EEFF Kallpa 31 12 2012.pdf

KALLPA GENERACIÓN S.A.

Estados Financieros

31 de diciembre de 2012 y de 2011

(Con el Dictamen de los Auditores Independientes)


Estados Financieros 31 de diciembre de 2012 y de 2011

Contenido Página

Estados Financieros

Estado de Situación Financiera 1

Estado de Resultados Integrales 2

Estado de Cambios en el Patrimonio 3

Estado de Flujos de Efectivo 4

Notas a los Estados Financieros 5 - 47

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Estado de Situación Financiera

Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 y 1 de enero de 2011

(Expresado en miles de dólares estadounidenses)

Nota 2012 2011

Nota 2012 2011 Activo

Pasivo

Activo corriente:

Pasivo corriente: Efectivo y equivalente de efectivo 6 46,564 16,495 Préstamo bancario 1,224 -

Cuentas por cobrar comerciales, neto 7 35,253 22,365 Cuentas por pagar comerciales 12 30,614 25,616 Cuentas por cobrar a entidades vinculadas 8 6,920 2,480 Otras cuentas por pagar 13 10,502 16,890 Otras cuentas por cobrar 2,213 1,248 Porción corriente de obligaciones financieras

Impuestos y gastos pagados por anticipado 9 10,038 13,586 a largo plazo 14 37,787 18,908 Inventarios 10 10,588 4,363 Instrumentos financieros derivados -

------------ ------------ corto plazo 15 2,579 3,592 Total activo corriente 111,576 60,537

------------ ------------

------------ ------------ Total pasivo corriente 82,706 65,006

------------ ------------

Activo no corriente

Pasivo no corriente Inversión en asociada 1(c) - 4,246 Otras cuentas por pagar 13 5,297 574

Propiedad, planta y equipo 11 555,926 527,651 Obligaciones financieras a largo plazo 14 365,403 350,681 Activos intangibles 1,210 278 Pasivos por impuesto a las ganancias diferidas, neto 16 12,210 3,031

------------ ------------ Ingresos diferidos 6,220 6,220

Total activo no corriente 557,136 532,175 Instrumentos financieros derivados -

------------ ------------ largo plazo 15 2,178 4,194

------------ ------------

Total pasivo no corriente 391,308 364,700

------------ ------------

Total pasivo 474,014 429,706

------------ ------------

Patrimonio 17

Capital emitido 70,732 74,978

Prima de emisión 54,141 54,141

Otras reservas de patrimonio ( 2,851) ( 4,971)

Otras reservas de capital 7,403 4,021

Resultados acumulados 65,273 34,837

------------ ------------

Total patrimonio 194,698 163,006

------------ ------------

------------ ------------

Total activo 668,712 592,712 Total pasivo y patrimonio 668,712 592,712

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Las notas que se acompañan de la página 5 a la 47 forman parte integral de los estados financieros.

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Estado de Resultados Integrales

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2012 y de 2011


Nota 2012

2011

Ingresos por venta de: Energía 189,982 169,618 Potencia 49,894 44,317 Otros ingresos de operación 36,465 32,684 -------------- -------------- Total de ingresos de operación 276,341 246,619 Costos de generación 20 ( 208,352) ( 198,065) -------------- -------------- Utilidad bruta 67,989 48,554 Gastos de administración 21 ( 10,670) ( 10,029) Otros gastos 23 ( 1,217) ( 6) Otros ingresos 23 5,682 19 -------------- -------------- Utilidad operativa 61,784 38,538 Ingresos financieros 289 716 Gastos financieros 24 ( 19,541) ( 12,632) Diferencia de cambio, neta 1,382 1,556 -------------- -------------- Utilidad antes del impuesto a las ganancias 43,914 28,178 Gasto por impuesto a las ganancias 16 ( 10,096) ( 7,536) -------------- -------------- Utilidad neta 33,818 20,642 Otros resultados integrales: Cambios en el valor razonable de los derivados,

neto de impuesto a las ganancias

2,120 1,078 -------------- -------------- Total resultados integrales del ejercicio 35,938 21,720 ========= ========= Utilidad por acción básica y diluida en

dólares estadounidenses 25 0.153 0.092

========= =========


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Estado de Cambios en el Patrimonio



Capital Prima de Otras reservas Otras reservas emitido emisión de patrimonio de capital Resultados Total (nota 17(a)) (nota 17(b)) (nota 17(c)) (nota 17(d)) acumulados patrimonio Saldos al 1 de enero de 2011 74,978 54,141 ( 6,049) 1,957 16,259 141,286 Utilidad neta - - - - 20,642 20,642 Cambios en el valor razonable de los derivados, neto del impuesto a las ganancias - - 1,078 - - 1,078 Asignación a reserva legal - - - 2,064 ( 2,064) - -------------- -------------- -------------- -------------- -------------- -------------- Saldos al 31 de diciembre de 2011 74,978 54,141 ( 4,971) 4,021 34,837 163,006 ======== ======== ======== ======== ======== ======== Saldos al 1 de enero de 2012 74,978 54,141 ( 4,971) 4,021 34,837 163,006 Utilidad neta - - - - 33,818 33,818 Cambios en el valor razonable de los derivados, neto del impuesto a las ganancias - - 2,120 - - 2,120 Escisión Cerro del Águila S.A. (nota 1(c)) ( 4,246) - - - - ( 4,246) Asignación a reserva legal - - - 3,382 ( 3,382) - -------------- -------------- -------------- -------------- -------------- -------------- Saldos al 31 de diciembre de 2012 70,732 54,141 ( 2,851) 7,403 65,273 194,698 ======== ======== ======== ======== ======== ======== Las notas que se acompañan de la página 5 a la 47 forman parte integral de los estados financieros.

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Estado de Flujos de Efectivo



2012 2011 Flujos de efectivo de las actividades de operación: Cobranzas a clientes 322,731 311,383 Pago a proveedores y terceros ( 247,994) ( 240,677) Pago de contribuciones y similares ( 3,070) ( 2,296) Pago a trabajadores ( 5,591) ( 3,886) Pago de impuesto a las ganancias ( 11,542) ( 2,211) --------------- --------------- Efectivo neto provisto por las actividades de operación 54,534 62,313 --------------- --------------- Flujos de efectivo de las actividades de inversión: Inversión en propiedad, planta y equipo ( 43,939) ( 200,415) Inversión en intangibles ( 1,061) ( 2,051) Venta de propiedad, planta y equipo 1,375 913 Recuperación anticipada del IGV proyecto Ciclo Combinado (nota 19-(d)) 2,368 ( 1,041) Fondos Restringidos - 1 --------------- --------------- Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión ( 41,257) ( 202,593) --------------- --------------- Flujos de efectivo de las actividades de financiamiento: Aporte de capital - 14,293 Préstamo bancario recibido 58,171 25,000 Emisión de bonos - 116,960 Pagos de arrendamiento financiero ( 22,563) ( 18,334) Pagos préstamo de corto plazo ( 3,648) - Pago de intereses ( 15,168) ( 20,850) --------------- --------------- Efectivo neto provisto por las actividades de financiamiento 16,792 117,069 --------------- --------------- Aumento (disminución) neto del efectivo 30,069 ( 23,211) Efectivo y equivalente de efectivo al inicio del ejercicio 16,495 39,706 --------------- --------------- Efectivo y equivalente de efectivo al final del ejercicio 46,564 16,495 ========= ========= Las principales transacciones que no representa flujos de efectivo: Escisión bloque patrimonial (nota 1-(c)) 4,246 4,246 Asignación a la reserva legal 3,382 2,064 Nota: a) Los pagos por intereses, considerados como inversión en propiedad, planta y equipo ascendieron a miles

US$ 7,107 (miles de US$ 14,624 en el 2011).


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Notas a los Estados Financieros

31 de diciembre de 2012 y de 2011 (1)

(a) Antecedentes y Actividad Económica

Kallpa Generación S.A., (en adelante la “Compañía “o “Kallpa”), es una sociedad anónima constituida en junio 2005 en Perú y es una subsidiaria indirecta de Israel Corporation Limited, domiciliada en Israel, a través de IC Power Holdings (Kallpa) Limited, (antes Inkia Holdings Kallpa Limited), empresa domiciliada en Bermuda quien posee el 74.9 % de su capital social. La dirección fiscal registrada de la Compañía es en Av. Santo Toribio Nº 115, Piso 7, San Isidro, Lima, Perú.

Antecedentes

El 19 de octubre de 2009, IC Power Holdings (Kallpa) Limited (en adelante “IC Power Holdings”) firmó un pacto de accionistas con la empresa Energía del Pacífico S.A. (antes Quimpac Corp. S.A.C.) por la cual esta última adquiere el 25.1% del capital social de la Compañía. En dicho pacto se regulan las relaciones entre las partes como accionistas de la Compañía.

La Compañía cotiza sus bonos en la Bolsa de Valores de Lima por tanto deben cumplir con los requerimientos específicos de la Superintendencia del Mercado de Valores (SMV).

(b)

Su actividad económica consiste en la generación y comercialización de energía y potencia eléctrica a empresas privadas y públicas locales. La Compañía cuenta con una central térmica de ciclo combinado denominada “Kallpa”, la cual consta de tres unidades turbo generadoras de ciclo simple a base de gas natural, y una unidad turbo generadora a base de vapor; las cuales iniciaron operación comercial en junio 2007 (Kallpa I), junio 2009 (Kallpa II), marzo 2010 (Kallpa III) y agosto 2012 (Kallpa IV) logrando una capacidad total de 870 MW. La central se encuentra ubicada en la ciudad de Chilca, a 62 kilómetros al sur de la cuidad de Lima.

Actividad Económica

(c)

- Con fecha 23 de mayo de 2011, la Junta General de Accionistas de la Compañía aprobó el acuerdo de reorganización simple para efectuar la transferencia de activos netos a su vinculada Cerro del Águila S.A.

Reorganización Societaria

Mediante este acuerdo, la Compañía transfirió un bloque patrimonial como aporte de capital a Cerro del Águila S.A., a cambio de 12,016,416 acciones comunes con derecho a voto de esta última entidad. Al 31 de diciembre de 2011, esta inversión por miles de US$ 4,246 corresponde a una participación de 28.01% en el capital social de Cerro del Águila S.A. Como resultado de la reorganización simple, la Compañía se convierte en accionista de Cerro del Águila S.A.

- Con fecha 23 de mayo de 2012, la Junta General de Accionistas de la Compañía

aprobó el Proyecto de Escisión Parcial por el cual Kallpa segregó un bloque patrimonial integrado únicamente por las acciones de su propiedad en Cerro del Águila S.A. el cual le fue transferido.

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Como consecuencia de la escisión parcial antes referida, Kallpa redujo su capital social en S/.12,016,416 (equivalente a miles US$ 4,246) mediante la amortización de igual número de acciones, sin verse afectada su composición accionaria.

La escisión entró en vigencia el 15 de agosto de 2012 y se inscribió en Registros Públicos el 9 de noviembre de 2012.

(d) Los estados financieros al 31 de diciembre de 2012 fueron aprobados por la Gerencia General el 31 de enero de 2013 y serán presentados para su aprobación al Directorio y a la Junta General de Accionistas en los plazos establecidos por Ley. En opinión de la Gerencia, los estados financieros al 31 de diciembre de 2012 adjuntos serán aprobados por el Directorio y la Junta General de Accionistas sin modificaciones. Los estados financieros al 31 de diciembre de 2011 fueron aprobados por la Junta General de Accionistas del 13 de abril de 2012.

Aprobación de los Estados Financieros

(2)

La Compañía está comprendida dentro del ámbito de aplicación de diversas normas que regulan su actividad. El incumplimiento de dichas normas puede acarrear la imposición de sanciones a la Compañía, que la afectarían tanto económica como operativamente. La Gerencia de la Compañía, a través de su área comercial y de asesoría legal interna, monitorea y evalúa el cumplimiento de las normas y los reclamos que se presentan.

Regulación Operativa y Normas Legales que Afectan a las Actividades del Sector Eléctrico

Las principales normas que afectan las actividades de la Compañía son: (a)

En Perú, el sector eléctrico se rige por la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844, promulgado el 19 de noviembre de 1992, su Reglamento, Decreto Supremo N° 009-93-EM, promulgado el 25 de febrero de 1993, y sus diferentes normas modificatorias y/o ampliatorias, entre ellas, la Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”.

Ley de Concesiones Eléctricas

De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, el Sistema Interconectado Nacional (SEIN) está dividido en tres grandes segmentos: generación, transmisión y distribución. Según dicha Ley y la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, la operación de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión se sujetan a las disposiciones del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC), con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, preservando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como la planificación del desarrollo del SEIN y la administración del Mercado de Corto Plazo. El COES-SINAC valoriza las transferencias de potencia y energía entre los generadores.

(b)

En julio de 2006, se promulgó la Ley N°28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, que tiene como uno de sus principales objetivos asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema eléctrico a la volatilidad de precios, así como adoptar medidas para propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación.

Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica

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Una de las principales novedades que introdujo la norma es el mecanismo de licitaciones que deberán seguir las empresas distribuidoras de electricidad para efectos de celebrar contratos de suministro de electricidad con empresas generadoras destinados a abastecer el servicio público de electricidad. Tal disposición tiene por finalidad establecer un mecanismo que promueva las inversiones en nueva capacidad de generación a través de la contratación a largo plazo y a precios firmes con empresas distribuidoras.

(c)

De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley N°25844) y la Ley General del Ambiente (Ley N°28611), el Estado diseña y aplica las políticas y normas necesarias para la adecuada conservación del medio ambiente y del patrimonio cultural de la nación, además de velar por el uso racional de los recursos naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y de las actividades de hidrocarburos. En tal sentido, el Ministerio de Energía y Minas ha aprobado el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas (Decreto Supremo N°29-94-EM) y el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (Decreto Supremo N° 015-2006-EM).

Normas para la Conservación del Medio Ambiente

En cumplimiento de las normas antes referidas, la Compañía llevó a cabo durante el año 2005 un Estudio de Impacto Ambiental y Social, el cual fue aprobado por el Ministerio de Energía y Minas en febrero de 2006 a través de la Resolución Directoral N° 051-2006-MEM/ AAE.

Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, la Gerencia de la Compañía estima que, en caso de surgir alguna contingencia relacionada al manejo ambiental, ésta no sería importante en relación con los estados financieros tomados en su conjunto.

(d)

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Normas Técnicas

Mediante Decreto Supremo N°020-97-EM, se aprobó la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos-NTCSE, que establece los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos y relacionados a la generación, transmisión y distribución de electricidad sujetos a regulación de precios, aplicable a suministros sujetos a régimen de libertad de precios, en todo aquellos que las partes no hayan acordado o no hayan pactado en contrario. La NTCSE contempla procedimientos de medición y tolerancias a través de los cuales se fijan estándares de calidad para el servicio de la electricidad y el servicio de alumbrado público, asignando la responsabilidad de su fiscalización a OSINERGMIN y disponiendo su observancia, tanto por parte de las empresas eléctricas como de los clientes del sector. Asimismo, regula la aplicación de penalidades y compensaciones en casos de incumplimiento de los parámetros establecidos por la NTCSE. La Ley N°28832 otorga al COES-SINAC la facultad de asignar responsabilidades en caso de transgresiones a la NTCSE, así como calcular las compensaciones que correspondan.

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Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados Mediante Resolución Directoral N°025-2008-EM/DGE del 8 de agosto de 2008, se modificó el numeral 7.1.3 de la “Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados”, que establece básicamente que el racionamiento de energía eléctrica se efectuará privilegiando el abastecimiento del suministro eléctrico para el servicio público de electricidad. Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Mediante Resolución Directoral N° 243-2012-EM/DGE del 27 de noviembre de 2012, se aprobó la Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, que establece las responsabilidades técnicas y los procedimientos relacionados con la operación de la Red ICCP del SEIN (RIS) para el intercambio de información en tiempo real entre el Centro de Control del COES y los Centros de Control de los integrantes del SEIN.

(e)

En noviembre de 1997 se promulgó la Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico, Ley N°26876, en la cual se establece que las concentraciones verticales mayores al 5% u horizontales mayores al 15%, que se produzcan en las empresas que desarrollan actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, deberán estar sujetas a un procedimiento de autorización previo a fin de evitar concentraciones que puedan afectar la competencia en el mercado eléctrico.

Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico

Mediante Resolución N°012-99/INDECOPI/CLC, se establecieron condiciones en defensa de la libre competencia y transparencia en el sector. En opinión de la Gerencia esta norma no afecta las operaciones de la Compañía.

(f)

En cuanto a la asignación de los retiros sin contrato a los generadores durante el año 2011, ésta se efectúa según el Decreto de Urgencia N°049-2008, emitido el 18 de diciembre de 2008, y mediante Decreto de Urgencia N° 079-2010, publicado el 16 de diciembre del 2010, hasta el 31 de diciembre de 2013. Los retiros de las distribuidoras sin contrato se asignan a los generadores en función de su energía firme eficiente anual menos sus ventas de energía por contrato. La asignación de retiros sin contrato no generará pérdida económica a los generadores puesto que la demanda pagará un cargo adicional por la energía de éstos retiros cuando su costo de abastecimiento supere al precio de barra.

Decreto de Urgencia que Asegura la Continuidad en la Prestación del Servicio Eléctrico

También se estableció que los costos marginales de energía de corto plazo se determinarán considerando condiciones ideales, no existiendo restricciones en el suministro o transporte de gas natural ni en la transmisión eléctrica, además se establecía que no podrán ser superiores a un valor límite definido por el Ministerio de Energía y Minas y que la diferencia entre los costos marginales en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los costo marginales ideales, será pagada por la demanda mediante un cargo adicional que se incluye en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.

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(g)

Publicada el 9 de enero de 2009 por el OSINERGMIN mediante Resolución N° 001-2009-OS/CD, con el objeto de establecer la forma, responsabilidades, secuencia y cálculos que se deben seguir a fin de trasladar a los Usuarios, las compensaciones a que se refieren los Artículos 1° y 2° del Decreto de Urgencia N° 049-2008.

Norma “Procedimientos para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato”

(h)

Publicada el 14 de enero de 2008, por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería OSINERGMIN, mediante Resolución N° 023-2008-OS/CD, cuya finalidad fue establecer los criterios y metodología para la determinación de los Peajes y Compensaciones por el servicio de transmisión de los SST y SCT, la cual fue aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD. El 15 de octubre de 2009 se publicó la Resolución N° 184-2009-OS/CD que entre sus disposiciones más relevantes fijaba para el período del 1 de noviembre 2009 al 30 de abril 2013, las compensaciones y sus fórmulas de actualización, de los SST y SCT, asignados total o parcialmente a la generación. Asimismo, OSINERGMIN mediante Resolución N° 220-2009-OS/CD aprobó el Procedimiento Técnico del COES para la asignación de responsabilidad de pago de dicho sistemas de transmisión. La Resolución OSINERGMI N° 184-2009-OS/CD cuenta con modificatorias que actualizan y establecen, diversas compensaciones y fórmulas de actualización de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, asignados total o parcialmente a la generación.

Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT)”

(i)

Con relación a la Tarifa Única de Distribución aplicable a los generadores ubicados en la zona de concesión del distribuidor de gas natural en Lima y Callao, mediante Decreto Supremo N° 082-2009-EM modificada por el artículo 4º del Decreto Supremo Nº 048-2008-EM, se introduce un mecanismo de transición en la aplicación de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural para la Concesión de Lima y Callao, y un mecanismo de compensación al concesionario de distribución de gas natural para que los ingresos dejados de percibir de parte de los generadores eléctricos producto de la aplicación de las tarifas vigentes de distribución en lugar de la Tarifa Única no signifiquen una pérdida al Concesionario.

Tarifa Única de Distribución, Decreto Supremo N° 082-2009-EM

(j)

Publicada el 13 de abril de 2012, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 057-2012-OS/CD, en ella se establecen los Precios en Barra, y sus correspondientes Factores Nodales de Energía y Factores de Pérdidas de Potencia asociados, las cuales se encontrarán vigentes en el período comprendido entre el 1 de mayo de 2012 y el 30 de abril de 2013.

Resolución que fija los Precios en Barra aplicables al Período Comprendido entre el 1 de mayo de 2012 y el 30 de abril de 2013

(k)

Publicada el 28 de abril de 2012, mediante Resolución OSINERGMIN N° 081-2012-OS-CD, que establece el valor del Factor de Descuento Aplicable (FDA), a partir del 1 de mayo de 2012 hasta el 30 de abril de 2013, dicho factor es aplicable a la tarifa de transporte de gas natural.

Establecen valor del Factor de Descuento Aplicable (FDA)

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(l)

Publicado el 4 de agosto de 2010, mediante Decreto Supremo N° 046-2010-EM, en el se aprueba, entre otros, el Reglamento del Mercado Secundario de Gas Natural que establece los mecanismos para realizar transferencias de producción y/o capacidad de transporte de gas natural a firme entre consumidores ofertantes y demandantes, modificado mediante los Decretos Supremos N° 022-2011-EM y N° 029-2012-EM, este último dispositivo legal prorroga por dos (02) años adicionales el plazo establecido en la Segunda Disposición Transitoria del Decreto Supremo N° 046-2010-EM.

Reglamento del Mercado Secundario de Gas Natural

(m)

El 13 de abril de 2012 se publicó la Ley 29852, Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), como un sistema de compensación energética que permita brindar seguridad al sistema, así como un esquema de compensación social y de servicio universal para los sectores más vulnerables de la población, el Reglamento de la mencionada Ley fue aprobada mediante Decreto Supremo N°021-2012-EM. El recargo pagado por los generadores eléctricos fue trasladado al peaje del sistema principal de transmisión eléctrica mediante la Ley N°29969, Ley que dicta Disposiciones a fin de promover la Masificación de Gas Natural.

Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético

(n)

El 30 de agosto de 2012 se publicó el D.S. N°032-2012, el cual establece que se cumpla con asegurar el transporte de gas natural para cada unidad termoeléctrica, si la respectiva capacidad contratada diaria a firme corresponde o excede al volumen requerido para operar a Potencia Efectiva durante las horas de punta del día hasta que se cumpla la ampliación de la capacidad de transporte de gas natural conforme a las magnitudes establecidas en la Adenda del Contrato BOOT de Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea al City Gate, suscrito entre el Estado Peruano y Transportadora de Gas del Perú S.A.

Dictan medidas transitorias sobre el Mercado de Electricidad

(o)

El 31 de diciembre de 2012 se publicó el D.S. N°050-2012, el cual establece el mecanismo de atención ante emergencias que se susciten en el suministro de gas natural en el país y su implicancia en las distintas actividades económicas. Se establece la siguiente prioridad en la asignación de gas natural:

Establecen Mecanismo de Emergencia para el Suministro de Gas Natural

• Clientes Residenciales y Comerciales Regulados. • Establecimientos de Venta al Público de Gas Natural Vehicular. • Generadores Eléctricos. • Clientes Industriales. • Estaciones de Compresión y Licuefacción de Gas Natural. • Consumidores Iniciales e Independientes que so sean Generadores Eléctricos.

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(p)

En diciembre de 2012 se promulgó la Ley N°29970, Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo de Polo Petroquímico en el Sur del País, que tiene como uno de sus principales objetivos la implementación de medidas para el afianzamiento de la seguridad energética del país mediante la diversificación de fuentes energéticas, la reducción de la dependencia externa y la confiabilidad de la cadena de suministro de energía.

Ley que Afianza la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo de Polo Petroquímico en el Sur del País

Una de las principales novedades que introduce esta norma es la promoción de los siguientes proyectos: • Un gasoducto y un poliducto comprendidos desde la planta de procesamiento de

Camisea hasta la estación de compresión Chiquintirca, del sistema existente, que brindan redundancia al sistema existente e incrementan la disponibilidad del sistema de transporte de gas y/o líquidos. No se toman en cuenta las obras correspondientes al tramo que por obligación contractual debe ejecutar el concesionario existente. Los criterios de pago de los gasoductos de redundancia, a excepción de la redundancia de obligación del concesionario existente y del poliducto, son considerados como parte del Sistema de Seguridad Energética y, por tanto, se sujetan a los criterios de pago de dicho sistema.

• Un gasoducto y/o poliducto comprendido desde el sistema existente hasta Anta, en la región Cusco, que esté en capacidad de suministrar gas natural a la futura Central Térmica de Quillabamba y a la costa sur del país. El gasoducto hasta la zona de Anta es considerado como parte del Sistema de Seguridad Energética y, por tanto, se sujeta a los criterios de pago de dicho sistema.

• Una planta de regasificación e instalaciones para la importación de Gas Natural Licuefactado (LNG), ubicada en Pampa Melchorita, que incremente la disponibilidad de gas natural y aumente la confiabilidad del sistema eléctrico.

(3)

(a) Bases de Preparación de los Estados Financieros

Los estados financieros han sido preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (en adelante “NIIF”), emitidas por el International Accounting Standards Board (en adelante “IASB”) y vigentes al 31 de diciembre de 2012.

Declaración de Cumplimiento

(b)

La información contenida en estos estados financieros es responsabilidad del Directorio de la Compañía, que manifiesta expresamente que se han aplicado en su totalidad los principios y criterios incluidos en las NIIF emitidos por el IASB.

Responsabilidad de la Información

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(c) Los estados financieros surgen de los registros de la contabilidad de la Compañía y han sido preparados sobre la base del costo histórico a excepción de los instrumentos financieros derivados registrados a su valor razonable. Los estados financieros se presentan en miles de dólares estadounidenses, excepto cuando se indique una expresión monetaria distinta.

Bases de Medición

(d)

Las partidas incluidas en los estados financieros de la Compañía se expresan en dólares estadounidenses, que es la moneda funcional y de presentación de la Compañía, debido a que es la moneda del entorno económico en el que opera la Compañía.

Moneda Funcional y Moneda de Presentación

(e)

La preparación de los estados financieros requiere que la Gerencia efectúe estimados que afectan las cifras reportadas de activos y pasivos, de ingresos y pasivos, de ingresos y gastos y la divulgación de hechos de importancia en las notas a los estados financieros. Los estimados y juicios realizados son continuamente revisados y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluyendo la evaluación de eventos futuros que se consideran razonables en las circunstancias. Los resultados finales podrán diferir de dichas estimaciones.

Estimados y Criterios Contables Significativos

La Compañía efectúa estimaciones y supuestos que tienen impacto en las cifras reportadas en los estados financieros. Las estimaciones contables resultantes, por definición, muy pocas veces serán iguales a los respectivos resultados reales. Sin embargo, en opinión de la Gerencia los resultados reales no variarán significativamente con respecto a las estimaciones y supuestos aplicados por la Compañía. Las estimaciones significativas con relación a los estados financieros comprenden: la estimación de vida útil, valores residuales de propiedades, planta y equipo, la provisión para desmantelamiento de las centrales, la provisión para impuesto a las ganancias corriente y diferido y la valorización de los instrumentos financieros de cobertura, cuyos criterios contables se describen más adelante. La Gerencia ha ejercido su juicio crítico al aplicar las políticas contables en la preparación de los estados financieros adjuntos, según se explica en las correspondientes políticas contables. Jerarquía del valor razonable Cuando el valor razonable de los activos y pasivos financieros registrados en el estado de situación financiera no pueden ser derivados de mercados activos, el valor razonable es determinado usando técnicas de valuación las cuales incluyen el modelo de flujo de efectivo descontado. Los datos de estos modelos son tomados de mercados observables de ser posible, pero cuando no sea factible, un grado de juicio es requerido al momento de determinar el valor razonable. Los juicios incluyen consideraciones de los riesgos de liquidez, de crédito y de volatilidad. Los cambios en los supuestos acerca de estos factores pueden afectar los valores razonables de los instrumentos financieros registrados.

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(4) Las principales políticas contables aplicadas en la preparación de los estados financieros se detallan a continuación. Estos principios y prácticas han sido aplicados uniformemente en todos los años presentados, a menos que se indique lo contrario:

Principales Políticas Contables

(a)

El efectivo y equivalentes de efectivo comprenden el efectivo disponible, depósitos a la vista en bancos y depósitos a plazo altamente líquidos con vencimientos originales de tres meses o menos y con riesgo no significativo de cambio en su valor razonable.

Efectivo y Equivalente de Efectivo

(b)

Las cuentas comerciales por cobrar se reconocen inicialmente a su valor razonable y subsecuentemente a su costo amortizado, menos la correspondiente provisión para pérdida por deterioro, la cual es determinada con base en una evaluación de las cuentas individuales (provisión específica) y considerando la antigüedad de las deudas, según el juicio y experiencia de la Gerencia.

Cuentas por Cobrar Comerciales y Provisión para Cuentas de Cobranza Dudosa

La provisión para cuentas de cobranza dudosa es calculada sobre la base de una evaluación que efectúa la Gerencia sobre el riesgo de crédito de cada cliente. Si en función a la evaluación efectuada se determina que el cliente presenta un alto riesgo crediticio, la Gerencia determina el monto que debe ser provisionado para cobranza dudosa, que es registrada con cargo a los resultados del ejercicio en el cual se determina la necesidad de dicha provisión. La Gerencia considera que el procedimiento utilizado permite estimar y registrar las provisiones necesarias para cubrir adecuadamente el riesgo de pérdidas en las cuentas por cobrar.

(c)

Los inventarios se registran al costo de adquisición o a su valor neto de realización el que resulte menor. El costo se ha determinado utilizando el método promedio ponderado.

Inventarios y Provisión para Desvalorización de Inventarios

La estimación para desvalorización de inventarios se determina de manera específica, de acuerdo a su nivel de rotación y a criterio de la Gerencia. El monto de dicha estimación se carga a los resultados del ejercicio en que ocurren tales reducciones.

(d)

Los instrumentos financieros no derivados corresponden a los contratos que dan lugar, simultáneamente, a un activo financiero en una empresa y a un pasivo financiero o a un instrumento de capital en otra empresa. En el caso de la Compañía, los instrumentos financieros corresponden a instrumentos primarios como son cuentas por cobrar y cuentas por pagar.

Instrumentos Financieros no Derivados

Los instrumentos financieros no derivados se clasifican como de activo, pasivo o de patrimonio de acuerdo con la sustancia del acuerdo contractual que les dio origen. Los intereses, los dividendos, las ganancias y las pérdidas generadas por un instrumento financiero clasificado como de pasivo, se registran como gastos o ingresos en el estado de resultados integrales. Los pagos a los tenedores de los instrumentos financieros registrados como de capital, se registran directamente en el patrimonio. Los instrumentos financieros se compensan cuando la Compañía tiene el derecho legal de compensarlos y la Gerencia tiene la intención de cancelarlos sobre una base neta, o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente.

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Los instrumentos financieros no derivados deben ser reconocidos en los estados financieros a su valor razonable. El valor razonable es el monto por el que un activo puede ser intercambiado entre un comprador y un vendedor debidamente informados, o puede ser cancelada una obligación, entre un deudor y un acreedor con suficiente información, bajo los términos de una transacción de libre competencia. En opinión de la Gerencia, los valores en libros de los instrumentos financieros al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, son sustancialmente similares a sus valores razonables debido a sus períodos cortos de realización y/o de vencimiento o que están sujetos a intereses a tasas variables y fijas similares a las vigentes en el mercado. En las respectivas notas sobre políticas contables se revelan los criterios sobre el reconocimiento y valuación de estas partidas.

(e) Clasificación Activos Financieros

La Compañía clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: i) “Activos financieros negociables”, ii) “Préstamos y cuentas por cobrar”, iii) “Inversiones a ser mantenidas hasta su vencimiento” y iv) “Activos financieros disponibles para la venta”. La clasificación depende del propósito para el cual se adquirieron los activos financieros. La Gerencia determina la clasificación de sus inversiones a la fecha de su reconocimiento inicial y reevalúa esta clasificación a la fecha de cada cierre. Los “Préstamos y las cuentas por cobrar” son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables que no son cotizados en un mercado activo y que surgen cuando la Compañía provee dinero, bienes o servicios directamente a un deudor sin intención de negociar la cuenta por cobrar. Se incluyen en el activo corriente, salvo por los de vencimientos mayores a doce meses después de la fecha estado de situación financiera. Estos últimos se clasifican como activos no corrientes. Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 los activos financieros de la Compañía son los expresados en el estado de situación financiera en los rubros de Efectivo y equivalentes de efectivo, Cuentas por cobrar comerciales, Cuentas por cobrar a entidades relacionadas y Otras cuentas por cobrar y pertenecen íntegramente a la categoría de “Prestamos y cuentas por cobrar”. Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 la Compañía no mantuvo “Activos financieros negociables”, “Inversiones a ser mantenidas hasta su vencimiento” o “Activos financieros disponibles para la venta”. Reconocimiento y Medición Las compras y ventas de inversiones se reconocen a la fecha de la negociación, fecha en la que la Compañía se compromete a comprar o vender el activo. Los costos de transacción relacionados con activos financieros registrados al valor razonable a través de ganancias y pérdidas son reconocidos en resultados. Los activos financieros se dejan de reconocer cuando los derechos a recibir flujos de efectivo de las inversiones han expirado o han sido transferidos y la Compañía ha transferido sustancialmente todos los riesgos y beneficios derivados de su propiedad. Los activos financieros disponibles para la venta y los activos financieros negociables se reconocen posteriormente al valor razonable. Los préstamos, cuentas por cobrar y las inversiones a ser mantenidas hasta su vencimiento se registran a su costo amortizado, usando el método de interés efectivo.

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Las ganancias y pérdidas realizadas y no realizadas que surgen de cambios en el valor razonable de la categoría de “activos financieros a valor razonable a través de ganancias y pérdidas” se incluyen en el estado de resultados en el período donde se originan. La Compañía evalúa a cada fecha del estado de situación financiera si existe evidencia objetiva de la desvalorización o deterioro de un activo financiero o grupo de activos financieros.

(f) Pasivos financieros

De acuerdo con lo que prescribe la NIC 39, los pasivos financieros se clasifican, según corresponda, como: i) pasivos financieros a valor razonable a través de ganancias o pérdidas, y ii) otros pasivos financieros. La Compañía determina la clasificación de sus pasivos financieros a la fecha de su reconocimiento inicial.

Clasificación

Los pasivos financieros de la Compañía incluyen los préstamos bancarios, cuentas por pagar comerciales, otras cuentas por pagar y obligaciones financiera. Reconocimiento Todos los pasivos financieros se reconocen inicialmente a su valor razonable y posteriormente, cuando el efecto del costo del dinero es importante, se valorizan a su costo amortizado por el método de tasa de interés efectiva, de lo contrario se muestran a su valor nominal. El costo amortizado incorpora los costos directamente atribuibles a la transacción.

(g) Los derivados son inicialmente reconocidos a su valor razonable de la fecha de celebración del respectivo contrato y son subsecuentemente registrados a su valor razonable. El método para reconocer las ganancias o pérdidas resultantes depende de si el derivado es designado como un instrumento de cobertura y, si es así, de la naturaleza del elemento cubierto.

Instrumentos Financieros Derivados

Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 la Compañía ha contratado instrumentos financieros derivados bajo la modalidad de “swaps de tasa de interés”, califican como de coberturas de flujo de efectivo, en consecuencia, la porción efectiva de cambios en su valor razonable se reconocen netos de su efecto tributario en el patrimonio en el rubro "Otras reservas de patrimonio" y el pasivo en el rubro "Instrumentos financieros derivados" del estado de situación financiera. La ganancia o pérdida relativa a la porción no efectiva se reconoce inmediatamente en el estado de resultados integrales en el rubro Gastos Financieros. Los montos acumulados en el patrimonio se reconocen en el estado de resultados integrales en los periodos en los que el elemento cubierto afecta ganancias o pérdidas. La Compañía documenta, al inicio de la transacción, la relación entre los instrumentos de cobertura y los elementos cubiertos, así como el objetivo y estrategia de administración de riesgos para efectuar transacciones de cobertura. La Compañía también documenta, tanto al comienzo de la cobertura como de forma continua, su evaluación de si los instrumentos derivados que son usados en transacciones de cobertura son altamente efectivos en compensar los cambios en valores razonables o flujos de efectivo de los elementos cubiertos.

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Cuando un instrumento de cobertura expira o es vendido o cuando ya no satisface los criterios para el registro contable de cobertura, cualquier ganancia o pérdida acumulada existente en el patrimonio a ese momento permanece en el patrimonio y es reconocida cuando la transacción proyectada es finalmente reconocida en el estado de resultados integrales. Cuando ya no se espera que una transacción proyectada ocurra, la ganancia o pérdida acumulada que fue reportada en el patrimonio se transfiere inmediatamente al estado de resultados integrales. Los derivados son presentados en el estado de situación financiera como corto o largo plazo en base al valor estimado de mercado de los flujos de los "swaps" de tasa de interés que se generan en los doce meses siguientes a la fecha del estado de situación financiera (corto plazo) y los que se generan después de ese período (largo plazo). Ciertos derivados incorporados en otros instrumentos financieros son tratados como derivados separados cuando sus características económicas y riesgos no están cercanamente relacionados a los del contrato principal y éste no es llevado a valor razonable con efecto en resultados. Estos derivados incorporados son medidos a valor razonable, los cambios en su valor razonable son reconocidos en el estado de resultados integrales a menos que la Compañía elija designar los contratos híbridos a valor razonable con efecto en resultados. Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, la Compañía no tiene instrumentos financieros que contengan derivados incorporados que deban registrarse por separado.

(h)

Las asociadas son todas las entidades sobre las que la Compañía ejerce influencia significativa pero no control. Al 31 de diciembre de 2011 la Compañía registró su inversión bajo el método del costo.

Inversión en Asociada

(i) El rubro propiedad, planta y equipo se presenta al costo de adquisición menos la

depreciación acumulada y, cuando es apropiado, el importe acumulado de cualquier pérdida por deterioro del valor que hayan sufrido a lo largo de su vida útil. Asimismo, este rubro incluye el costo neto de los bienes bajo contratos de arrendamiento financiero y los repuestos adquiridos para las inspecciones mayores de las centrales térmicas. Cuando se venden o retiran los activos, se elimina su costo y depreciación acumulada, y cualquier ganancia o pérdida que resulte de su disposición se incluye en el estado de resultados integrales.

Propiedad, Planta y Equipo

El costo inicial de propiedad, planta y equipo comprende su precio de compra

(incluyendo aranceles e impuestos de compra no reembolsables) y cualquier costo directamente atribuible para ubicar y dejar al activo en condiciones de trabajo y uso, y el costo incurrido en reemplazar partes del activo, siempre y cuando se cumpla con los criterios de reconocimiento. También forman parte del costo los costos de financiamiento para los proyectos de construcción de largo plazo en la medida que se cumplan con los criterios para su reconocimiento.

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Los costos incurridos después de que los activos fijos se hayan puesto en operación se reconocen como activo si: (i) se obtienen beneficios económicos futuros derivados del mismo y (ii) el costo del activo puede ser valorado en forma fidedigna y confiable.

Aquellos costos derivados del mantenimiento diario o periódico de los activos fijos,

tales como reparaciones y trabajos de mantenimiento o conservación, se reconocen en los resultados del período en que se incurren.

Los terrenos no se deprecian. La depreciación se calcula utilizando el método de línea

recta sobre la base de las siguientes vidas útiles estimadas:

Años

Edificios, instalaciones y otras construcciones 40 Maquinaria y equipos – equipos de generación 25 Maquinaria y equipos – equipos de alta, media y baja tensión 30 Maquinaria y equipos – piezas a ser reemplazadas según vida útil estimada (*) Unidades de transporte 5 Muebles y enseres 10 Equipos de planta y diversos 10 Equipos de cómputo 4 (*) De 1 año y 1 mes a 13 años y 1 mes. La vida útil y el método de depreciación son revisados en forma periódica por la gerencia sobre la base de los beneficios económicos previstos para los componentes de propiedad, planta y equipo. La vida útil de la maquinaria y equipo correspondiente a piezas de reemplazo es revisada anualmente por la Gerencia sobre la base de un informe del área técnica. Dicho análisis considera el incremento de horas de utilización de la maquinaria y equipo, el crecimiento de la demanda y la mayor capacidad de generación de las centrales térmicas. Los valores en libros de propiedad, planta y equipo son revisados por deterioro si existen eventos o cambios que indican que dicho valor pueda no ser recuperable. Una partida de activo fijo o un componente significativo es retirada al momento de su disposición o cuando no se esperan beneficios económicos de su uso o disposición posterior. Cualquier ganancia o pérdida que surja al momento del retiro del activo fijo es incluida en el estado de resultados integrales en el año en que se retira el activo.

(j) Los activos intangibles incluyen proyectos en etapa pre operativa los cuales se registran al costo de adquisición y a partir que la Gerencia determina su viabilidad económica.

Activos Intangibles

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(k)

Los bienes por desmantelamiento son reconocidos cuando la Compañía tiene obligación de desmontar y retirar instalaciones para restaurar el sitio donde están localizadas las centrales, y cuando se puede efectuar un estimado razonable del pasivo. Los costos de retiro son registrados al valor presente del desempleo futuro estimado determinado de acuerdo con los requerimientos y condiciones locales, los cuales son revisados periódicamente, incluyendo la tasa de descuento utilizada para calcular el valor presente. En el reconocimiento inicial, se reconoce un importe de propiedad, planta y equipo por un monto equivalente a la provisión.

Provisión por Desmantelamiento de Centrales

Posteriormente, dicho importe será depreciado al igual que las partidas de propiedad, planta y equipo. Cualquier cambio en el valor presente del desembolso estimado se refleja como un ajuste a la provisión y al valor del activo fijo correspondiente. Los cambios por el paso del tiempo de la provisión son registrados como gasto financiero en los resultados del período.

(l) La Compañía estima a la fecha de cada estado de situación financiera si existe algún indicio de que un activo de larga duración (propiedades, planta y equipo e intangibles) puede estar deteriorado. Si existe algún indicio de deterioro, la Compañía estima el valor recuperable de dichos activos. El valor recuperable de un activo es el mayor valor entre el valor de mercado del activo o de la unidad generadora de efectivo, menos los costos de venderlo, o su valor de uso determinado para cada activo individual, a menos que el activo no genere flujos de caja que sean independientes de otros activos o grupos de activos. Cuando el valor en libros de un activo o unidad generadora de efectivo excede su valor recuperable, se considera que el activo está deteriorado y se ajusta su valor en libros a su valor recuperable. En la estimación del valor en uso, los flujos de caja futuros estimados son descontados a su valor presente usando una tasa de descuento antes de impuesto que refleja las condiciones de mercado a la fecha de evaluación, incluyendo el valor del dinero en el tiempo y los riesgos específicos del activo. En la determinación del valor del mercado menos los costos de vender, se utiliza un modelo de evaluación apropiado y estos cálculos son contrastados con otra información o indicadores del valor estimado de mercado de los activos evaluados.

Deterioro de Activos de Larga Duración

Las provisiones por deterioro de los activos son reconocidas en el estado de resultados integrales en los rubros con que se relacionan los activos por los cuales se ha realizado la provisión para deterioro. Para los activos de larga duración, un deterioro previamente reconocido como pérdida es revertido sólo si existen cambios en los estimados del valor recuperable que se justifican y que han ocurrido desde fecha en que se hizo la anterior evaluación de deterioro. La reversión de la provisión es registrada en el estado de resultados integrales, y no puede exceder el valor en libros que el activo hubiese tenido, neto de su depreciación acumulada, si no se hubiese reconocido en años anteriores la pérdida por deterioro.

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(m)

Arrendamientos en los cuales la Compañía asume sustancialmente todos los riesgos y beneficios de la propiedad son clasificados como activos financieros. Al inicio del arrendamiento, se registran como activos y pasivos a montos iguales al valor razonable de los activos recibidos en arrendamiento. Estos activos se deprecian siguiendo el método de línea recta en base a su vida útil estimada para bienes similares propios. La depreciación anual se reconoce como gasto. Otros arrendamientos son considerados como arrendamientos operativos y se reconocen como gasto siguiendo el método de línea recta durante el plazo de arrendamiento.

Arrendamiento Financiero

(n)

Los costos de las obligaciones financieras se registran como gasto cuando se devengan. Los costos de préstamos son capitalizados si se atribuyen directamente a la adquisición o construcción de un bien calificado. La capitalización de los costos de las obligaciones financieras comienza cuando las actividades para preparar el bien están en curso y se están incurriendo en los gastos y costos del préstamo. La capitalización de intereses se realiza hasta que los activos estén listos para su uso previsto. Si el valor del activo que resulta excede su valor recuperable, se registra una pérdida por desvalorización.

Obligaciones Financieras

Los costos de las obligaciones financieras incluyen los cargos por intereses y otros costos incurridos relacionados con los préstamos, como las diferencias cambiarias provenientes de préstamos en moneda extranjera utilizadas para financiar proyectos, en la medida que correspondan a un ajuste de los costos por intereses.

(o) Las cuentas por pagar comerciales son obligaciones de pago por bienes o servicios adquiridos de proveedores en el curso normal de los negocios. Las cuentas por pagar se clasifican como pasivos corrientes si el pago se debe realizar dentro de un año o menos, de lo contrario se presentan como pasivos no corrientes. Las cuentas por pagar se reconocen inicialmente a su valor razonable, y en los casos en el costo del dinero en el tiempo sea importante, posteriormente se remiden al costo amortizado, de lo contrario se muestran a su valor nominal.

Cuentas por Pagar Comerciales

(p)

El impuesto a las ganancias es determinado sobre la base de la renta imponible y es registrado de acuerdo con las disposiciones legales aplicables.

Impuesto a las Ganancias Diferidas

El impuesto a las Ganancias Diferidas se registra por el método del pasivo sobre la base de las diferencias temporales que surgen entre la base tributaria de los activos y pasivos y su saldo en los estados financieros, aplicando la legislación y la tasa de impuesto vigente. El activo y pasivo diferido se reconocen sin tener en cuenta el momento en que se estima que las diferencias temporales se anulan. Impuestos activos sólo se reconocen en la medida que sea probable que se disponga de beneficios tributarios futuros.

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(q) Compensación por Tiempo de Servicios Beneficios a Empleados

La compensación por tiempo de servicios del personal (CTS) se calcula de acuerdo con la legislación vigente por el íntegro de los derechos indemnizatorios de los trabajadores y es cancelada mediante depósito en las entidades financieras elegidas por ellos. Beneficios a corto plazo Los beneficios laborales de corto plazo se reconocen con base en el criterio del devengado, y el gasto es registrado al momento de la prestación del servicio. Una provisión por beneficios laborales de corto plazo por bonos en efectivo es reconocida cuando la Compañía tiene una obligación real o implica de pagar dicho monto por servicios brindados por el empleado en el pasado y es posible estimar su importe confiablemente.

(r) Se reconoce una provisión sólo cuando la Compañía tiene una obligación (legal o implícita) presente como resultado de un evento pasado, es probable que se requieran recursos para cancelar la obligación y se pueda estimar confiablemente el monto de la obligación. Las provisiones se revisan cada periodo y se ajustan para reflejar la mejor estimación que se tenga a la fecha del estado de situación financiera.

Provisiones

(s)

Los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros. Estos se divulgan en notas a los estados financieros a menos que la posibilidad de que se desembolse un flujo económico sea remota.

Pasivos y Activos Contingentes

Los activos contingentes no se registran en los estados financieros, pero se divulgan en notas cuando su grado de contingencia es probable.

(t) Los ingresos son reconocidos en la medida que sea probable que los beneficios económicos fluirán a la Compañía. El ingreso es medido al valor razonable de la contrapartida recibida o por recibir, excluyendo los descuentos. Los siguientes criterios se deben cumplir para que se reconozca un ingreso:

Reconocimiento de Ingresos, Costos y Gastos

Ventas de energía y remuneración de potencia Las ventas de energía son calculadas con base en lecturas cíclicas y son reconocidos íntegramente en el periodo en que se presta el servicio. El ingreso por energía entregada y no facturada entre la última lectura cíclica y el fin de cada mes es calculada en base a estimados de la energía consumida por los usuarios del servicio durante el período referido. Ingresos por intereses Los intereses se reconocen en proporción al tiempo transcurrido, de forma que refleje el rendimiento efectivo del activo. Costos y gastos Los costos y gastos se reconocen a medida que se devengan y se registran en los periodos con los cuales se relacionan.

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(u)

La distribución de dividendos a los accionistas de la Compañía se reconoce como pasivo en los estados financieros en el periodo en el que los dividendos se aprueban por los accionistas de la Compañía.

Distribución de dividendos

(v)

Las acciones comunes se clasifican como patrimonio. Los costos incrementales directamente atribuibles a la emisión de nuevas acciones se presentan en el patrimonio como una deducción, neta de impuestos, de los montos recibidos.

Capital

(w)

La utilidad neta básica y diluida por acción resulta de dividir la utilidad neta atribuible a los accionistas entre el promedio ponderado del número de acciones en circulación en el período. Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, la Compañía no tiene instrumentos financieros con efecto diluyente, por lo que la utilidad básica y diluida por acción es la misma.

Utilidad Neta por Acción

(x)

Transacciones en moneda extranjera se consideran aquellas que se efectúan en una moneda diferente a la moneda funcional. Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional usando los tipos de cambio vigentes a las fechas de las transacciones.

Transacciones y Saldos en Moneda Extranjera

Las ganancias o pérdidas por diferencias en cambio que resulten del pago de tales transacciones y de la conversión a los tipos de cambio al cierre del ejercicio de activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera, se reconocen en el estado de resultados integrales.

(y) Las siguientes normas e interpretación han sido publicadas con aplicación para períodos que comienzan con posterioridad a la fecha de presentación de estos estados financieros y que son aplicables a la Compañía:

Nuevos Pronunciamientos Contables

• NIIF 9 “Instrumentos Financieros”, modifica el tratamiento y clasificación de los

activos financieros establecidos en ala NIC 39 “Instrumentos Financieros, Medición y Valuación”. Efectiva para períodos anuales que comienzan o después del 1 de enero del 2015.

• NIIF 13 "Medición a valor razonable", establece nuevos requisitos para la medición

del valor razonable, mejora la coherencia de los estándares internacionales y reduce la complejidad al proporcionar una definición del valor razonable y una fuente para su medición, así como los requisitos de revelación para su uso a través de las NIIF. Efectivo para períodos anuales que comienzan o después del 1 de enero del 2013.

• Como consecuencia de las nuevas normas: NIIF 10, 11, 12 y 13, el IASB emitió

también modificaciones a la NIC 27 “Estados financieros e inversiones en asociadas” y NIC 28 “Negocios Conjuntos”. Efectivo para períodos anuales que comienzan o después del 1 de enero del 2013.

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Enmiendas a las NIIF: Se han publicado las siguientes enmiendas: • NIC 1 - Presentación de elementos a otros resultados integrados • NIC 32 - Compensación de activos y pasivos financieros • NIIF - Mejoras anuales a las NIIF ciclo 2009-2011 (NIC 16, NIC 32 y NIC 12)

La Gerencia de la Compañía se encuentra evaluando el impacto, en caso de existir alguno, de la adopción de estas modificaciones y nuevas Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas que aún no son efectivas a la fecha de los estados financieros.

(5) Las actividades de la Compañía la exponen a una variedad de riesgos financieros cuyos efectos son permanentemente evaluados por la Gerencia de la Compañía, a efectos de minimizarlos. Los riesgos financieros son riesgo de mercado (incluye el riesgo de tipo de cambio, riesgo de precio, riesgo de tasa de interés), riesgo de crédito y riesgo de liquidez.

Administración de Riesgos Financieros

La gestión de riesgos es llevada a cabo por la Gerencia bajo políticas aprobadas por el Directorio de la Compañía. La Gerencia identifica, evalúa y decide, de ser conveniente, la contratación de coberturas para los riesgos financieros basada en los lineamientos del Directorio:

(a) Riesgo de Mercado

(i) Riesgo de Tipo de Cambio

Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, la Compañía tiene una porción no significativa de activos y pasivos expresados en nuevos soles, por consiguiente, su exposición a fluctuaciones en el tipo de cambio no es significativa. Al 31 de diciembre de 2012 los tipos de cambio promedio ponderado del mercado fueron de US$ 0.3920 por S/. 1.00 para la venta y US$ 0.3923 para la compra (US$ 0.3708 por S/. 1.00 para la venta y US$ 0.3711 por S/. 1.00 para la compra al 31 de diciembre de 2011).

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Los saldos en miles de nuevos soles (S/.) al 31 de diciembre se resumen como sigue:

En miles de S/. 2012

2011

Activos Efectivo y equivalente de efectivo 86,433 43,623 Cuentas por cobrar comerciales 55,423 35,151 Pagos a cuenta del Impuesto a las Ganancias 17,542 8,998 Crédito fiscal por IGV 1,696 25,762 Cuentas por cobrar a entidades vinculadas 6,139 2,257 Otras cuentas por cobrar 1,141 3,711 -------------- --------------

168,374 119,502 Pasivos Cuentas por pagar comerciales ( 30,582) ( 24,749) Cuentas por pagar diversas ( 10,583) ( 29,925) -------------- -------------- ( 41,165) ( 54,674) -------------- -------------- Posición activa, neta 127,209 64,828 ======== ========

Al 31 de diciembre 2012, si el Dólar estadounidense se hubiera revaluado/devaluado en 5% en relación con el Nuevo Sol, con todas las otras variables constantes, la utilidad neta del año habría sido mayor/menor en miles de US$ 2,495 (mayor/menor en miles de US$ 1,297 en 2011). La Gerencia considera que el riesgo de cambio no originará un impacto significativamente desfavorable en los resultados de la Compañía, por lo que su política es la de asumir el riesgo de cualquier fluctuación en los tipos de cambio del Nuevo Sol con los resultados de sus operaciones. En este sentido, la Gerencia considera innecesario cubrir a la Compañía por el riesgo de cambio con instrumentos financieros derivados.

(ii) Riesgo de Tasa de Interés La exposición de la Compañía a este riesgo se da por cambio en las tasas de interés, básicamente por sus obligaciones financieras. La Compañía minimiza este riesgo manteniendo sus obligaciones financieras principalmente a tasas de interés fijas. Adicionalmente, la Compañía, ha contratado instrumentos financieros derivados con un banco del exterior para cubrir el riesgo de fluctuaciones en la tasa LIBOR asociada a los préstamos que contrató para financiar la construcción de sus Centrales Termoeléctricas (Kallpa I y Kallpa II) por montos de referencia ascendentes a miles de US$ 51,000 y miles de US$ 67,500, y con los mismos vencimientos que las obligaciones a largo plazo (nota 14).

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Exposiciones a la tasa de interés por activos y pasivos financieros son las siguientes: En miles de US$

2012 Tasa fija Tasa variable

Sin-intereses

Total

Tasa de interés promedio

ponderado(%) Activo Financiero: Cuentas por cobrar

comerciales y otras - - 44,386 44,386 n.a. Pasivo Financiero: Cuentas por pagar comerciales

y otras - - 46,413 46,413 n.a. Préstamos que devengan

intereses (*) 304,348 98,842 - 403,190 7.43% En miles de US$

2011 Tasa fija Tasa variable

Sin-intereses

Total

Tasa de interés promedio

ponderado (%) Activo Financiero: Cuentas por cobrar

comerciales y otras - - 26,094 26,094 n.a. Pasivo Financiero: Cuentas por pagar comerciales

y otras - - 43,080 43,080 n.a. Préstamos que devengan

intereses (*) 324,127 45,462 - 369,589 7.70%

(*) Considera el efecto de los “swaps” de tasa de interés.

El efecto de una variación de 100 puntos básicos en la tasa LIBOR, manteniendo constantes todas las demás variables, sería de un mayor costo de miles de US$ 965 por un aumento de tasa y un menor costo de miles de US$ 950 por una disminución de tasa.

Los intereses relacionados con el financiamiento de la construcción del Ciclo Combinado (Kallpa IV) se capitalizaron hasta agosto de 2012, fecha en que el Ciclo Combinado comenzó a operaciones. Los intereses capitalizados durante el año 2012 ascienden miles de US$ US$ 7,107 (miles de US$ 14,624 en el 2011).

(iii) Riesgos de precios El precio del gas natural, principal insumo para la generación de energía, está regulado y la Gerencia de la Compañía ha decidido aceptar el riesgo de precios, por lo que no ha efectuado operaciones de cobertura.

(b) Concentración y Riesgos de Crédito Los activos de la Compañía que se encuentran potencialmente expuestos a

concentraciones significativas de riesgo crediticio, corresponden a depósitos en bancos, y cuentas por cobrar presentados en el estado de situación financiera. La Compañía mantiene cuentas bancarias y swaps en diversas instituciones financieras locales, las cuales tiene un riesgo de crédito A+. Asimismo, la Compañía cuenta con pocos clientes, los cuales se encuentran regulados y son de prestigio en el mercado local. Para los clientes de energía, el riesgo de crédito es evaluado antes de firmar el contrato de suministro de electricidad y durante su vigencia. Como se indica en la nota 7, el nivel de morosidad de cuentas por cobrar es considerado bajo por la Gerencia.

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(c) Riesgos de Liquidez La liquidez se controla a través del calce de los vencimientos de sus activos y pasivos,

de mantener una adecuada cantidad de fuentes de financiamiento y de la obtención de líneas de crédito que le permiten desarrollar sus actividades normalmente. La Compañía tiene un nivel apropiado de recursos y mantiene líneas de financiamiento con entidades bancarias. En consecuencia, en opinión de la Gerencia no existe riesgo significativo de liquidez de la Compañía al 31 de diciembre de 2012 y de 2011.

A continuación se presenta un análisis de los pasivos financieros de la Compañía

clasificados según sus vencimientos, considerando su vencimiento desde la fecha del estado de situación financiera hasta su vencimiento contractual. Los montos expuestos corresponden a los flujos de efectivo contractuales no descontados:

En miles de US$ 2012 2011 Estructura de vencimientos (*)

Préstamos que devengan intereses

Swaps de tasas de interés

Préstamos que devengan intereses

Swaps de tasas de interés

Menos de 1 año y no a la vista 112,567 2,579 84,662 3,592 1 a 2 años 66,717 1,613 55,599 2,355 2 a 3 años 68,225 565 56,878 1,394 3 a 4 años 68,322 - 58,754 445 4 a 5 años 62,807 - 57,214 - Mayor a 5 años 212,369 - 250,625 - -------------- ------------- -------------- ------------- Total 591,007 4,757 563,732 7,786 ======== ======== ======== ======== (*) No incluye tributos.

(d) Administración del Riesgo de Capital

El objetivo principal de la administración de capital de la Compañía es asegurar que ésta mantenga una sólida calificación crediticia y sólidos ratios de capital con la finalidad de respaldar su negocio y maximizar el valor para el accionista. La Compañía administra su estructura de capital y le realiza ajustes, a la luz de cambios en las condiciones económicas. En circunstancias especiales, la Compañía brinda garantías contingentes en la forma de respaldo crediticio por parte de las matrices para negocios principales cuando sean solicitados.

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En miles de US$ 2012

2011

Préstamos bancarios 1,224 - Cuentas por pagar comerciales 30,614 25,616 Otras cuentas por pagar 15,799 17,464 Obligaciones financieras 403,190 369,589 Instrumentos financieros derivados 4,757 7,786 ------------- ------------- Total deuda 455,584 420,455 Efectivo y equivalente de efectivo ( 46,564) ( 16,495) ------------- ------------- Total deuda neta (A) 409,020 403,960 ------------- ------------- Patrimonio (B) 194,698 163,006 ======== ======== Ratio de apalancamiento (A / B) (Veces) 2.10 2.48 ======== ======== Las líneas de crédito utilizadas son básicamente de largo plazo e incluyen acuerdos financieros que deben ser cumplidos con la finalidad de distribuir el exceso de efectivo a los accionistas. La Compañía tiene un endeudamiento prudente y puede continuar incrementando parte de la deuda en el futuro hasta 3 veces (nota 14). La deuda podría ser tomada para la posterior ampliación de la Compañía.

(e) Valor Razonable de Instrumentos Financieros La Gerencia estima que los valores en libros de los instrumentos financieros de la Compañía (activos y pasivos corrientes) al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 no difieren significativamente de sus valores razonables debido a su vencimiento en el corto plazo.

En el caso de las deudas a largo plazo, la Gerencia considera que el valor en libros es similar a su valor razonable debido a que devenga intereses que no difieren significativamente de las tasas de interés de mercado que se encuentran disponibles para la Compañía para instrumentos financieros similares.

Para calcular el valor razonable de los diferentes instrumentos financieros derivados, la Compañía utiliza para su valoración el descuento de los flujos de caja esperados y modelos de valoración generalmente aceptados, basándose en las condiciones de mercado tanto de contado como de futuros a la fecha de cierre del ejercicio.

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(6) Comprende lo siguiente: Efectivo y Equivalente de Efectivo

En miles de US$ 2012 2011

Fondos fijos 4 3 Cuentas corrientes (a) 26,791 16,492 Depósitos a plazo (b) 19,769 - ------------- ------------- 46,564 16,495 ======== ========

(a) La Compañía mantiene sus cuentas corrientes en diversas entidades financieras locales

y los fondos son de libre disponibilidad. Al 31 de diciembre de 2012 los cuentes corrientes en el Citibank devengan intereses a tasas vigentes de mercado entre 0.05% y 0.8% en Dólares estadounidenses y entre 1.2% y 3.5% en Nuevos Soles.

(b) Al 31 de diciembre de 2012, la Compañía mantiene depósitos a plazo en entidades financieras locales con vencimientos el 2 de enero de 2013 y generan intereses a una tasa anual de 4.10% en Nuevos Soles y 1.55% en Dólares Estadounidenses.

De acuerdo con la información que suministra Apoyo & Asociados S.A.C. la calidad de las instituciones financieras en las que se deposita el efectivo de la Compañía se discrimina como sigue:


Clasificación A + 299 162 Clasificación A 46,261 16,330 ------------- ------------- 46,560 16,492 ======== ========

(7)

Comprende lo siguiente: Cuentas por Cobrar Comerciales


Facturas por cobrar:

Clientes COES 250 385 Clientes Distribuidoras con Contrato 16,675 10,816 Clientes libres 18,894 11,509 Otros - 221 ------------- ------------- 35,819 22,931 Menos estimación para cuentas de cobranza dudosa ( 566) ( 566) -------------

35,253 -------------

22,365 ======== ========

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(a) Las cuentas por cobrar están denominadas en dólares estadounidenses (clientes con

contrato) y nuevos soles (clientes COES y distribuidoras con contrato), tienen vencimiento corriente y no generan intereses, excepto en caso de atraso en el pago. El saldo de las cuentas por cobrar al 31 de diciembre de 2012 corresponde aproximadamente a 29 clientes libres y regulados (35 clientes al 31 de diciembre de 2011).

(b) Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, las cuentas por cobrar comerciales vencidas

(más de 360 días) representan el 1% del total del saldo de las cuentas por cobrar comerciales y corresponden principalmente a cuentas por cobrar con clientes libre.

(c) La clasificación por deudor es como sigue:


Grupo 1 - 135 Grupo 2 35,819 22,796 ------------- ------------- 35,819 22,931 ======== ======== Grupo 1: clientes nuevos (menos de 6 meses como cliente). Grupo 2: clientes existentes (más de 6 meses) sin incumplimientos en el pasado.

(8)

Comprende lo siguiente: Cuentas por Cobrar a Entidades Vinculadas


Cerro del Águila S.A.

6,907

2,470 Otras relacionadas 13 10 ------------- ------------- Total 6,920 2,480 ======== ======== Al 31 de diciembre de 2012 la cuenta por cobrar a Cerro del Águila S.A. corresponde a préstamos por miles de US$ 2,666, servicios de gerenciamiento por miles de US$ 2,478 (nota 23) y al reembolso de gastos por miles de US$ 1,763. Los préstamos son de vencimiento corriente y no devengan intereses. Los ingresos por servicios de gerenciamiento en el año 2012 ascienden a miles de US$ 2,100 y se muestran en el rubro de Otros ingresos en el estado de resultados integrales.

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(9)

Comprende lo siguiente: Impuestos y Gastos Pagados por Anticipado


Crédito Fiscal por IGV

663

9,558 Pagos a cuenta de Impuesto a las Ganancias 6,882 3,339 Seguros pagados por anticipado 2,450 672 Otros 43 17 ------------- ------------- Total 10,038 13,586 ======== ======== Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 el Crédito Fiscal por IGV incluye principalmente el IGV pagado por la Compañía en las adquisiciones de bienes y servicios en curso normal de sus operaciones y será recuperado con el impuesto que resulte de sus ventas futuras.

(10) Comprende lo siguiente: Inventarios


Repuestos mecánicos 8,031 2,965 Repuestos eléctricos 1,723 1,235 Otros suministros 834 163 ------------- ------------- 10,588 4,363 ======== ========

Los Repuestos mecánicos corresponden a piezas de recambio que son utilizadas en el mantenimiento rutinario de las turbinas termoeléctricas Kallpa I, Kallpa II, Kallpa III y Ciclo Combinado y que permiten el adecuado funcionamiento de las mismas hasta el momento en el cual le corresponden sus mantenimientos mayores. En opinión de la Gerencia, no es necesario constituir una provisión para obsolescencia de repuestos al 31 de diciembre de 2012 y de 2011.

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(11) Comprende lo siguiente: Propiedad, Planta y Equipo

Año 2012:

En miles de US$ Saldos al Retiros o Trans- Saldos al Clase de activo 01.01.2012 Adiciones ventas ferencias 31.12.2012 Costo: Terrenos 621 - - - 621 Edificios y otras construcciones 36,723 1,791 ( 123) 89,927 128,318 Maquinaria y equipo 238,340 4,865 ( 5,323) 265,968 503,850 Unidades de transporte 723 253 ( 38) - 938 Muebles y enseres 238 33 - 16 287 Equipos diversos y de cómputo 1,400 667 ( 31) 59 2,095 Unidades de reemplazo 5,562 16,861 - ( 18,165) 4,258 Unidades por recibir 40 - - ( 40) - Obras en curso 298,202 40,725 ( 1,139) ( 337,765) 23 ------------ ----------- ----------- ------------ ------------ 581,849 65,195 ( 6,654) - 640,390 ------------ ====== ======= ======= ------------ Depreciación acumulada: Edificios y otras construcciones ( 2,748) ( 1,936) 51 - ( 4,633) Maquinaria y equipo ( 50,480) ( 29,820) 1,752 - ( 78,548) Unidades de transporte ( 437) ( 151) 33 - ( 555) Muebles y enseres ( 79) ( 26) - - ( 105) Equipos diversos y de cómputo ( 454) ( 199) 30 - ( 623) ------------ ----------- ----------- ------------ ------------ ( 54,198) ( 32,132) 1,866 - ( 84,464) ------------ ====== ======= ======= ------------ Costo neto 527,651 555,926 ======= =======

Año 2011:

En miles de US$ Saldos al Retiros o Trans- Saldos al Clase de activo 01.01.2011 Adiciones ventas ferencias 31.12.2011 Costo: Terrenos 621 - - - 621 Edificios y otras construcciones 36,723 - - - 36,723 Maquinaria y equipo 208,365 - - 29,975 238,340 Unidades de transporte 663 86 ( 26) - 723 Muebles y enseres 212 26 - - 238 Equipos diversos y de cómputo 983 406 ( 4) 15 1,400 Unidades de reemplazo 3,456 18,748 - ( 16,642) 5,562 Unidades por recibir 15 40 - ( 15) 40 Obras en curso 99,787 211,935 - ( 13,520) 298,202 ------------ ----------- ----------- ------------ ------------ 350,825 231,241 ( 30) ( 187) 581,849 ======= ====== ======= ======= ======= Depreciación acumulada: Edificios y otras construcciones ( 1,798) ( 950) - - ( 2,748) Maquinaria y equipo ( 28,260) (22,220) - - ( 50,480) Unidades de transporte ( 333) ( 125) 21 - ( 437) Muebles y enseres ( 57) ( 22) - - ( 79) Equipos diversos y de cómputo ( 329) ( 128) 3 - ( 454) ------------ ----------- ----------- ------------ ------------ ( 30,777) (23,445) 24 - ( 54,198) ======= ====== ======= ======= ======= Costo neto 320,048 527,651 ======= =======

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(a) El rubro propiedades, planta y equipo incluye intereses activados por estar vinculados a

la construcción de activos calificados, según los criterios indicados en la nota 4(i). Durante los ejercicios 2012 y 2011 se han capitalizado intereses y otros costos por un total de aproximadamente miles de US$ 7,107 y miles de US$ 14,624, respectivamente.

(b) El rubros Edificios y otras construcciones y Maquinaria y equipo incluyen desde agosto

de 2012, la activación del proyecto Kallpa IV por miles de US$ 336,699; cuya fecha de inicio de operación comercial fue el 8 de agosto de 2012.

(c) La Compañía suscribió en setiembre de 2009 un Contrato Llave en Mano “Turnkey,

Engineering, Procurement and Construction Contract for Combined Cycle Conversion of the Operating Simple Cycle Chilca Power Plant.” celebrado con POSCO Engineering & Construction Co. Ltd. (en adelante “POSCO”). En virtud del mencionado contrato, POSCO se compromete a prestar todos los servicios necesarios para el diseño, ingeniería, adquisiciones, construcción, pruebas y puesta en marcha de la conversión de ciclo simple a Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Kallpa. Luego del inicio de operación comercial, POSCO entrega a la Compañía, una carta fianza por el equivalente al 5% del costo total del contrato EPC por concepto de Garantía por el lapso de 12 meses.

Al 31 de diciembre de 2012 la Compañía tiene a su favor una carta fianza por miles US$ 27,068 con vencimiento 31 de diciembre de 2013 por la garantía de POSCO.

(d) Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, y con el fin de garantizar el cumplimiento de las obligaciones estipuladas en el Contrato Marco de Garantías, en respecto a los proyectos Kallpa I, II, III y Ciclo Combinado (Kallpa IV), se encuentra en dominio fiduciario los repuestos menores y mayores de la turbina (registrados en el rubro de Inventarios y Propiedad, planta y equipo, respectivamente), el terreno de la Central Térmica de Chilca y la porción de las edificaciones del proyecto Kallpa I que fueron financiadas por la Compañía. Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 el costo total de los activos fideicometidos, sin considerar depreciación, registrado en libros asciende a miles de US$ 8,907.

(e) El rubro maquinaria y equipo incluye componentes significativos que corresponden a

piezas que se reemplazan en los mantenimientos mayores del grupo turbo generador. La Gerencia deprecia estos componentes según sus vidas útiles estimadas las cuales van desde 1 año y 1 mes hasta los 13 años y 1 mes.

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(f) La distribución de la depreciación fue como sigue:


Costos de generación 31,759 23,278 Gastos de administración 356 174 Provisión por desmantelamiento - ( 41) Obras en curso 17 34 ------------- ------------- 32,132 23,445 ======== ========

(g) El rubro de Propiedad, planta y equipo incluye los siguientes activos fijos adquiridos a

través de contratos de arrendamiento financiero, netos de su depreciación acumulada:


Edificios y otras construcciones 27,118 28,612 Maquinaria y equipo 119,713 153,739 ------------- ------------- 146,831 182,351 ======== ========

(h) Al 31 de diciembre de 2012 la Compañía mantiene seguros sobre sus principales activos

por miles de US$ 526,000. En opinión de la Gerencia, su política de seguros es consistente con la práctica internacional en la industria y el riesgo de eventuales pérdidas por siniestros considerados en la póliza de seguros es razonable considerando el tipo de activos que posee la Compañía.

(i) Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 la Gerencia opina que no hay situaciones que indiquen o evidencien que existe un deterioro en el valor neto de la Propiedad, maquinaria y equipo.

(j) Al 31 diciembre de 2012 la Compañía no tiene ningún compromiso de compra de bienes

del activo fijo para el 2013 y años futuros.

(12) Comprende lo siguiente: Cuentas por Pagar Comerciales


Compra de energía y peajes de transmisión 7,892 6,789 Suministros y transporte 7,631 7,356 Contrato de mantenimiento con Siemens S.A. 10,336 8,098 Otros 4,755 3,373 ------------- ------------- 30,614 25,616 ======== ========

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Estas obligaciones tienen vencimientos corrientes y sólo generan intereses ante un atraso en la fecha de pago. Asimismo, no se han otorgado garantías específicas por estas obligaciones.

(13)

Comprende lo siguiente: Cuentas por Pagar Diversas


Pasivo por desmantelamiento 5,297 574 Provisión de servicios recibidos y no facturados del ciclo combinado

3,156

-

Impuesto a las ganancias por pagar, neto de pagos a cuenta 1,825 8,143 Intereses por pagar 1,828 1,827 Provisiones diversas 912 3,460 Participación de los trabajadores 268 1,098 Otras 2,513 2,362 ------------- ------------- 15,799 17,464 Menos porción no corriente ( 5,297) ( 574) ------------- ------------- 10,502 16,890 ======== ======== La provisión para el pasivo por desmantelamiento corresponde a Kallpa I, II, III y IV (Ciclo Combinado) y ha sido determinado tomando en consideración todos los costos necesarios para desmantelar y rehabilitar el terreno donde actualmente se encuentra la planta. El valor futuro, sin considerar el efecto de la inflación, asciende a miles de US$ 18,148 y ha sido descontado a 30 años utilizando una tasa anual de 4.32%. Al 31 de diciembre de 2012 el movimiento de la provisión para el pasivo por desmantelamiento es el siguiente:


Saldo al 1 de enero 574 533 Adiciones con cargo a Propiedad, Planta y Equipo 4,641 - Actualización del valor presente 82 41 ------------- ------------- Saldo al 31 de diciembre 5,297 574 ======== ========

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(14) Comprende lo siguiente: Obligaciones Financieras a Largo Plazo

En miles de US$

Saldos pendientes de pago

Total Corriente No Corriente Nombre del acreedor Tasa de Interés anual Vencimiento 2012 2011 2012 2011 2012

2011

Proyecto Kallpa I Préstamos sindicados por arrendamiento financiero: - Banco de Crédito del Perú LIBOR + 3.00% Marzo 2016 6,294 7,658 1,650 1,364 4,644 6,294 - Citileasing LIBOR + 3.00% Marzo 2016 2,197 2,673 576 476 1,621 2,197 - Citibank del Perú: Leasing LIBOR + 3.00% Marzo 2016 13,512 16,441 3,542 2,929 9,970 13,512 - Citibank del Perú: Retro- arrendamiento Financiero LIBOR + 3.00% Marzo 2016 4,394 5,346 1,152 952 3,242 4,394 Proyecto Kallpa II Banco de Crédito del Perú LIBOR + 2.05% Diciembre 2017 47,865 54,128 6,325 6,264 41,540 47,864 Proyecto Kallpa III Scotiabank Perú 7.57% Julio 2018 58,957 65,881 6,997 6,923 51,960 58,958 Proyecto Kallpa IV (a) Emisión de Bonos 8.50% Mayo 2022 171,129 172,000 5,050 - 166,079 172,000 Préstamo Sindicado LIBOR + 5.50% Octubre 2019 98,842 45,462 12,495 - 86,347 45,462 ----------- ---------- ---------- ---------- ---------- ---------- 403,190 369,589 37,787 18,908 365,403 350,681 ====== ====== ====== ====== ====== ======

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Todos los préstamos han sido obtenidos en dólares estadounidenses.

(a) En el mes de noviembre de 2009, la Compañía suscribió un contrato de crédito

sindicado internacional y paralelamente emitió bonos en el mercado de capitales peruano con el fin de financiar la conversión a ciclo combinado (Kallpa IV) de su central termoeléctrica existente. El crédito sindicado internacional fue suscrito por the Bank of Nova Scotia, el Banco de Crédito del Perú y la Deutsche Investitions- und Entwicklungsgesellschaft mbH con el fin de otorgar a la Compañía hasta miles de US$ 104,551, mientras que los bonos fueron suscritos por inversionistas institucionales con el fin otorgar a la Compañía miles de US$ 172,000. Ambas fuentes de financiamiento suman hasta miles de US$ 276,551 equivalente al 70% del costo total estimado del proyecto de conversión a ciclo combinado. El 30% restante fue aportado por IC Power Holdings y Energía del Pacífico S.A., accionistas de la Compañía. El monto total de desembolsos del contrato de crédito sindicado asciende a miles US$ 102,425, mientras se recibió miles de US$ 172,000 de los Bonos.

(b) Las principales obligaciones asumidas por la Compañía en virtud de los mencionados

contratos de financiamiento es mantener, al cierre de cada trimestre, los siguientes indicadores:

• Cobertura de tasa de interés para los proyectos Kallpa I y Kallpa II: Contratar

coberturas de tasa de interés, a efectos de protegerse de la eventual variación de la tasa LIBOR que cubra: (i) por lo menos 33.33% de las cuotas pendientes en todo momento; (ii) por lo menos 50% de las cuotas pendientes si en cualquier momento (y durante el periodo en el cual) la tasa LIBOR a un mes sea 4.75% o mayor; y (iii) por lo menos 66.66% de las cuotas pendientes si en cualquier momento (y durante el periodo en el cual) la tasa LIBOR a un mes sea 5.75% o más.

• Actualmente la Compañía mantiene dos contratos de intercambio de tasas de

intereses (swap) por miles de US$ 51,000 y miles de US$ 67,500 celebrados con el Citibank de Nueva York; montos que equivalen al 99% del total de la deuda correspondiente al proyecto Kallpa I y al 100% del total de la deuda correspondiente al proyecto Kallpa II, respectivamente.

• Mantener un índice de apalancamiento, para los cuatro trimestres que hubieran

terminado, no mayor de 3.50 veces hasta diciembre del año 2010, 3.25 veces hasta el inicio de operaciones comerciales del Proyecto Kallpa IV y 3.00 veces en adelante. Al 31 de diciembre de 2012 el índice de apalancamiento es de 2.10 veces (2.48 veces al 31 de diciembre de 2011).

• Mantener un índice de cobertura de servicio de deuda determinado en cada fecha

de cálculo para los cuatro trimestres que hubieran terminado mayor a 1.20 veces. Al 31 de diciembre de 2012 el índice de cobertura es de 1.49 veces (1.51 veces al 31 de diciembre de 2011).

• Cumplir con todas las obligaciones legales (leyes, regulaciones, permisos,

autorizaciones, etc.) a la que estaría sujeta una empresa en marcha en Perú, así como los permisos específicos de la industria. Obtener y mantener todos los

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permisos; cumplir con todos los requerimientos de información y otros documentos legales con el fin de preservar los derechos de la Compañía y de los bancos prestamistas.

Si la Compañía no cumple con cualquier obligación (financiera o legal), se restringirá el pago de dividendos siguiendo el procedimiento establecido como "Eventos de Incumplimiento".

En ese sentido y con el fin de garantizar las obligaciones antes mencionadas, la Compañía constituyó a favor de los bancos un patrimonio fideicometido y transfirió en dominio fiduciario los activos de la Compañía (repuestos y edificaciones autofinanciadas del proyecto Kallpa I) y la cobranza futura de sus clientes libres (nota 11(e)). En opinión de la Gerencia, estas obligaciones no limitan ni afectan las operaciones de la Compañía y se vienen cumpliendo satisfactoriamente.

(c) Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, el calendario de amortización de la porción no

corriente de la deuda a largo plazo es como sigue:


2013 - 31,353 2014 42,261 35,078 2015 46,617 39,326 2016 en adelante 276,525 244,924 ------------- ------------- 365,403 350,681 ======== ========

(15) Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, el rubro está conformado por dos contratos "swap" de tasa de interés con el Citibank N.A., New York, designados como cobertura de flujo de efectivo y que están registrados a su valor razonable. El detalle es como sigue:

Instrumentos Financieros Derivados

Monto referencial original Diferencial por pagar

en miles de en miles de US$ Contraparte US$ Vencimiento Recibe variable a Paga fija a 2012 2011

Citibank N.A. New York 51,000 30/09/13 LIBOR + 3.00% 5.325 % 634 2,049 Citibank N.A. New York 67,500 31/05/15 LIBOR + 2.05% 4.500 % 4,123 5,737 ---------- ---------- 4,757 7,786 Menos Porción corriente ( 2,579) ( 3,592) ---------- ---------- Porción no corriente 2,178 4,194 ====== ======

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Estos derivados se han firmado en cumplimiento del contrato operativo firmado entre Kallpa Generación S.A., Citibank del Perú S.A., Citileasing S.A. y el Banco de Crédito del Perú, por el proyecto Kallpa I y en cumplimiento del contrato de arrendamiento financiero firmado entre Kallpa Generación S.A. y el Banco de Crédito del Perú por el proyecto Kallpa II. La Compañía paga o recibe mensualmente (en cada fecha de pago de interés del préstamo) la diferencia entre la tasa LIBOR de mercado aplicable al préstamo en dicho periodo y la tasa fija pactada en los contratos de cobertura. Los flujos efectivamente recibidos o pagados por la Compañía se reconocen como ganancia o pérdida del período. En el ejercicio de 2012, la Compañía ha reconocido un gasto por éstos instrumentos financieros derivados ascendente a miles de US$ 3,744 (gasto de miles de US$ 4,271 en el año 2011), cuyos importes se han hecho efectivos durante 2012 y 2011, respectivamente, y se muestran en el rubro de Gastos financieros en el estados de resultados integrales. Las variaciones en el valor razonable del activo (pasivo) por instrumentos financieros derivados, neto de un efecto tributario, son reconocidas por la Compañía afectando el patrimonio. Al 31 de diciembre de 2012, se ha reconocido en el rubro "Otras reservas de patrimonio", del estado de cambios en el patrimonio, una variación acumulada en el valor razonable neto de un efecto tributario, de miles de US$ 2,851 (miles de US$ 4,971 al 31 de diciembre de 2011).

(16) Los componentes del activo y pasivo diferido registrados son los siguientes: Pasivo por impuesto a las ganancias diferidas, neto

En miles de US$ 2011

2012

Adiciones / Recuperos Saldo Resultados Saldo Resultados Saldo

Adiciones / Recuperos

inicial del ejercicio Patrimonio final del ejercicio Patrimonio final Activo diferido

Provisiones diversas 908 ( 169) - 739 459 - 1,198 Pérdida no realizada del swap 2,592 - ( 462) 2,130 - ( 908) 1,222 Pérdida en swap 206 - - 206 - - 206 --------- ------------ ----------- --------- ------------ ----------- --------- 3,706 ( 169) ( 462) 3,075 459 ( 908) 2,626 --------- ------------ ----------- --------- ------------ ----------- --------- Pasivo diferido Diferencia de cambio 988 1,691 - 2,679 3,248 - 5,927 Mayor depreciación tributaria por activos en leasing

( 3,681)

( 897)

-

( 4,578)

( 1,187)

( 5,765)

Intereses y gastos pre operativos ( 4,385) 178 - ( 4,207) ( 10,791) - (14,998) --------- ------------ ----------- --------- ------------ ----------- --------- ( 7,078) 972 - ( 6,106) ( 8,730) - (14,836) --------- ------------ ----------- --------- ------------ ----------- --------- Efecto neto ( 3,372) 803 ( 462) ( 3,031) ( 8,271) ( 908) (12,210) ===== ======= ====== ===== ====== ====== =====

. 38 .



El ingreso (gasto) por el impuesto a las ganancias mostrado en el estado de resultados integrales por los ejercicios 2012 y 2011 se compone de la siguiente manera:


Corriente ( 1,825) ( 8,339) Diferido ( 8,271) 803 ------------- ------------- ( 10,096) ( 7,536) ======== ========

A continuación se presenta la reconciliación de la tasa efectiva del impuesto a las ganancias al 31 de diciembre de 2012 y de 2011 con la tasa tributaria: 2012

2011 En miles de US$ %

En miles de US$

%

Utilidad antes del impuesto a las ganancias 43,914 100.00 28,178 100.00

------------ ----------- ------------ ----------- Gasto teórico 13,174 30.00 8,453 30.00 Efecto de ingresos no afectos y gastos no deducibles Donaciones no deducibles 122 0.27 82 0.29 Diferencia por efectos de traslación de la base imponible ( 5,192) ( 11.82) 1,834 6.50 Partidas permanentes, neto 1,992 4.54 ( 2,833) ( 10.05) ------------ ------------ ------------ ------------ Gasto por impuesto a las ganancias 10,096 22.99 7,536 26.74 ======= ======= ======= =======

(17)

(a) Patrimonio

Al 31 de diciembre de 2012 el capital social está representado por 212,985,033 acciones comunes (225,001,449 acciones comunes al 31 de diciembre de 2011), íntegramente suscritas y totalmente pagadas, cuyo valor nominal es de un Nuevo Sol cada una (equivalente aproximadamente a US$ 0.333) .

Capital emitido

Al 31 de diciembre de 2012, la composición del accionariado que participa del capital social de la Compañía está conformada como sigue:

Accionistas Número de acciones

%

IC Power Holdings (Kallpa) Limited 159,525,789 74.90 Energía del Pacífico S.A. 53,459,244 25.10 ---------------- ------------ 212,985,033 100.00 ========= =======

. 39 .



En Junta General de Accionistas de fecha 23 de mayo de 2012 se realizó la reducción de capital, derivado de la escisión por segregación de bloque patrimonial, por los siguientes conceptos: • Reducción de capital derivada de la escisión por segregación de bloque patrimonial

de IC Power Holdings ascendente a miles de S/. 9,000 (equivalente a miles de US$ 3,180).

• Reducción de capital derivado de la escisión por segregación de bloque patrimonial de Energía del Pacífico ascendente a miles de S/. 3,016 (equivalente a miles de US$ 1,066).

(b)

Corresponde sustancialmente a la diferencia entre el valor nominal de la emisión de acciones a favor del accionista minoritario (Quimpac) y el valor total del aporte de capital.

Prima de emisión

(c)

Corresponde al valor razonable neto de su efecto tributario, de los contratos derivados de cobertura de flujos de efectivo que mantiene la Compañía al 31 de diciembre de 2012 y de 2011.

Otras reservas de patrimonio

(d)

De acuerdo con la Ley General de Sociedades, la reserva legal se constituye transfiriendo como mínimo 10% de la utilidad neta de cada ejercicio, después de deducir pérdidas acumuladas, hasta que alcance un monto equivalente al 20% del capital pagado. En ausencia de utilidades no distribuidas o de reservas de libre disposición, la reserva legal debe ser aplicada a compensar pérdidas, pero debe ser respuesta con las utilidades de ejercicios subsiguientes. La reserva legal puede ser capitalizada, siendo igualmente obligatoria su reposición.

Otras reservas de capital

(18)

De acuerdo con la legislación vigente, la participación de los trabajadores en las utilidades de la Compañía es del 5% de la renta neta. Esta participación es gasto deducible para propósitos del cálculo de impuesto a las ganancias.

Participación de los Trabajadores

En el año 2012, la Compañía, determinó una participación de trabajadores de miles de US$ 319 (miles de US$ 1,390 en el año 2011) que se registró con cargo a los resultados del año.

(19) (a) De acuerdo con la legislación tributaria vigente, el Impuesto a la Renta de las personas

jurídicas de los años 2012 y 2011, se calcula con una tasa del 30% sobre la utilidad neta imponible.

Aspectos Tributarios

La Compañía al calcular la materia imponible del referido tributo por el año terminado al 31 de diciembre de 2012, ha determinado un Impuesto a la Renta de miles US$ 1,825 (miles de US$ 8,143 para el año 2011).

. 40 .



(b) Los años 2009, 2010, 2011 y 2012, inclusive, se encuentran sujetos a fiscalización por las autoridades tributarias. Cualquier monto que exceda las provisiones efectuadas para cubrir obligaciones tributarias será cargado a los resultados del ejercicio en que estos se determinen. En opinión de la Gerencia y de los asesores legales de la Compañía, como resultado de posteriores fiscalizaciones, no surgirán pasivos significativos que afecten los estados financieros al 31 de diciembre de 2012.

(c) El 16 de noviembre de 2010, la Compañía suscribió con el Estado Peruano un nuevo

Convenio de Estabilidad Jurídica por el término de diez años a partir de la fecha de la suscripción. Mediante este Convenio el régimen del impuesto a la renta no será modificado durante la vigencia de éste, por lo que se aplicará a la Compañía lo dispuesto en el Texto Único Ordenado de la Ley del Impuesto a la Renta, aprobado por Decreto Supremo N° 179-2004-EF y normas modificatorias vigentes al momento de la suscripción del Convenio, incluyendo lo dispuesto en la Ley N° 27909 a partir del 1 de enero del 2011. Cabe destacar que para la suscripción de este nuevo Convenio de Estabilidad Jurídica, la Compañía renunció a los derechos que le correspondían en virtud del Convenio de Estabilidad Jurídica suscrito el 8 de setiembre de 2006.

(d) Con fecha 23 de setiembre de 2009, la Compañía solicitó la suscripción de un Contrato

de Inversión para acogerse al beneficio de recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas (IGV) por el proyecto Ciclo Combinado. Con fecha 1 de junio de 2010 se suscribió con la Agencia de Promoción de la Inversión Privada – PROINVERSION y el Ministerio de Energía y Minas el mencionado Contrato de Inversión, por el cual la Compañía se comprometió a realizar inversiones por un monto total de miles de US$ 286,369. El 7 de diciembre de 2010 se publicó en el Diario Oficial “El Peruano” la Resolución Suprema N° 077-2010-EM en virtud de la cual se aprueba a la Compañía como una empresa calificada para efectos del beneficio de recuperación anticipada del IGV y se establecen la lista de bienes, servicios y contratos de construcción que otorgarán este beneficio, siempre que se utilicen directamente en actividades necesarias en la ejecución del proyecto y antes del inicio de operaciones productivas. Cabe destacar que la última solicitud de recuperación anticipada del IGV se presentó el 9 de agosto de 2012 y se autorizó la devolución mediante resolución de Intendencia del 15 de agosto de 2012.

(e) Para los efectos del impuesto a la renta, impuesto general a las ventas, e impuesto

selectivo al consumo, el valor de mercado de las transacciones entre partes vinculadas se debe determinar basándose en las normas de precios de transferencia. Estas normas definen, entre otros, un ámbito de aplicación, criterios de vinculación, así como el análisis de comparabilidad, metodologías, ajustes y declaración informativa. Las normas señalan que cumpliéndose ciertas condiciones, las empresas están obligadas a contar con un Estudio Técnico que respalde el cálculo de los precios de transferencia de transacciones con empresas vinculadas. Asimismo, esta obligación rige para toda transacción realizada desde, hacia o a través de países o territorios de baja o nula imposición.

. 41 .



Al respecto, la Gerencia de la Compañía, considera que para propósitos de lo anterior se ha tomado en cuenta lo establecido en la legislación tributaria sobre precios de transferencia para las transacciones entre empresas vinculadas y aquellas realizadas desde, hacia o a través de países o territorios de baja o nula imposición, por lo que no surgirán pasivos de importancia al 31 de diciembre de 2012. Esto incluye considerar la obligación, si la hubiere, de preparar y presentar la Declaración Jurada Anual informativa de Precios de Transferencia del ejercicio fiscal 2012 en el plazo y formato que la SUNAT indicará.

(f) La distribución total o parcial de dividendos u otras formas de distribución de utilidades

que efectúen las personas jurídicas domiciliadas en Perú, se encuentra gravada con el Impuesto a la Renta con la tasa del 4.1%, salvo cuando la distribución es efectuada a favor de otra persona jurídica domiciliada en Perú.

(20) Comprende lo siguiente:

Costo de Generación


Consumo de gas natural 64,863 64,826 Peaje por transmisión y compra de energía 54,360 59,222 Transporte de gas natural 41,949 39,633 Depreciación (nota 11(g)) 31,759 23,278 Servicios prestados por terceros 5,667 3,888 Cargas diversas de gestión 2,656 1,307 Gastos de personal (nota 22) 2,458 1,500 Consumo de suministros diversos 1,633 1,583 Tributos 3,007 2,828 ------------- ------------- 208,352 198,065 ======== ========


Gastos de Administración


Gastos de personal (nota 22) 6,452 5,998 Servicios prestados por terceros 3,195 2,232 Cargas diversas de gestión 546 1,549 Depreciación (nota 11(g)) 356 174 Tributos 121 76 ------------- ------------- 10,670 10,029 ======== ========

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Gastos de Personal


Remuneraciones 7,001 5,923 Contribuciones sociales 531 427 Vacaciones 428 331 Otros 950 817 ------------- ------------- 8,910 7,498 ======== ========

El promedio de empleados del año 2012 y 2011 fue de 114 y 108, respectivamente. Los gastos de personal se encuentran distribuidos de la siguiente manera:


Gastos de administración (nota 21) 6,452 5,998 Costo de generación (nota 20) 2,458 1,500 ------------- ------------- 8,910 7,498 ======== ========

(23)

Comprende lo siguiente: Otros Ingresos (Gastos)


Otros ingresos: Enajenación de maquinaria y equipo (a) 1,166 12 Diversos (b) 4,516 7 ------------- ------------- 5,682 19 ======== ======== Otros gastos: Costo neto de enajenación de maquinaria y equipo ( 1,217) ( 6) ------------- ------------- ( 1,217) ( 6) ======== ======== a) La Enajenación de maquinaria y equipo incluye principalmente la transferencia de

propiedad de una celda de 220 kv por miles de US$ 1,129.

b) Incluye los ingresos por servicios de gerenciamiento facturados a Cerro del Águila S.A. por miles de US$ 2,100 (nota 8).

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(24)

Comprende lo siguiente: Gastos Financieros


Gastos de intereses por obligaciones financieras 15,797 8,361 Gastos por instrumentos derivados de cobertura (nota 15) 3,744 4,271 ------------- ------------- 19,541 12,632 ======== ========

(25) La utilidad básica y diluida por acción ha sido calculada dividiendo la utilidad neta del ejercicio atribuible a los accionistas, entre el promedio ponderado del número de acciones en circulación durante el ejercicio.

Utilidad Básica y Diluida por Acción

El promedio ponderado del número de acciones comunes en circulación durante el año 2012 fue de 220,392,413 (225,001,449 para el año 2,011). El cálculo de la utilidad básica y diluida por acción al 31 de diciembre de 2012 y de 2011, se presenta a continuación:

Utilidad Número Utilidad Al 31 de diciembre de 2012

(numerador) de Acciones por Acción En miles de US$ (denominador) En US$

Utilidad por acción básica y diluida de las

acciones comunes 33,818 220,392,413 0.153 ======== ========== =====

Utilidad Número Utilidad Al 31 de diciembre de 2011

(numerador) de Acciones por Acción En miles de US$ (denominador)

Utilidad por acción básica y diluida de las En US$

acciones comunes 20,642 225,001,449 0.092 ======== ========= =====

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(26)

Compromisos

(a) Contratos de Suministro de ElectricidadAl 31 de diciembre de 2012 y de 2011, la Compañía tiene 25 y 26 contratos con clientes libres respectivamente, cuyos vencimientos varían entre el año 2012 y el año 2022. La potencia en horas fuera de punta pactada en estos contratos asciende en total a 467 MW al 31 de diciembre de 2012 (383 MW al 31 de diciembre de 2011). Por el lado de las empresas de distribución, la Compañía tiene suscritos 12 contratos con 4 distribuidoras por 604 MW, vigentes al 31 de diciembre de 2012 (34 contratos con 9 distribuidoras por 340 MW al 31 de diciembre de 2011).

(b)

La Compañía tiene un Contrato de Suministro de Gas Natural con el Consorcio Camisea del Lote 88, operado por Pluspetrol Perú Corporation S.A. (Pluspetrol), suscrito en el 2006 y que vence en junio del 2022, el Contrato cuenta con tres Adendas:

Contrato de Suministro de Gas Natural Proveniente de los Yacimientos de Camisea

• Las cantidades de gas natural que los productores están obligados a poner a

disposición de la Compañía en el punto de recepción, son las siguientes:

Primera turbina de gas m3/día Cantidad diaria máxima CDM 1,200,000 Cantidad diaria contractual CDC 648,000 Segunda turbina de gas m3/día Cantidad diaria máxima CDM 1,300,000 Cantidad diaria contractual CDC 702,000 Tercera turbina de gas m3/día Cantidad diaria máxima CDM 1,300,000 Cantidad diaria contractual CDC 650,000 Ciclo combinado m3/día Cantidad diaria máxima CDM 450,000 Cantidad diaria contractual CDC 225,000

• Al tratarse de un contrato “Take or Pay”, la cantidad mínima obligatoria mensual

de gas natural que la Compañía está obligado a pagar, así no efectúe consumo alguno de gas es de 2,225,000 m3/día.

En el ejercicio 2012, el costo de suministro de gas natural comprado a Pluspetrol ascendió a miles de US$ 61,866 (miles de US$ 62,675 en el ejercicio 2011), el cual se encuentra registrado como parte del rubro Costo de generación del estado de resultados integrales.

. 45 .



(c) Servicio de Transporte Interrumpible de Gas Natural Contratos de Transporte de Gas Natural

La Compañía tiene un Contrato de Transporte Interrumpible de gas natural con Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP), el cual fue suscrito en el 2005 y que vence el 31 de diciembre del 2033, el Contrato cuenta con seis Adendas. Al 31 de diciembre de 2012, la Compañía cuenta con las siguientes cantidades de Transporte Interrumpible: Cantidad Interrumpible Máxima Diaria m3

/día

Del 14.08.2010 al 31.12.2012 610,130 Del 01.01.2013 hasta la FIPS de la Etapa I del Contrato de Transporte Firme II 1,095,130 De la FIPS de la Etapa I hasta la FIPS de la Etapa II del Contrato de Transporte Firme II 899,932 De la FIPS de la Etapa II del Contrato Firme II hasta el 31.03.2030 530,000 Del 31.03.2030 al 31.12.2033 1,301,169 FIPS: Fecha de Inicio de Prestación de Servicio, de acuerdo a las Adenda del Contrato BOOT entre TGP y el Estado, aprobado mediante Resolución Suprema N° 024-2011-EM. La Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas (DGH), declaró como Fuerza Mayor la situación de inseguridad en las obras de ampliación previstas por TGP, lo cual impide que se cumpla el cronograma de tareas. Como consecuencia las fechas que se encontraban previstas en el Contrato de Servicio de Transporte Interrumpible han perdido vigencia hasta que la DGH y TGP actualicen las nuevas fechas. Servicio de Transporte Firme de Gas Natural La Compañía tiene un Contrato de Transporte Firme de Gas Natural con TGP, suscrito en el 2007 y el cual vence el 31 de diciembre del 2033 y consiste en un pago fijo mensual que no depende del volumen de gas transportado, el Contrato cuenta con cuatro Adendas. Al 31 de diciembre de 2012, la Compañía cuenta con las siguientes cantidades de Transporte Firme: Cantidad Reservada Diaria (Contrato Firme I) m3

/día

Del 14.08.2010 al 31.03.2030 3,154,870 Del 01.04.2030 al 31.12.2033 2,948,831

La Compañía suscribió un Contrato Adicional de Transporte Firme de Gas Natural con TGP, en el marco de la Décimo Quinta Oferta Pública para la Contratación de Servicio Firme y llamado para la Contratación de Servicio Interrumpible de gas Natural, suscrito en el 2011 y el cual vence el 31 de diciembre del 2030 y consiste en un pago fijo mensual que no depende del volumen de gas transportado, el Contrato cuenta con una Adenda.

. 46 .



Al 31 de diciembre de 2012, la Compañía cuenta con las siguientes cantidades de Transporte Firme:

Cantidad Reservada Diaria (Contrato Firme II) m3

/día

De la FIPS de la Etapa I hasta la FIPS de la Etapa II del Contrato de Transporte Firme II 195,198 De la FIPS de la Etapa II del Contrato Firme II hasta el 31.03.2030 565,130 En el ejercicio 2012, el costo por estos servicios fue de miles de US$ 41,949 (miles de US$ 39,633 al 31 de diciembre de 2011) el cual se encuentra registrado como parte del rubro Costo de generación del estado de resultados integrales.

(d)

El 21 de marzo de 2006, la Compañía suscribió un contrato de servicio de largo plazo con Siemens Power Generation Inc. y Siemens Power Generation Service Company Ltd., para la adquisición de repuestos y piezas de reemplazo, así como prestación de servicios de mantenimiento programados (menores y mayores) para la Turbina I de su planta de generación termoeléctrica.

Acuerdo de Largo Plazo para la Adquisición de Piezas de Reemplazo y Prestación de Servicios de Mantenimiento para la Turbina Termoeléctrica Siemens - Westinghouse

El 4 de diciembre de 2007, la Compañía firmó una adenda al contrato anterior, igualmente para la adquisición de los respectivos repuestos y piezas de reemplazo, así como para la prestación de servicios de mantenimientos programados y no programados (menores y mayores) para la Turbina II de su planta termoeléctrica.

El 27 de junio de 2008, la Compañía firmó una adenda al contrato anterior, igualmente para la adquisición de los respectivos repuestos y piezas de reemplazo, así como para la prestación de servicios de mantenimientos programados y no programados (menores y mayores) para la Turbina III de su planta termoeléctrica.

El contrato y sus adendas, establecen diversas formas de pago; tales como, un pago inicial por repuestos y equipos especificados en el acuerdo, pagos mensuales en base a un esquema de acumulación de arranques equivalentes (ES) o de horas equivalentes de funcionamiento para las turbinas de la planta, y pagos de acuerdo al cronograma especificado por servicios de mantenimiento menores y mayores programados y no programados de las turbinas.

(e)

Con fecha 30 de setiembre de 2010 se suscribió con la empresa Gas Natural de Lima y Callao (“Cálidda”) un Acuerdo de Transacción Extrajudicial, Transferencia de Bienes, Constitución de Derechos de Servidumbre, de Ocupación, Paso y Tránsito. Con la suscripción de este documento, Kallpa transfirió en propiedad a Cálidda su ducto de uso propio que conecta su central con el ducto principal de transporte de gas natural con la finalidad que Cálidda le brinde el servicio de distribución a Kallpa. Asimismo, Kallpa se desistió de los procesos judiciales en trámite ante el Poder Judicial vinculados a la imposición a Kallpa de una tarifa de distribución de gas natural. En la misma fecha,

Acuerdo de Transacción Extrajudicial, Transferencia de Bienes, Constitución de Derechos de Servidumbre, de Ocupación, Paso y Tránsito

. 47 .



Kallpa suscribió con Cálidda un Contrato de Distribución de Gas Natural en Alta Presión en virtud del cual Kallpa comenzará a pagar la tarifa por el servicio de distribución a partir del 1 de enero de 2014.

(f) Al 31 de diciembre de 2012 la Compañía ha otorgado a favor de terceros cartas fianza emitidas por bancos locales por un total de miles de US$ 19,143 para garantizar sus operaciones.

(27)

Al 31 de diciembre de 2012, la Compañía mantiene el siguiente proceso contencioso tributario.

Contingencia

Expediente de Apelación 10452-2011 Producto del proceso de fiscalización iniciado a la Compañía para verificar el cumplimiento de sus obligaciones tributarias respecto de las importaciones definitivas relacionadas con el Proyecto Kallpa I efectuado durante el año 2007, la Administración Aduanera determinó que correspondía realizar el ajuste del valor en Aduanas, declarado en las importaciones mencionados con el monto total de los pago realizados por concepto de ingeniería y diseño desarrollados en el exterior en virtud del Contrato de Ingeniería, Suministro y Construcción suscrito con Siemens Power Generation Inc.; así como el monto derivado de una supuesta incorrecta asignación del valor del seguro declarado en las importaciones realizadas por la Compañía. Las observaciones formuladas por la Administración Aduanera, respecto del valor de la ingeniería y diseño no considerados para fines aduaneros, se sustentan en que los mismos forman parte del precio realmente pagado o por pagar de los suministros relacionados a la Planta Generadora de Energía Eléctrica, al considerar las diversas importaciones como una “unidad”, por lo que debieran ser adicionados al valor de transacción de las mercaderías importadas. Mediante Resolución de Intendencia N° 0003B0000/2011-000291 de fecha 2 de agosto de 2011, se resolvió declarar fundado en parte el recurso de reclamación interpuesto por la Compañía. Con fecha 23 de agosto de 2011, la Compañía interpuso recurso de apelación contra la Resolución de Intendencia N° 003B0000/2011-000291 con la finalidad que emita un pronunciamiento el Tribunal Fiscal. El 22 de agosto de 2012 se llevó a cabo el informe oral ante el Tribunal Fiscal. A la fecha, este recurso se encuentra pendiente de resolución.

En opinión de la Gerencia y sus asesores legales esta contingencia no devengará un pasivo de importancia, y por lo tanto, la Gerencia no ha considerado necesario realizar una provisión por este concepto.

(28) No se han identificado eventos subsecuentes al 31 de diciembre de 2012 que deban ser reportados.

Eventos Posteriores a la Fecha del Balance

EEFF Kallpa 31 12 2012.pdf

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