (OyM) prestados a instalaciones de terceros fueron del orden de 5% de los ingresos totales, y los servicios complementarios representaron el 4% de los ingresos, tal como se puede apreciar en el cuadro siguiente.

43

ADIC. RAG

4.09%O&M

5.26%

COMPLEMENTARIOS

3.69%

SERVICIO TRANSMISIÓN

86.96%

Facturación por los Servicios del año 2010

Los clientes a los cuales la compañía prestó servicios de transmisión en el año 2010 fueron:

Termoselva

Edegel

Eepsa

Egenor

SN Power Perú

Electroperú

Shougesa

Egasa

Egemsa

EGE San Gabán

Egesur

Enersur

Sociedad Minera Corona

Kallpa Generación

Hidroeléctrica Santa Cruz

SDF Energía

Chinango

Gepsa

Celepsa

Aipsa

Maja Energía

Sinersa

CM Buenaventura

Duke Energy Egenor

Edelnor

Hidrandina

Electro Dunas

Electrosur

Seal

Conenhua

Electrocentro

Electropuno

INGRESOS REPFacturación - 2010

(S/.)

I- INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (RA) 229,755,484.56

INSTALACIONES DE GENERACIÓN

Instalación del Sistema Secundario asociados a la Generación 125,532,330.19

Instalación del Sistema Secundario de Generación/Demanda asociados a los Generadores 18,257,877.09

INSTALACIONES DE DEMANDA

Peaje por conexión del Sistema Principal de Transmisión (SPT) 57,135,100.14

Ingreso Tarifario del Sistema Principal de Transmisión (SPT) 868,174.88

Ingreso Tarifario del Sistema Secundario de Transmisión (SST) 27,962,002.26

II - INGRESOS POR ADICIONALES A LA RAG 10,812,205.34

(Contratos cedidos a REP conforme al Anexo 11 Numeral 11.1.1 del Contrato de Concesión) 10,812,205.34

III - INGRESOS POR SERVICIO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 13,888,365.01

Servicio de Operación y/ Mantenimiento y/u otros 13,888,365.01

IV - OTROS INGRESOS COMPLEMENTARIOS 9,762,528.09

Servicios varios 9,762,528.09

TOTAL INGRESOS SERVICIOS 264,218,583.00

44

Coelvisac

Adinelsa

Electronoroeste

Electronorte

Los clientes a los cuales REP prestó servicios de operación, mantenimiento o complementarios fueron:

Eteselva

Compañía Minera Antamina

Conenhua

Hidrandina

Electronoroeste

Chinango

Etenorte

Corporación Aceros Arequipa

Seal

Electro Sur Este

Xstrata Tintaya S.A.

ISA Sucursal del Perú

EGE San Gabán

Compañía Transmisora Andina

Electrosur

Consorcio TransMantaro

Compañía Minera Milpo

Arasi S.A.C.

Compañía Minera Santa Luisa

Sociedad Minera Cerro Verde

Aruntani

Compañía Minera Yura

Empresa Transmisión Guadalupe

Redesur

AIPSA

Internexa

Edelnor

Electroperú

Minera Chinalco

Cia. Transmisora Norperuana

Electropuno

Electrocentro

ISA Perú

Enersur

45

Durante el primer semestre de 2010, REP sustentó ante el Osinergmin la octava liquidación anual de la Remuneración Anual (RA), que corresponde al período mayo 2009 - abril 2010. Se aplicó el procedimiento establecido en el Contrato de Concesión y el índice Finished Goods Less Food and Energy (WPSSOP3500) del departamento de trabajo de los Estados Unidos, el cual varió de 149.9 a 171.3 entre setiembre del 2002 y octubre del 2009. Como parte de la Regulación de Tarifas del periodo mayo 2010-abril 2011, el Osinergmin reconoció la Remuneración Anual por Ampliaciones (RAA) de los proyectos de Ampliación 1, 2, 3, 4 y 5. Asimismo, se consideró el valor de inversión auditado para la Ampliación 3 y 4; y para la Ampliación 5 el valor de inversión estimado establecido en la Cláusula Adicional. En las Resoluciones de Osinergmin N° 079-2010-OS/CD, publicada el 13 de abril de 2010 y N° 146-2010-OS/CD, publicada el 10 de junio de 2010, se fijó la RA para el período mayo 2010-abril 2011 en USD 79.8 millones, constituido por: (i) la RAG actualizada de USD 67.00 millones, (ii) la RAA de USD 17.24 millones, y (iii) la Liquidación Anual USD -4.48 millones. La liquidación anual tiene valor negativo debido a que el total percibido durante el periodo mayo 2009 – abril 2010 fue mayor a la RA que se fijó para dicho periodo. La Remuneración Anual Garantizada actualizada significó un incremento de 14.27% respecto al valor de la RAG establecida en el Contrato de Concesión, debido la variación del índice WPSSOP3500. La Fijación Tarifaria de mayo de 2010 determinó la anualidad del Peaje por Conexión y el Ingreso Tarifario del Sistema Principal de Transmisión (SPT) de REP, el cual alcanzó el monto de S/. 50.4 millones y S/. 0.98 millones respectivamente, a partir del valor de la RA y de la liquidación del período anterior. Se mantuvo la participación activa de REP como integrante del COES-SINAC a lo largo del año 2010, a través de sus representantes en el Comité Técnico de Transferencias y grupos de trabajo. Asimismo, se participó activamente en las actividades del Subcomité de Transmisores del COES-SINAC. REP por intermedio del Subcomité de Transmisores presentó a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN su estudio con la propuesta técnica-económica de las tarifas de transmisión, para el periodo Mayo 2011-Abril 2012. En junio de 2010, REP llevó a cabo por cuarta vez, el Encuentro con Clientes del Grupo ISA en Perú,

a quienes se les presentó e hizo entrega de la Promesa de Servicio 2010 y se presentaron los

proyectos de transmisión en ejecución de las empresas del grupo, así como los proyectos

propuestos por REP como parte del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP,

habiéndose recibido comentarios y sugerencias positivas.

En octubre de 2010, REP organizó y desarrolló la Charla Técnica "Mantenimiento de Sistemas de

Potencia en Extra-Alta Tensión" y una Visita técnica guiada a la nueva Subestación Carabayllo

500/220 kV, dirigido a especialistas de empresas generadoras e instituciones del Sector como el

OSINERGMIN y el COES.

46

El último trimestre de 2010 se realizó la evaluación de la Satisfacción de Clientes para el año 2010,

obteniéndose 88% como resultado de la calificación del servicio de REP, usando el análisis “Top

Two Boxes”. Como se puede apreciar en el gráfico siguiente, el grado de satisfacción de clientes

presenta un alto valor referencial, además de mantener una tendencia creciente.

Nuevos Negocios:

En el año 2010, en el marco establecido en el Contrato de Concesión para la ejecución de ampliaciones, se negociaron con el Ministerio de Energía y Minas –MEM– diversos proyectos de ampliación, suscribiéndose Cláusulas Adicionales al Contrato de Concesión que representarán inversiones estimadas que ascienden a US$ 55.4 millones, para la construcción de las siguientes ampliaciones:

Ampliación N°7:

Con fecha 12 de mayo de 2010 se suscribió la Séptima Cláusula Adicional por Ampliaciones, para la

ejecución de la Ampliación N° 7 “Adecuación Integral de las Subestaciones: Chavarría, San Juan,

Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal”, con el fin de soportar las nuevas condiciones de crecimiento del

nivel de cortocircuito en la zona de Lima. Esta Ampliación representa una inversión estimada de

USD 22.7 millones y se tiene previsto que entre en operación comercial en enero de 2012.

Ampliación N° 8: Con fecha 12 de mayo de 2010 se suscribió la Octava Cláusula Adicional por Ampliaciones, para la ejecución de la Ampliación N° 8 “Repotenciación a 180 MVA de las Líneas de Transmisión en 220 kV Independencia – Ica (L-2209) e Ica – Marcona (L-2211)”, con el fin de a fin de evitar situaciones de congestión en el sistema de transmisión en la zona sur, atender oportunamente la demanda del sistema y realizar el despacho económico del SEIN sin restricciones de transmisión. Esta Ampliación representa una inversión estimada de USD 3.0 millones y se tiene previsto que entre en operación comercial en septiembre de 2011.

88.0%85.0% 83.4%

80.3%

71.4% 68.3%77.0%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

100.0%

2010 2008 2007 2006 2005 2004 2003

47

Ampliación N° 9:

Con fecha 12 de noviembre de 2010 se suscribió la Novena Cláusula Adicional por Ampliaciones y

con fecha 20 de diciembre de 2010 se suscribió la Adenda N° 1, a efectos de ejecutar la Ampliación

N° 9 “Segundo Circuito Línea de Transmisión 220 kV Chiclayo Oeste – Guadalupe –Trujillo Norte y

Ampliación de las Subestaciones Asociadas”, “Ampliación de la capacidad de transmisión del

circuito existente 220 kV Chiclayo Oeste – Guadalupe – Trujillo Norte” y “Ampliación de la

Capacidad de Transformación de las Subestaciones: Huacho, Chiclayo Oeste y Guadalupe”. Esta

Ampliación representa una inversión estimada de USD 29.6 millones y se tiene previsto que entre

en operación comercial en septiembre de 2012.

También se presentaron al MEM otras Ampliaciones necesarias para el Sistema, que se propone

inicien su implementación en el periodo 2011-2012, las que se indican a continuación:

Repotenciación LT Pomacocha - Pachachaca y Ampliación SE Pomacocha

Subestación Tintaya cambio de configuración de Barra Simple a Doble Barra en 138 kV.

Subestación Puno, transformación 132/60/22.9 kV.

Reactor Chilca - Nueva Conexión Chilca 1 Enersur

Subestación Chimbote 1, transformación 138/22.9/13.8 kV e implementación de esquemas de teleprotección en líneas de 138kV L-1106/L-1107.

Tercer Circuito de la Línea 220 kV Ventanilla-Zapallal.

Conversión a doble circuito L-2093 (Chilca - San Juan).

Subestación Nueva Huanuco 138/22.9/10 kV.

9. Gestión Financiera

REP alcanzó un buen desempeño financiero durante el año 2010. Ello se refleja en sus indicadores, en el cumplimiento de sus obligaciones y en la clasificación de riesgo AAA de sus emisiones de Bonos.

Medina, Zaldívar, Paredes y Asociados S. Civil de R. L.,., firma miembro de ERNST & YOUNG auditora externa de REP para el año 2010, revisó los estados financieros emitiendo opinión “sin salvedades” para el cierre del ejercicio fiscal 2010. Durante el ejercicio 2010 el auditor externo no efectuó servicios adicionales a la revisión de los estados financieros. Los servicios de asesorías especializadas fueron brindados por diferentes firmas de auditoría y consultoría.

Debe precisarse, además, que con el fin de mitigar la volatilidad de los resultados frente a variaciones en el entorno macroeconómico y de acuerdo con las normas vigentes (artículo 87 del Código Tributario y Decreto Supremo Nº 151-2002-EF), la compañía mantiene sus registros contables en dólares estadounidenses a partir del 1 de enero de 2005.

Resultados Financieros

Al 31 de diciembre de 2010, el resultado neto del ejercicio fue de USD 19.7 millones. Este resultado muestra un crecimiento respecto al año 2009 generado principalmente por los mayores

48

ingresos en la Remuneración Anual, variaciones en el índice Finished Good less Foods and Energy, la entrada en operación de la Ampliación N°2 – LT Zapallal-Chimbote, Ampliación N°3 – Ampliación de la Transformación Ica, Marcona, y Juliaca, y Ampliación N°4 – Compensación Reactiva Chavarría 220 MVar y Santa Rosa 220 MVar. Igualmente, aumentaron los ingresos por los nuevos servicios de Operación y Mantenimiento a terceros, tal es el caso de Consorcio Transmantaro, entre otras empresas.

Es importante resaltar que la mayor volatilidad en los resultados financieros por efecto de las variaciones en el entorno macroeconómico fue mitigada, en parte, por la decisión de la compañía de mantener sus registros contables en dólares estadounidenses.

De otro lado, los ingresos operacionales de la compañía alcanzaron un valor de USD 94.8 millones. De ese total, el principal ingreso fue la Remuneración Anual Garantizada (RA), que alcanzó los USD 81.6 millones. En lo que respecta a los costos y gastos operacionales -sin incluir provisiones, depreciaciones ni amortizaciones por USD 23.6 millones - éstos alcanzaron un valor total de USD 36 millones, monto que refleja un incremento del 22.2 % respecto a los montos devengados en el año 2009. Ello obedece, principalmente, a los costos para atender nuevos servicios brindados a terceros, la operación de la 2da Circuito de la Línea de Transmisión Zapallal – Chimbote, asimismo el servicio de gerenciamiento de la vinculada CTM, y el efecto en la conversión de los gastos en soles a dólares, producto de la apreciación cambiaria registrada en el 2010.

Como resultado de lo anterior, durante el año 2010 se presentó un incremento del EBITDA de 0.5%, al pasar de USD 58.5 millones en el año 2009 a USD 58.8 millones en el año 2010.

Cabe mencionar que en aplicación de CINIIF 12, la compañía reconoce como gastos en el estado de ganancias y pérdidas, los costos de construcción de las líneas de transmisión, ya que de acuerdo con dicha interpretación, la compañía presta un servicio de construcción a favor del Estado Peruano. La norma establece también que se reconozca como ingreso el valor razonable del servicio brindado, que para el caso corresponde al mismo importe del costo incurrido toda vez que no se genera ningún margen en estos servicios, dado que son prestados, administrados y/o supervisados por la empresa relacionada PDI. El valor de los referidos servicios asciende a USD 40,149 miles, y no se han incluido en el resumen adjunto del estado de ganancias y pérdidas por no afectar la utilidad operacional.

El rubro Provisiones, Amortización y Depreciación presenta una disminución del 23.2% relacionada principalmente a una menor provisión para CAPEX operativos correspondiente a la aplicación de NIC 37.

49

Los ingresos financieros generados por los excedentes de tesorería alcanzaron un valor de USD 2.9 millones, mayor a los USD 1.4 millones registrados el año anterior. Esta diferencia se explica por la composición de los saldos promedios de caja y las mayores tasas de interés sobre todo en dólares. En lo que se refiere a los gastos financieros netos de ingresos, éstos presentan una ejecución de USD 6.3 millones, que significan una disminución de USD 2.2 millones frente al año 2009 (USD 8.5 millones). Este resultado obedece a los menores saldos de deuda y menor costo financiero. Dentro de este rubro destaca también el resultado de USD 0.5 millones por la pérdida en cambio neta, por efecto de la apreciación del sol respecto al dólar, asociado principalmente a la deuda en soles VAC correspondiente a la Segunda Emisión del Primer Programa de Bonos. Debe indicarse que en

Estado de ganancias y pérdidas

(Expresado en miles de dólares USA)

2010 2009 Var.%

Ingresos Operacionales 94,851 88,014 7.8

Costos y Gastos de operación -36,037 -29,495 22.2

EBITDA 58,815 58,519 0.5

Provisiones, Amortización y depreciación -23,662 -30,807 -23.2

Utilidad operacional 35,153 27,712 26.9

Ingresos (gastos) Financieros (neto) -6,361 -8,567 -25.8

Utilidad antes de impuestos y participaciones 28,792 19,144 50.4

Impuesto a la renta y Part. De los trabajadores -9,026 -6,156 46.6

Utilidad neta del año 19,766 12,988 52.2

Resultados

(Miles de dólares USA)

94,8

51

36,0

37

58,8

15

35,1

53

19,7

66

88,0

14

29,4

95

58,5

19

27,7

12

12,9

88

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

Ingresos Operacionales

Costos y Gastos de operación

EBITDA Utilidad operacional

Utilidad neta

2010 2009

50

el año 2009 se registró una pérdida en cambio neta de USD 0.1 millones generada por la depreciación registrada en dicho año. De otro lado, el impuesto a la renta y participaciones para el año 2010 presenta un mayor valor frente al año 2009 como consecuencia, principalmente, de la mayor utilidad antes de impuestos derivada de los mayores ingresos operacionales y menor provisión correspondiente a la aplicación de NIC 37.

El activo de la compañía presenta un aumento de USD 9.65 millones, lo cual se explica, de manera general, por el mayor saldo en cuentas por cobrar a empresas vinculadas y saldos en caja y bancos. El pasivo presenta una disminución de USD 10 millones, que obedece principalmente a la amortización de bonos corporativos de largo plazo por USD 17.5 millones y una disminución de USD 2.7 millones del impuesto a la renta y participación de trabajadores diferidos. Al finalizar el año 2010 el patrimonio de la compañía alcanzó los USD 203.3 millones, de los cuales USD 121.3 millones corresponden a capital social y capital adicional, USD 4.7 millones a reserva legal, y USD 77.3 millones a resultados acumulados, incluyendo la utilidad del ejercicio 2010.

Balance General

(Expresado en miles de dólares USD)

ACTIVO 2010 2009 Var.

Activo corriente 25,692 44,039 -18,347

Activo no corriente 408,019 380,019 28,000

Total activo 433,711 424,058 9,653

PASIVO Y PATRIMONIO NETO 2010 2009 Var.

Pasivo corriente 45,399 40,095 5,304

Pasivo no corriente 184,984 200,401 -15,416

Total pasivo 230,383 240,496 -10,112

Patrimonio neto 203,328 183,563 19,766

Total pasivo y patrimonio neto 433,711 424,058 9,653

51

Inversiones de capital

Durante el año 2010, Red de Energía del Perú ejecutó inversiones en gastos de capital por USD 49.3 millones, de los cuales USD 39.8 millones correspondieron a inversiones en proyectos asociados al Plan de Expansión1. La inversión en gastos de capital se divide en Proyectos de Concesión y Propios; dentro de los Proyectos de Concesión se incluye el Plan de Expansión a través de ampliaciones al sistema de transmisión entregado en concesión a REP, tales como Ampliación de la Capacidad de Transformación de las Subestaciones Quencoro, Azángaro, Trujillo Norte, Piura Oeste y Tingo María; la instalación del segundo circuito de la línea de transmisión Chiclayo-Oeste-Piura Oeste 180 MVA, y celdas de 220 Kv en las subestaciones Chiclayo y Piura; adecuación integral de las Subestaciones de Lima (Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal); Ampliación de la capacidad de Transmisión a 180 MVA de las líneas de transmisión en 220 KV Independencia-Ica (L-2209) e Ica-Marcona (L-2211) y Ampliación de la transformación en Chiclayo y en Huacho, y segunda terna Trujillo-Guadalupe-Chiclayo.

1 Estudio elaborado por REP cada 2 años, por obligación del Contrato de Concesión, en el que se detallan las necesidades de expansión

del Sistema de Transmisión

Balance General

(Miles de dólares USA)

433,7

11

230,3

83

203,3

28

424,0

58

240,4

96

183,5

63

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

500,000

Total activo Total pasivo Patrimonio neto

2010 2009

52

Es de resaltar el reemplazo, durante el año 2010, de 1837 aisladores poliméricos por aisladores de

vidrio, en las LLTT costeras del norte y centro, el reemplazo de los equipos de patio (interruptores,

transformadores de medida, pararrayos y seccionadores), compra de 234 km de conductor ACAR,

para el cambio de conductores Aero Z en LLTT en la zona norte, protección (pintado) de líneas de

transmisión (206 torres) y subestaciones (SE Chimbote) contra la corrosión, modernización de los

sistemas de control y protección (en las SE Piura, Trujillo y Quencoro), mejoramiento de la onda

portadora analógica a digital de la DT Norte, modernización de 20 contadores de energía para

fines de facturación y evaluación de las trasferencias de energía, modernización del sistema de

control de la SE Huacho, cerco perimétrico de la SE Tingo María, obras y modernización de

protecciones y Plan de contingencia Fenómeno del Niño.

En otros Proyectos destaca la adecuación de los transformadores de reserva, la modernización del

Centro de Control, nuevas obras civiles para protección de líneas de transmisión, almacenes de

residuos sólidos en Departamentos de Transmisióin prevenir daños al medio ambiente y

construcción de loza en almacén en la subestación Chilca.

En los Proyectos Propios de REP se encuentran las modificaciones en las instalaciones de la

subestación San Juan en Lima, para la implementación del Banco de Información Técnica (BIT), el

Proyecto de mejora de almacenes para dar el servicio de mantenimiento de fibra óptica de

Internexa y la mejora de las Telecomunicaciones en la DT Este.

Además, la empresa adquirió activos fijos por USD 1.9 millones, dentro de los cuales destacan los

grupos de unidades de transporte, equipos diversos y compras tales como: termógrafo digital,

cromatógrafo, analizador de interruptores y licencia oracle, entre otros.

Indicadores financieros

Indicadores 2010 2009

Indice de Endeudamiento Patrimonial 1.13x 1.31x

Indice de Endeudamiento 0.53x 0.57x

Indice de Liquidez - Prueba corriente 0.57x 1.10x

Indice de Liquidez - Prueba acida 0.50x 0.44x

EBITDA (miles de USD) 58,815 58,519

Margen EBITDA 62.0% 66.5%

Margen Operacional 37.1% 31.5%

Margen Neto 20.8% 14.8%

53

Valores Emitidos

Los bonos corporativos en circulación están conformados por las siguientes emisiones:

Valores negociados en el mercado secundario en el año 2010.

10. Gestión del Talento Humano Las estrategias del negocio para Red de Energía del Perú tienen sus bases en la gestión de la

organización y de la gente. El compromiso de la empresa hacia el colaborador presenta varias

líneas de acción que incluyen su desarrollo personal y profesional, balance de vida y liderazgo.

En el año 2010 el enfoque principal se dio en la implementación de acciones relacionadas a la

estrategia de atracción y retención del talento. Estos elementos constituyeron el proyecto

estratégico de la gestión del talento humano que refirió acciones de diseño y formulación de

programas específicos.

Desarrollo del liderazgo

El liderazgo viene siendo un tema de prioritario desarrollo en la empresa. Es importante la

definición de elementos estratégicos sobre el liderazgo, tales como el perfil del líder, las

competencias humanas requeridas, las acciones estratégicas a priorizar, etc.

CONCEPTO MONEDA TASAFECHA DE

EMISIÓNPLAZO

PERIODO DE

PAGO

MONTO

EMITIDOAMORTIZ

Saldo a

Dic-10

BONOS 192,000 57,923 130,635

1er prog. - 1ra Emisión Dólares 5.750% 14.07.03 10 Años Trim. 30,000 17,182 12,818

1er prog. - 2da Emisión (1) Soles VAC 5.125% 10.11.03 10 Años Trim. 20,000 2,887 13,671

1er prog. - 3ra Emisión (Serie A) Dólares 7.750% 19.07.04 12 Años Trim. 14,200 4,899 9,301

1er prog. - 3ra Emisión (Serie B) Dólares 7.625% 20.08.04 12 Años Trim. 5,800 2,001 3,799

1er prog. - 5ta Emisión Dólares Libor(3m) + 2.5625% 02.12.04 10 Años Trim. 30,000 18,000 12,000

2do prog. - 3ra Emision (Serie A) Dólares 5.875% 15.02.07 12 Años Trim. 8,500 2,125 6,375

2do prog. - 3ra Emision (Serie B) Dólares 6.1875% 12.10.07 12 Años Trim. 30,000 5,455 24,545

2do prog. - 4ta Emision (Serie A) Dólares Libor(3m) + 0.75% 15.02.07 12 Años Trim. 21,500 5,375 16,125

2do prog. - 11va Emision (Serie A) Dólares 4.500% 15.05.09 3 Años Trim. 12,000 - 12,000

2do prog. - 15va Emision (Serie A) Dólares 6.500% 15.05.09 7 Años Trim. 20,000 - 20,000

(1) Saldo Expresado en USD al TC de cierre contable

BONOS CORPORATIVOS - RED DE ENERGÍA DEL PERÚ (USD MILES)

RED DE ENERGIA DEL PERU S.A.

Renta Fija

Código ISIN Nemónico Año - Mes Precio

Apertura Cierre Máxima Mínima Promedio

% % % % %

PEP70310M073 REP2BC4A 2010-10 92.7842 92.7842 92.7842 92.7842 92.7842

C O T I Z A C I O N E S 2 0 1 0

54

Como resultado de las definiciones adoptadas en 2010, en las mediciones de clima organizacional

y de índice de liderazgo, se han obtenido valores que permiten reconocer el impacto que estos

temas vienen teniendo en la organización. El reto se mantiene en continuar el desarrollo de los

líderes soportando a su vez el desarrollo de la estrategia y de la organización de manera alineada.

La encuesta de clima organizacional 2010 obtuvo una calificación de 71% (Top Two Boxes de

Waker Inc.), la cual se ubica como una moderada fortaleza empresarial. Se observaron brechas en

algunos temas que se convierten en retos hacia los siguientes años en la búsqueda de mantener a

la empresa en un nivel alto en el concepto de organización como excelente lugar para trabajar.

Los valores organizacionales fueron trabajados en refuerzo de su fase de definición y

entendimiento conceptuales. Esto implicó incluir programas especiales para prácticas vivenciales

tanto en Lima como en las sedes de provincias.

Al término del año se reconocieron los proyectos e iniciativas de mayor impacto y logro en la

empresa, así como a los colaboradores destacados y con mejor espíritu de equipo.

Desarrollo del talento

El desarrollo profesional y técnico es prioridad en lo que respecta al compromiso de la

organización hacia la gente en la gestión del talento.

Plan de Formación Integral. El plan formativo en Red de Energía del Perú se basa en la intervención sobre la brechas de competencias técnicas y humanas. Las brechas de estas competencias son priorizadas en función a las necesidades del período que las áreas determinen, a partir del alineamiento de sus objetivos con la estrategia. Los indicadores formativos en este sentido lograron un promedio de 101 horas de capacitación / año por persona, con un nivel de cobertura del 95% del personal. Habilitación Técnica. Respecto a los temas y los perfiles técnicos se desarrollaron programas específicos basados en la estrategia de habilitar al personal de la organización, orientadas a preparar en perfil de excelencia. El objetivo es evidenciar un nivel de alta exigencia en temas relevantes al conocimiento del negocio, traducidos a su vez en los perfiles del personal. Evaluación de competencias técnicas. A inicios del año se realizaron las evaluaciones de competencias técnicas a todos los colabores, a través de calificaciones otorgadas por los líderes basados en la evidencia del día a día. Estas evaluaciones permiten conocer las brechas en conocimientos y así focalizar las intervenciones formativas de la organización.

Productividad del talento humano

La gestión del desempeño de la organización tuvo un ciclo completo que permitió fortalecer y

avanzar en la maduración de este proceso en la empresa. Lo compromisos de contribución,

basados en los planes de gestión de las áreas, permiten establecer mejoras individuales que a su

vez se traducen en mejoras colectivas de desempeño.

55

La estructura organizacional de la empresa entró a ser analizada, considerando el crecimiento y

evolución de los negocios en cartera. Asimismo, Red de Energía del Perú se consolidó en 2010

como el centro gestor de los negocios de los accionistas en el Perú.

Bienestar de la gente

El Bienestar de la gente, traducido en los elementos de Balance de Vida, ha continuado siendo un

eje vital en la gestión humana.

Las acciones de Bienestar se han desarrollado con un enfoque de reforzamiento de la cultura y

comportamientos al interior de la organización. En el año 2011 el enfoque se mantendrá.

Las iniciativas empleadas continúan considerando

Actividades de integración: para afianzar constantemente las relaciones interpersonales y laborales en todas las sedes.

Actividades de deporte y salud: para mantener un equilibrio entre las actividades laborales, el cuerpo y la salud.

Actividades dirigidas a la familia e hijos, entre las que destacan: “Aula 24 horas”, tutoría virtual para consultas en línea de hijos en edad escolar; “Programa Excelencia Escolar”, reconocimiento a hijos en primeros puestos de educación secundaria; “Manos Productivas”, talleres a esposas de colaboradores para aprender oficios.

Asimismo, se identificaron e implementaron diversos convenios con instituciones a nivel nacional,

para permitir mayores beneficios al personal.

Administración de personal y compensaciones

El servicio de administración de personal fue destacado en la encuesta de cliente interno. La

importancia de este resultado radica en que el colaborador percibe una buena atención interna

relacionada a la transparencia de esta gestión.

En cuanto a la planta de personal, al 31 de diciembre de 2010 la empresa contaba con 364

colaboradores, mientras que al final del año 2009 la planta era de 348. En 2010 los colaboradores

se clasifican de la siguiente manera:

Personal por grupo ocupacional

COORDINADORES 25 7%

GERENTES 7 2%

JEFES DE DEPARTAMENTO 16 4%

PROFESIONAL DE SOPORTE 53 15%

PROFESIONAL DEL NEGOCIO 69 19%

56

TECNICO DE SOPORTE 23 6%

TECNICO DEL NEGOCIO 171 47%

Total general 364 100%

Personal por sedes

DTC SEDE (LIMA) 41 11%

DTC SUB SEDE (ICA) 15 4%

DTE SEDE (HUANUCO) 31 9%

DTE SUB SEDE (HUANCAYO) 21 6%

DTN SEDE (CHICLAYO) 31 9%

DTN SUB SEDE (CHIMBOTE) 22 6%

DTS SEDE (AREQUIPA) 32 9%

DTS SUB SEDE (CUSCO) 24 7%

SEDE PRINCIPAL 147 40%

Total general 364 100%

Personal por Gerencia

CONTRALORIA 3 1%

G. ADMINISTRATIVA 33 9%

G. DE NEGOCIOS 11 3%

G. DE TRANSMISION 252 69%

G. FINANCIERA 22 6%

G. GENERAL 9 2%

57

G. OPERACION DEL SISTEMA 34 9%

Total general 364 100%

11. Gestión de la Responsabilidad Social Las empresas del grupo ISA en el Perú son organizaciones socialmente responsables; cuentan con una gestión estructurada, con criterios para operar y una política de gestión social. Las actividades están enmarcadas en dos grandes planes; el social y el de atención a los grupos de interés, ambas actividades permiten contribuir con el desarrollo del país y cumplir los compromisos asumidos con los grupos de interés. La gestión social se reporta a través de un reporte de sostenibilidad construido bajo las condiciones que establece el Global Reporting Initiative. A continuación se detalla los trabajos que se implementaron el año 2010 con cada uno de los grupos de interés:

Accionistas:

• Se reportó la información referida a gestión social, tanto en el Reporte de Sostenibilidad

así como en una presentación al directorio.

• Red de Energía del Perú; inició los trabajos para obtener el sello de empresa socialmente

responsable, actividad que por primera vez se lleva a cabo en el país.

Clientes:

• Se difundió el tema “Responsabilidad Social” a nuestros clientes con una muestra directa

de los trabajos que se realizan, esto con el propósito de atraerlos a hacer sinergias a favor

del desarrollo del país.

• Se firmó un convenio entre REP; Electro Perú y la Municipalidad de Huancayo, con el

propósito de trabajar en temas que favorezcan el cuidado del medio ambiente, el reciclaje

y la participación e integración comunal. Estas actividades se realizaron en las áreas de

influencia. Hoy en día se cuenta con experiencia para realizar nuevas sinergias con otros

clientes, estamos preparados y contamos con una primera experiencia.

Estado:

• Se difundió el tema Responsabilidad Social en diferentes organismos públicos, impactando

a unos 500 profesionales de norte y sur del país. Esta importante labor se desarrolló a

través de “Responsabilidad Social Todos” organización que tiene como objeto el

fortalecimiento institucional y la creación de conciencia en responsabilidad social en las

instituciones públicas, universidades, gobiernos regionales, entre otros.

58

• Red de Energía del Perú firmó un convenio con Agro Rural lo que permitirá implementar

actividades de forestación en la servidumbre de las líneas del sur de Lima.

• Se entablaron los contactos necesarios para firmar un convenio con Construyendo Perú, lo

que atraerá inversión pública al área de influencia. El convenio se firmará a principios del

año 2011 y será de gran importancia

• Con respecto al desarrollo de la calidad de la educación se firmó un convenio con

“Promolibro” entidad que pertenece al Ministerio de Educación y juntos Red de Energía

del Perú implementó bibliotecas en el área de influencia

Colaboradores

• Se implementó el grupo “Voluntario REP”, con la inscripción de 50 voluntarios,

realizándose actividades como la construcción de escuelas, la ampliación de una posta

médica y la organización de fiestas navideñas en las comunidades vecinas impactando

alrededor de 5000 niños.

• El área de gestión del talento humano continuó implementando actividades vinculadas al

balance de vida y favoreciendo el equilibrio entre la vida laboral y familiar.

Proveedores

• Se incluyó el tema Responsabilidad Social en la actividad anual que REP dedica a

proveedores, invitándolos a unirse a los trabajos que se realizan por el desarrollo del país.

• Se realizaron actividades a favor de la niñez en sinergia con la empresa “Proyectos de

infraestructura del Perú.”

Sociedad

• Nuestro programa social “Huertos en línea” asociado a dos ONGs, IPES para Lima, e IDMA

para Huánuco; presentó perfiles de proyectos al Fondo de las Américas (cooperación

técnica de los Estados Unidos en Perú) y obtuvimos importantes co promociones que

servirán para hacer huertos escolares en Huánuco y un centro modelo en agricultura en

Pachacamac. Consideramos importante que hoy en día nuestros proyectos en favor de la

sociedad sean presentados a la cooperación técnica internacional y a la copromoción del

estado peruano y ofrezcan a la población de menores recursos un mayor capital para

fomentar actividades que contribuyan con su desarrollo.

• REP apoyó a la ONG Sembrando con un aporte económico que permitió implementar 500

huertos en zonas alto andinas y favorecer el autoconsumo de familias de escasos recursos

y con déficits en nutrición.

• Se implementaron cocinas mejoradas en 60 hogares acompañados por la ONG ADRA,

estas generan un ambiente favorable para los hogares ya que conducen el humo al

exterior de las casas.

59

• T Se distribuyeron alrededor de 30,000 cuadernos y paquetes escolares a colegios

ubicados en nuestra área de influencia

• Se llegó a 320 comunidades con un mensaje de prevención y desarrollo, también dieron

apoyo a diversos wawa wasis y pronois, manteniendo una óptima relación con las

comunidades y apoyando a la educación de los niños del Perú.

La gestión social de las empresas del grupo ISA en el Perú cuenta con criterios y estándares

internacionales como son el Pacto Mundial, los Objetivos del Milenio, el Global Reporting Initiative

y consideramos que los programas que viene implementando son referentes en el sector eléctrico

en el país, contamos con canales de comunicación formales para escuchar a nuestros grupos de

interés y hacemos énfasis en nuestra sociedad. La responsabilidad social es uno de los valores

empresariales y es una pauta de conducta en el día a día de los colaboradores. .