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MEMORIA ANUAL 2014
I. La
Empresa 1.1 Consorcio Transmantaro
1.2 Carta del presidente del directorio
1.3 Declaración de responsabilidad
1.4 Información general
1.5 Estructura de la propiedad
1.6 Accionistas
1.7 Directorio
1.8 Principales ejecutivos
II. El Sistema
2.1 Desempeño del sector
2.2 Operación y mantenimiento del
sistema
2.3 Proyectos
Contenido
III. Clientes 3.1 Clientes
3.2 Nuevos negocios
IV. Gestión Estratégica
4.1 Indicadores de Gestión
V. Gestión Financiera 5.1 Resultados Financieros
5.2 Inversiones de Capital
5.3 Indicadores Financieros
VI. Medio Ambiente
VII. Buen Gobierno 7.1 Comité de auditoría
7.2 Línea ética
La Empresa I
1.1
CONSORCIO TRANSMANTARO
Consorcio Transmantaro S.A. (CTM) es una empresa peruana que forma
parte del grupo empresarial ISA, el mayor transportador internacional
de energía en Latinoamérica.
1.2
CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO
Estimados lectores
Me es muy grato presentarles la Memoria Anual 2014 de Consorcio
Transmantaro (CTM)
Durante el año 2014, alcanzó un buen desempeño financiero, lo cual se
refleja en sus indicadores, cumplimiento de sus obligaciones y en el
grado de inversión que mantiene con las agencias clasificadoras
internacionales de Moody’s Investor Service y Fitch Ratings (Baa3 y
BBB-, respectivamente).
Paredes, Zaldívar, Burga y Asociados Sociedad Civil de R. L., firma
miembro de ERNST & YOUNG, auditora externa de CTM, revisó los
estados financieros preparados de acuerdo con las Normas
Internacionales de Información Financiera – NIIF– emitiendo opinión sin
salvedades para el cierre del ejercicio fiscal 2014. Durante el ejercicio el
auditor externo no efectuó servicios adicionales a la revisión de los
estados financieros. Algunos servicios de asesorías especializadas fueron
brindados por diferentes firmas de auditoría y consultoría.
Al año 2014, Consorcio Transmantaro viene desarrollando de manera
estratégica proyectos de infraestructura eléctrica en transmisión
permitiendo contar con un sistema de eléctrico confiable, seguro y
preparado para afrontar oportunamente el crecimiento de la demanda
de energía eléctrica del Perú de los próximos años, así como garantizar
el suministro al sistema en su conjunto que impulse y contribuya al
desarrollo y crecimiento económico del país.
Como parte de este compromiso, CTM se adjudicó dos importantes
proyectos, mediante concursos públicos internacionales: “Línea
Transmisión 220 KV Planicie, Industriales y Subestaciones asociadas”, el
cual facilitará la expansión del sistema en 220 kV en Lima Metropolitana
y satisfacer la creciente demanda de energía en esa región; y “Línea de
Transmisión 220 KV Friaspata-Mollepata y Subestación Orcotuna”, que
permitirá mejorar la confiabilidad en la atención de la demanda de
Ayacucho, Cangallo, San Francisco y demás zonas aledañas.
La gestión de la empresa fue realizada por Red de Energía del Perú,
empresa que cumplió con sus compromisos y nos permitió seguir
adelante con nuestro desarrollo.
Finalmente, quiero destacar la participación de los accionistas de
Consorcio Transmantaro, Interconexión Eléctrica ISA y Empresa de
Energía de Bogotá, quienes a lo largo de los años han mantenido un
compromiso constante con el crecimiento de la empresa y el desarrollo
Del Perú.
Muchas gracias
Luis Fernando Alarcón Mantilla Presidente del Directorio
1.3
DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD
El presente documento contiene información veraz y suficiente respecto
al desarrollo del negocio de Consorcio Transmantaro S.A. durante el año
2014. Sin perjuicio de la responsabilidad que compete al emisor, los
firmantes se hacen responsables por su contenido conforme a las
disposiciones legales aplicables.
Luis Fernando Alarcón Mantilla
Presidente del Directorio
Carlos Mario Caro Sánchez
Gerente General
1.4
INFORMACIÓN GENERAL
Consorcio Transmantaro S.A. tiene por objeto la construcción, operación
y mantenimiento de redes de transmisión de energía eléctrica y el
desarrollo de sistemas, actividades y servicios de telecomunicaciones.
Inicialmente la sociedad se creó para desarrollar la actividad de
transmisión eléctrica como concesionaria de la línea de transmisión
Mantaro-Socabaya, para unir el Sistema Interconectado Centro-Norte
con el Sistema Interconectado.
La empresa fue constituida el 30 de enero de 1998 e inscrita en la oficina
registral de Lima con la partida N° 11014647 del Registro de Personas
Jurídicas.
En 1997, el Estado Peruano convocó a concurso público internacional
para la concesión y operación del proyecto de la línea de transmisión de
energía eléctrica Mantaro-Socabaya, a fin de interconectar el sistema
interconectado centro norte (SICN) con el sistema interconectado del
sur (SIS) y constituir el sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN).
El 15 de enero de 1998, la Comisión de Promoción de Concesiones
Privadas (Promcepri) adjudicó la buena pro del concurso público
internacional para la concesión eléctrica del sistema de transmisión
Mantaro-Socabaya a Consorcio Transmantaro S. A. (CTM). El operador
estratégico para operar la Línea Mantaro-Socabaya fue Hydro-Québec
International Inc.
El 27 de febrero de 1998, CTM suscribió con el Ministerio de Energía y
Minas - en representación del Estado - el Contrato BOOT para el diseño,
suministro, construcción y explotación del Sistema de Transmisión
Mantaro–Socabaya (sistema principal de transmisión), por un plazo de
33 años, luego del cual los bienes objeto de la concesión serán
transferidos al Estado. El 8 de octubre del 2000, CTM comenzó la
operación de la Interconexión Mantaro-Socabaya, con lo cual se
interconectó la transmisión eléctrica del SEIN.
A partir del 12 de diciembre de 2006, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
(ISA) y la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB), pasaron a ser
los accionistas de la empresa e ISA pasó a ser el nuevo operador
estratégico de la empresa.
En desarrollo del plan de crecimiento, la empresa desarrolla, adicional al
contrato de concesión original, las siguientes concesiones:
Chilca - La Planicie – Zapallal: Plazo de 30 años a partir de junio de 2011, fecha de
puesta en servicio.
Ica - Independencia: Plazo de 30 años a partir de junio de 2011, fecha de puesta
en servicio.
Zapallal – Trujillo: Plazo de 30 años a partir de diciembre de 2012, fecha de puesta
en servicio.
Talara - Piura: Plazo de 30 años a partir de agosto de 2013, fecha de puesta en
servicio.
Pomacocha – Carhuamayo: Plazo de 30 años a partir de setiembre de 2013, fecha
de puesta en servicio. Trujillo – Chiclayo: Plazo de 30 años a partir de julio de 2014, fecha de puesta en
servicio.
En período de construcción se encuentran las siguientes concesiones:
Machupicchu - Cotaruse: Plazo de 30 años a partir de diciembre de 2010, fecha
estimada de puesta en servicio.
Mantaro – Montalvo: Plazo de 30 años a partir de setiembre de 2013, fecha
estimada de puesta en servicio.
La Planicie – Industriales y Subestaciones Asociadas: Plazo de 30 años a partir
de octubre 2016, fecha estimada de puesta en servicio.
Friaspata Mollepata y Subestación Orcotuna 220/60kV: Plazo de 30 años a partir
de diciembre 2016, fecha estimada de puesta en servicio.
En la actualidad, Red de Energía del Perú (REP) actúa como Centro
Gestor de Consorcio Transmantaro, prestando servicios de gestión
integral, técnica y administrativa.
Tipo de sociedad Sociedad Anónima
RUC 20383316473
C.I.I.U. 4011
Domicilio legal Avenida Juan de Arona N° 720, Oficina 601,
San Isidro, Lima 15046 (Perú)
Teléfono +51 (1) 7126600
Fax +51 (1) 7126850
Auditor externo Paredes, Zaldívar, Burga & Asociados
Sociedad Civil de Responsabilidad Limitada-
firma miembro de Ernst & Young
Clasificadoras de riesgo Fitch Ratings
Moody´s Investors Service
1.5
ESTRUCTURA DE LA PROPIEDAD
El capital de la sociedad autorizado, suscrito y pagado al 31 de diciembre
de 2014 está representado por 580´714,259 acciones comunes de un
valor nominal de S/.1 cada una, el capital social asciende a S/.
580´714,259.
1.6
ACCIONISTAS
Los accionistas de Consorcio Transmantaro (CTM) son Interconexión
Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) y Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P.
(EEB), importantes actores del sector energía latinoamericano.
Composición accionaria al 31 de diciembre de 2014
No. Accionista % País
1 Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P 60 Colombia
2 Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P 40 Colombia
Total 100
Accionistas titulares del Capital Social de las Personas Jurídicas Titulares
de las Acciones de la empresa (5% o más).
1 Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P % País
La Nación 51.41 Colombia
Empresas Públicas de Medellín 10.17 Colombia
Ecopetrol 5.32 Colombia
Accionistas con menos del 5% de las acciones 33.10
Total 100.00
2 Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P % País
Distrito Capital de Bogotá 76.28 Colombia
Ecopetrol 6.87 Colombia
Corficolombiana S.A. 3.56 Colombia
Otros 13.29
Total 100.00
1.7
DIRECTORIO
El Directorio de CTM está integrado por cinco Directores Titulares y
cinco Directores Alternos. Estos son elegidos por la Junta General de
Accionistas para un periodo de dos años, teniendo además la posibilidad
de ser reelegidos de manera indefinida.
MIEMBROS TITULARES
Luis Fernando Alarcón Mantilla: Presidente
Ricardo Roa Barragán: Vicepresidente
Camilo Zea Gómez
Guido Alberto Nule Amín
Ernesto Moreno Restrepo
MIEMBROS ALTERNOS
Carlos Alberto Rodríguez López
César Augusto Ramírez Rojas
Brenda Rodríguez Tovar
Felipe Castilla Canales
David Alfredo Riaño Alarcón
Luis Fernando Alarcón Mantilla
Asumió la presidencia del Directorio de CTM el 20 de marzo de 2007, siendo
Gerente General de ISA desde enero de ese mismo año. Nacido en
Bucaramanga (Colombia), previamente se desempeñó como Presidente de
la Asociación de Administradoras de Fondos de Pensiones y Cesantías
(ASOFONDOS). Asimismo, fue Ministro de Hacienda y Crédito Público de
Colombia y representó a Colombia como Director Ejecutivo en el Banco
Interamericano de Desarrollo. También fue Presidente de la Flota Mercante
Grancolombiana y miembro de las Juntas Directivas del Banco de Bogotá, la
Bolsa de Valores de Colombia, Petrocolombia S.A., ISA, CTEEP e Internexa,
entre otras compañías y entidades financieras. Estudió Ingeniería Civil y
realizó postgrado en Economía, ambos en la Universidad de los Andes.
Posteriormente obtuvo un Master of Science en Ingeniería Civil (Sistemas de
Recursos Hidráulicos) en el Instituto Tecnológico de Massachussets (MIT) y
en 1995 participó en el Programa Avanzado de Gerencia de la Universidad
de Oxford.
Ricardo Roa Barragán
Director Titular de CTM desde el 10 de octubre del 2014, anteriormente fue
Director Alterno. Es Ingeniero mecánico y técnico electromecánico de la
Universidad Nacional de Colombia, especialista en Sistemas Gerenciales de
Ingeniería de la Pontificia Universidad Javeriana y aspirante a la Maestría en
Estudios de Política en la misma universidad. Entre su experiencia
profesional, se destaca el haberse desempeñado como Asesor de la
Delegada para Energía y Gas, Secretario Sectorial de Energía y Gas de la
Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios –
ANDESCO, Gerente de Comercialización y Mercado y Gerente General de la
Electrificadora de Santander, Presidente del Comité Asesor de
Comercialización – CAC, Director Comercial y Gerente de Negocios de
Energía en los Ingenios de INCAUCA y PROVIDENCIA, Gerente Grupo
POLIOBRAS y Presidente de la Transportadora de Gas Internacional (TGI).
Actualmente, se desempeña como Presidente de EEB.
Camilo Zea Gómez
Director Titular de CTM desde el 25 de marzo de 2014 y actualmente es
Director General de PRONUS, a cargo de la Estructuración de Proyectos de
Inversión en esquemas de Asociación Público-Privada y Asesoría a entidades
financieras locales e internacionales y a gobiernos en gestión de riesgos,
valoración de activos episódicos, estructura de capital, estructuras de
supervisión de riesgo, entre otros. Es economista de la Universidad de los
Andes, Master en Desarrollo Económico de la Universidad de los Andes,
Master en Administración Pública y Desarrollo Internacional en Harvard
University. Ha sido Gerente de Proyecto del Metro de Bogotá, Director de
Investigación y Desarrollo de la Superintendencia Financiera de Colombia,
Jefe de Desarrollo de Mercados del Banco de la República, entre los años
2005 y 2011.
Guido Alberto Nule Amín
Director Titular de CTM desde el 12 de diciembre del 2006 y Gerente
General en Transelca desde septiembre de 1998. Estudió Economía en la
Universidad del Atlántico (Barranquilla) y un diplomado en Banca de
Desarrollo en la American University (Estados Unidos). Ocupó los cargos de
presidente de Promigas (1983–1992), ministro de Comunicaciones de
Colombia (1992) y Ministro de Minas y Energía de Colombia (1992–1994),
además de desempeñarse como consultor y asesor de empresas (1994–
1998).
Ernesto Moreno Restrepo
Director Titular de CTM desde el 12 de diciembre del 2006, es el actual
Vicepresidente de Transmisión en Empresa de Energía de Bogotá (EEB).
Estudió Ingeniería Eléctrica en la Universidad de los Andes (Bogotá) y
especialización en Administración de Empresas y Mercadeo de la
Universidad de los Andes. Ha sido jefe de división de planeamiento eléctrico
en EEB.
Carlos Alberto Rodríguez López
Director Alterno de CTM desde el 10 de diciembre del 2013. Vicepresidente
de Finanzas Corporativas de ISA. Economista con Especialización en Finanzas
Privadas y Maestría en Economía y Desarrollo Económico por la Universidad
de los Andes y MBA – Electiva en Finanzas de INSEAD, Fontainebleau,
Francia. Ha realizado funciones como Vicepresidente Financiero del Grupo
Mundial, Vicepresidente Internacional y Vicepresidente de Tesorería de
Bancolombia, Gerente de Finanzas Corporativas de ISA, Vicepresidente de
Desarrollo de Mercados de la Bolsa de Valores de Colombia, Director
General de Crédito Público y Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y
Crédito Público de Colombia.
César Augusto Ramírez Rojas
Director Alterno de CTM desde el 10 de diciembre de 2013 y actualmente
ocupa el cargo de Vicepresidente Técnico Transporte Energía. Es Ingeniero
Electricista de la Universidad Nacional de Colombia, Especialista en Gerencia
de la Calidad de la Universidad EAFIT y Máster of Science en Investigación
Operacional de la Universidad de Strathclyde, Escocia, UK. Se vinculó a ISA
en 1980 y los últimos cargos que ha desempeño son Gerente Administrativo,
Gerente Estrategia Corporativa y por último se desempeñó como Presidente
de CTEEP , Filial de ISA en Brasil.
Brenda Rodríguez Tovar
Directora Alterna de CTM desde el 12 de diciembre del 2006; actualmente
ocupa el cargo de Gerente Financiera en Intercolombia y Transelca. Es
Economista de la Universidad Simón Bolívar, cuenta con un postgrado en
Administración Financiera otorgado por la Universidad del Norte de
Colombia y con un MBI otorgado por la Universidad de los Andes de
Colombia. Anteriormente ocupó el cargo de Subgerente Financiera en
Terpel del Norte.
Felipe Castilla Canales
Director Alterno de CTM desde el 10 de diciembre del 2013, actualmente es
el Vicepresidente financiero de Empresa de Energía de Bogotá (EEB). Es
Ingeniero Civil de la Universidad de los Andes. Tiene un Máster de Ciencia de
la Universidad de Illinois en Urbana- Campaign y es Especialista en Finanzas
de EAFIT .- Anteriormente ocupó el cargo de Vicepresidente Financiero y
Administrativo de la refinería de Cartagena S.A., Asesor de la Dirección
General de Operaciones de Ecopetrol y CFO Regional de la empresa
Contourglobal Latam S.A. en Bogotá.
.
David Alfredo Riaño Alarcón
Director Alterno de CTM desde el 14 de octubre de 2014, actualmente es
Presidente de la Empresa Transportadora de Gas Internacional TGI. Es
Ingeniero electricista de la Universidad de la Salle, y cuenta con un
postgrado en Magíster en Ingeniería – Área Industrial de la Universidad de
los Andes, especialista en gerencia de proyectos en ingeniería, Universidad
de la Salle y Magíster en Economía de la Pontificia Universidad Javeriana.
Anteriormente ocupó el cargo de Vicepresidente Ejecutivo y Director de
Asuntos Sectoriales de Asociación Colombiana de Generadores de Energía
Eléctrica –ACOLGEN, Superintendente Delegado para Energía y Gas y
Director Técnico de Gestión de Energía de la Superintendencia de Servicios
Públicos Domiciliarios y Gerente de Regulación de la Empresa
Transportadora de Gas Internacional TGI
Sandra Stella Fonseca Arenas
Directora Titular de CTM hasta el 14 de octubre del 2014. Es Ingeniera
electricista de la Universidad de la Escuela Colombiana de Ingeniería tiene
un master en Estudios Energéticos y un MBA en Administración de Empresas
por la Universidad de Sheffield Hallam, en Reino Unido. Ha desempeñado
los cargos de directora ejecutiva de la Comisión de Regulación en Energía y
Gas, directora de la División de Minas y Energía del Departamento de
Planeación Nacional, entre otros.
Bernardo Vargas Gibsone
Director Titular de CTM hasta el 25 de marzo del 2014. Como socio fundador de
Nogal ha liderado varias transacciones importantes. Antes de fundar Nogal se
desempeñó como presidente de ING Barings en Colombia, donde fue
responsable de todas las actividades de Banca de Inversión y Banca
Corporativa. Se unió a Baring Securities en 1994 como director de la Región
Andina y de forma subsecuente fue nombrado presidente y CEO para las
operaciones fusionadas de ING Barings en Colombia en enero de 1997.
Es Economista de la Universidad de los Andes y tiene un MBA por la
Universidad de Columbia. Su experiencia incluye participación como miembro
de las juntas directivas de Spectrum, Amarilo, Asociación Tejido Humano,
Fundación Best Buddies, Lumni y Dynamo.
1.8
PRINCIPALES EJECUTIVOS
Carlos Mario Caro Sánchez
Gerente General de Consorcio Transmantaro S.A. desde el 13 de marzo de
2012. Es Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional de Colombia con
una Maestría en Logística Integral de la Universidad Pontificia Comillas en
Madrid. Ha desarrollado una exitosa carrera de 19 años en ISA. Se
desempeñó como Gerente de Suministros y Servicios en la compañía CTEEP,
principal concesionaria privada del transporte de energía en Brasil,
liderando con éxito el proyecto de la Optimización de la Cadena de
Abastecimiento en la empresa, implementando el modelo de “strategic
sourcing” para las compras estratégicas de la misma. Asimismo, fue Director
de Operaciones y Mantenimiento de Concesiones Viales de ISA, en
Colombia; diseñando el Modelo de Operación y Mantenimiento para el
proyecto Autopistas de la Montaña, que consiste en la construcción,
operación y mantenimiento de una concesión vial de 1210 km, en alta
montaña.
Construimos importantes proyectos que impulsan el
desarrollo del país
II El Sistema
2.1
DESEMPEÑO DEL SECTOR
La producción de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN) alcanzó los 41,795.89 GWh durante el
año 2014, que representa un incremento de 5.36% respecto al 2013.
Durante el año 2014, la máxima demanda del SEIN fue 5,737.27 MW,
ocurrida el miércoles 12 de noviembre, que representa un incremento
de 2.91% respecto a la registrada en el 2013.
En el sector de transmisión eléctrica con la propuesta del plan de
transmisión del COES, se identificaron nuevas inversiones importantes
en 500 kV, asimismo en el 2014 el Ministerio de Energía y Minas, (MEM),
encargó a PROINVERSIÓN algunos proyectos del plan de inversiones del
Osinergmin, dando por resultado que se adjudicara a CTM al 2014
proyectos de envergadura que tienen por finalidad dar mayor
confiabilidad al SEIN, tales como los proyectos LT Planicie-Industrial, LT
Friaspata-Mollepata y SE Orcotuna.
Es importante para el país que los proyectos de transmisión que
actualmente se encuentran en construcción entren en operación según
los plazos estipulados en sus respectivos contratos:
L.T. 220 kV Machupicchu – Abancay – Cotaruse (Doble terna)
L.T. 500 kV Mantaro –Marcona – Socabaya – Montalvo (Simple
terna)
L.T. 220 kV Planicie – Industriales (Doble terna)
L.T. 220 kV Friaspata – Mollepata (Simple terna) y SE Orcotuna
Asimismo, está pendiente la adjudicación por parte de PROINVERSION
del proyecto 220/500 kV 1ra Etapa de la SE Carapongo y Enlaces de
conexión a Líneas asociadas /PROINVERSIÓN
Este proyecto permitirá contar con un sistema de transmisión confiable
y preparado para afrontar oportunamente el crecimiento de los
próximos años, así como garantizar confiabilidad y seguridad de
suministro al sistema en su conjunto.
2.2
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA
CTM cuenta con 10 subestaciones y 2,792.39 km de circuitos de líneas de transmisión en 500, 220 y 138 kV, además cuenta con una capacidad de transformación de 5,376 MVA, siendo 1,138 MVA de reserva.
Los principales activos de CTM son:
La Interconexión 220 kV Centro Norte – Sur involucra las subestaciones Mantaro, Cotaruse y Socabaya y una línea de transmisión 1,221.6 km de circuitos, compensación serie en Cotaruse y SVC de +300/-100 Mvar en Socabaya.
La L.T. 220 kV Platanal – Chilca de 106.8 km permite a la C.H. El Platanal evacuar su capacidad de generación al SEIN.
La L.T. 138 kV La Niña – Bayobar de 40.61 km permite alimentar a la mina Miskimayo, que abarca también la transformación 220/138 kV en la subestación La Niña.
La L.T. 500 kV Chilca – Carabayllo – Chimbote Nueva – Trujillo Nueva de 611.8 km de circuitos de línea, abarca las subestaciones Chilca, Carabayllo, Chimbote Nueva y Trujillo Nueva que consideran autotransformadores de 500/220 kV en las cuatro subestaciones y compensación shunt en Carabayllo, Chimbote Nueva y Trujillo Nueva.
La L.T 500kV Trujillo Nueva – La Niña de 327 km de circuito de línea conecta las subestaciones Trujillo Nueva y La Niña, donde se
incluyen transformación de 220/500 kV en la SE. La Niña y reactores de línea en ambos extremos
La L.T. 220 kV Trujillo Nueva – Trujillo Norte de 7.82 km de circuitos de líneas que conecta el sistema de 500kV y 220kV en Trujillo Norte.
La L.T. 220 kV Chilca – Planicie - Carabayllo – Zapallal de 200 km de circuitos, abarca sus respectivas celdas en las subestaciones; Chilca, Planicie y Carabayllo.
La L.T. 220 kV Independencia – Ica de 57.1 km, abarca sus respectivas celdas en las subestaciones Independencia e Ica.
La L.T. 220 kV Pomacocha - Carhuamayo de 106 km, abarca sus respectivas celdas en las subestaciones Pomacocha y Carhuamayo
La L.T. 220 kV Talara – Piura Oeste de 103.7 km, abarca sus respectivas celdas en las subestaciones de Talara y Piura
CTM soporta sus actividades de operación y mantenimiento mediante
contratos de servicios de operación y mantenimiento con la empresa
Red de Energía del Perú, con lo que garantiza un servicio confiable a sus
instalaciones distribuidas a lo largo del país.
DESARROLLO DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA
Durante el año 2014, el crecimiento de la máxima demanda nacional y el
déficit de generación en el área sur del SEIN, demandó un mayor uso de
la línea de interconexión entre las zonas norte y sur del país.
Durante el mes de febrero del 2014 se presentó la desconexión en
simultáneo de las líneas en 220kV L-2053/L-2054 (Cotaruse – Socabaya),
seguido de la desconexión de la línea en 500kV L-5036 (Ocoña –
Montalvo) de propiedad de Abengoa que produjo la interrupción parcial
en el sistema Sur. En el mes de mayo vuelven a desconectar por fallas las
líneas en 220kV L-2053/L-2054 (Cotaruse – Socabaya) pero en esta
oportunidad el sistema Sur fue soportado por el enlace en 500kV de
propiedad de Abengoa.
El 05 de julio de 2014 se puso en servicio la línea en 500 kV L-5010
Trujillo Nueva – La Niña de 327 km, el cual brinda mayor fortaleciendo el
sistema Norte y mejorando los perfiles de tensión en la zona.
El Estudio “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Red de Energía del Perú 2014-2023”, identificó además de la propuesta de inversiones de su red para evitar la congestión en el Sistema de Transmisión a su cargo, los siguientes proyectos que podrían ser oportunidades de inversión para CTM:
o Incremento de la capacidad de transmisión de la línea en 500kV Carabayllo-Chimbote-Trujillo; permite incrementar el límite de intercambio entre el sistema centro-norte y mejorar la seguridad operativa.
o Cambio de nivel de tensión de 220 kV a 500 kV de la línea Chilca-La Planicie-Carabayllo.
o Compensación reactiva variable en el área norte y área Lima requerida para lograr un control adecuado de la tensión en condiciones normales de operación y en contingencias.
En la actualidad se encuentra en proceso de concurso, la adjudicación de la primera etapa del proyecto “Subestación Carapongo y enlaces de conexión a líneas asociadas” que se conecta a la línea 500kV Chilca-Carabayllo de CTM. Este proyecto es muy importante para el área Lima pues permitirá mitigar los problemas de congestionamientos en los corredores existentes en 220 kV que recorren las subestaciones de Chilca-San Juan-Santa Rosa-Chavarría, Ventanilla, falta de espacio para nuevas subestaciones, problemas de servidumbre, incremento de niveles de cortocircuito, entre otros.
Como parte del programa de optimización de activos y mejoramiento de la confiabilidad del servicio de transmisión se realizó el montaje de 225 pararrayos de línea y 70 separadores de fases en la LT220 kV Mantaro-Contaruse-Socabaya para mejorar el desempeño de las líneas frente a descargas atmosféricas y el fenómeno de galloping, variante de la T-760 de la LT220 kV Cotaruse-Socabaya, mejoramiento del sistema de puesta a tierra en 40 torres con una inversión aproximada de USD 1.5 millones de dólares.
INDICADORES DE SERVICIO
La red de transmisión se ha venido incrementando en CTM debido al
ingreso de los nuevos proyectos. El número de fallas por cada 100 km-
año para las líneas de 220 kV ha tenido un incremento, llegando a 2.3 en
el 2014.
Desde el punto de vista de la continuidad del servicio de la operación y
mantenimiento, la red de CTM registró una disponibilidad de 99.52%,
por debajo de la meta, debido a los mantenimientos programados en los
autotransformadores ATR73 y ATR74 y corrección de vanos en las líneas
L-2053 y L-2054.
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
L-220 kV 3.93 1.88 1.48 1.48 1.24 1.56 2.18 2.349
0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.5
Número de fallas/100 Km-año LT 220KV
Equipo Nivel
de tensión
Proyección 2014
Indisponibilidad (%) Disponibilidad
Mantenimiento Falla %
Líneas 500kV 0.22% 0.02% 99.77%
Líneas 220kV 1.28% 0.17% 98.55%
Línea 138 kV 0.10% 0.00% 99.90%
Transformadores 500kV 1.00% 0.01% 98.99%
Transformadores 220kV 0.21% 0.00% 99.79%
Transformadores Miskimayo
220 kV 0.09% 0.00% 99.91%
Comp. Reactiva 0.26% 0.01% 99.73%
En el índice de Energía No Suministrada alcanzó un nivel 0.169 GWh,
ubicándose debajo de la meta anual de 2014. La Tasa de Interrupciones
tuvo un comportamiento satisfactorio y se ubicó en 0.147, por debajo
de la meta, la cual fue 0.43; a continuación se muestra la siguiente
gráfica.
2.3 PROYECTOS
Al año 2014 CONSORCIO TRANSMANTARO S.A. viene desarrollando de
manera estratégica proyectos de infraestructura eléctrica en
transmisión permitiendo contar con un sistema de eléctrico confiable,
seguro y preparado para afrontar oportunamente el crecimiento de la
demanda de energía eléctrica del Perú de los próximos años, así como
garantizar el suministro al sistema en su conjunto que impulse y
contribuya al desarrollo y crecimiento económico del país,
consolidándose también como uno de los mayores transportadores de
energía en el mercado eléctrico peruano.
En el año 2014, se inició la ejecución de los siguientes proyectos
adjudicados mediante concurso público internacional convocados por el
Estado Peruano:
El 11 de septiembre de 2014, se inició la ejecución del
proyecto Línea Transmisión 220 kV Planicie, Industriales y
Subestaciones asociadas, el plazo de construcción es de 24
meses y la Puesta de Operación Comercial está prevista para el
11.09.2016. Se tiene un avance físico real del proyecto de
7.25%.
El 19 de noviembre de 2014, se inició la ejecución del proyecto
de Línea Transmisión 220 kV Friaspata-Mollepata y
Subestación Orcotuna, este contrato tiene un período de
vigencia de 30 años, el plazo de la construcción es de 25 meses
y la puesta de Operación Comercial está prevista para el
19.12.2016.
Por otro lado se ha continuado la ejecución de los siguientes proyectos
adjudicados en años anteriores:
En el 2014 se concluyó la ejecución del Proyecto Línea
Transmisión Trujillo - Chiclayo 500 kV, de 327 km de longitud.
La Operación Comercial del Proyecto fue declarada el
05.07.2014, luego de cumplir todos los requisitos exigidos en
el Contrato de Concesión SGT.
Se tiene un avance físico de 94.44%, en la implementación y
construcción de la Línea Transmisión Machupicchu – Abancay
– Cotaruse de 421 km (circuito sencillo) a 220 kV. Este
contrato tiene una vigencia de 30 años y su Puesta en
Operación Comercial está prevista para el 26.08.2015.
Se tiene un avance físico real de 19.96%, en la implementación
y construcción de la Línea Transmisión Mantaro - Montalvo
500 kV. Este contrato de concesión tiene un período de
vigencia de 30 años, el plazo de construcción es de 38 meses y
la puesta de Operación Comercial está prevista para el
26.11.2016, la línea de transmisión contará con 920 Km de
longitud.
PROYECTOS DE TERCEROS
En cuanto a los proyectos encargados por empresas del sector privado,
destacamos a continuación:
Se tiene un avance físico real de 95.59%, en la implementación
y construcción de la Línea de Transmisión Eléctrica para
instalaciones del sistema complementario de Transmisión
Santa Teresa- Suriray, este contrato se suscribió con la
empresa Luz del Sur.
En el año 2014 la compañía realizó inversiones por US$ 97 millones.
III Clientes
3.1
CLIENTES
En el año 2014, la facturación por los servicios prestados a clientes
ascendió a S/. 304.9 millones, sin considerar el impuesto general a las
ventas, lo cual significó un incremento del 36.94% respecto a la
facturación del año 2013.
Los ingresos por los Servicios de Transmisión incluyen el Peaje por
Conexión e Ingreso Tarifario del Sistema Principal de Transmisión por el
44% de los ingresos, del Sistema Garantizado de Transmisión por el 41%
y los servicios de transmisión Sistema Complementario de Transmisión –
SCT del orden de 14%, como se muestra en el siguiente cuadro:
Ingresos en Soles:
INGRESOS CTM Facturación
2014 S/. Facturación
2013 S/. Variación
I - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (SPT) 134,915,462.95
115,455,160.73 16.86%
II - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (SCT) 44,043,625.32
29,038,503.68 51.67%
III - INGRESOS POR SERVICIO DE TRANSMISIÓN (SGT) 125,850,805.68
77,775,359.57 61.81%
IV –INGRESOS POR SERVICIOS COMPLEMENTARIOS Y TÉCNICOS ESP.
135,094.49
423,484.75 -68.10%
TOTAL INGRESOS SERVICIOS
304,944,988.44
222,692,508.73
36.94%
Los clientes a los cuales la compañía prestó servicios de transmisión en
el año 2014 fueron:
Adinelsa Electroperu Hidroeléctrica Santa Cruz
Aguas y Energía del Perú Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa
Kallpa
ATN Empresa de Generación Eléctrica del Sur
Maja Energía
Chinango Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu
Maple Etanol
Compañía Minera Misky Mayo Empresa de Generación Eléctrica San Gabán
Petramás
Celepsa Empresa de Generación Huanza SDE Piura
Coelvisac Eepsa SDF Energía
Duke Energy Egenor Empresa Eléctrica Rio Doble Shougang Generación Eléctrica
Edegel Enersur Sindicato Energético
Eléctrica Santa Rosa Fenix Power Perú Sociedad Eléctrica del Sur Oeste
Eléctrica Yanapampa Generadora de Energía del Perú Statkraft Perú
Electro Sur Este Hidrocañete Termochilca
Electro sur medio Hidroeléctrica Huanchor Termoselva
Los clientes a los cuales la compañía prestó servicios de transmisión
derivados de Contratos del SCT en el año 2014 fueron:
Celepsa Kallpa Compañía Minera Misky Mayo Termochilca Fénix Power Perú Suyamarca ATN2
SPT 44%
SCT 14%
SGT 41%
Durante el primer semestre de 2014, Consorcio Transmantaro sustentó
ante el OSINERGMIN la liquidación anual de los ingresos por el servicio
de Transmisión Eléctrica, que corresponde al período marzo 2013-
febrero 2014. Se aplicó el procedimiento establecido en la Resolución de
OSINERGMIN Nº 336-2004-OS/CD y el índice Finished Goods Less Food
and Energy (índice WPSSOP3500) del Departamento de trabajo de los
Estados Unidos, el cual varió de 148.6 a 187.8 entre septiembre 2000 y
febrero 2014, para la actualización del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR).
Mediante la Resolución OSINERGMIN N° 067-2014-OS/CD, se fijó el
Costo Total de Transmisión para el periodo mayo 2014 - abril 2015 en
US$ 51.7 millones, constituido por: (i) Anualidad del VNR de US$ 28.1
millones, (ii) Anualidad del Monto a Restituir de la Adenda Nº 5 de US$
1.1 millones, (iii) Anualidad del Monto a Restituir de la Adenda Nº 10 de
US$ 2.8 millones , (iv) Costo Anual de Operación y Mantenimiento de
US$ 6.4 millones, (v) Anualidad del VNR y Costo Anual de Operación y
Mantenimiento de la Adenda N° 8 de US$ 12.4 millones y (vi) la
Liquidación Anual US$ 0.98 millones.
Asimismo, para el caso del Sistema Garantizado de Transmisión, se fijaron los siguientes montos:
L. T. Chilca - La Planicie – Zapallal: US$ 10.75 millones constituido
por i) Anualidad de la inversión por US$ 6.83 millones, ii) Costo
Anual de Operación y Mantenimiento por US$ 3.70 millones y (iii) la
Liquidación Anual US$ 0.22 millones.
L. T. Zapallal – Trujillo: US$ 26.68 constituido por: i) Anualidad de la
inversión por US$ 21.0 millones, ii) Costo Anual de Operación y
Mantenimiento por US$ 5.07 millones y (iii) la Liquidación Anual
US$ 0.61 millones.
L. T. Talara - Piura: US$ 2.53 millones constituido por i) Anualidad
de la inversión por US$ 1.81 millones, ii) Costo Anual de Operación y
Mantenimiento por US$ 0.47 millones y (iii) la Liquidación Anual
US$ 0.25 millones.
L. T. Pomacocha – Carhuamayo: US$ 2.79 millones constituido por i)
Anualidad de la inversión por US$ 2.04 millones, ii) Costo Anual de
Operación y Mantenimiento por US$ 0.41 millones y (iii) la
Liquidación Anual US$ 0.34 millones.
L. T. Trujillo – Chiclayo: US$ 15.75 millones constituido por i)
Anualidad de la inversión por US$ 12.59 millones, y ii) Costo Anual
de Operación y Mantenimiento por US$ 3.17 millones.
3.2
NUEVOS NEGOCIOS
En el año 2014, como resultado de la participación en los concursos
llevados a cabo por PROINVERSIÓN, CTM suscribió dos nuevos contratos
de concesión para la construcción y operación de nueva infraestructura
de transmisión.
En tal sentido, se tuvieron los siguientes logros:
NUEVAS CONCESIONES
Línea de Transmisión 220 kV La Planicie – Industriales y Subestaciones
Asociadas
Proinversión convocó al Concurso Público Internacional en la modalidad
de Concurso de Proyectos Integrales para otorgar en concesión el
proyecto “Línea de Transmisión 220 kV La Planicie – Industriales y
Subestaciones Asociadas”.
La Buena Pro para la ejecución del proyecto, que forma parte del
Sistema Complementario de Transmisión (SCT) fue adjudicada a
Interconexión Eléctrica S.A E.S.P – ISA el 29 de mayo de 2014, y el
Contrato de Concesión fue suscrito entre el Ministerio de Energía y
Minas (MEM) y Consorcio Transmantaro (CTM) el 11 de septiembre del
mismo año. Se tiene prevista la puesta en operación comercial en
octubre del 2016 y generará ingresos anuales de USD 5.45 millones.
Este Proyecto tiene como objetivo el diseño, financiamiento,
construcción, operación y mantenimiento de la línea cuya longitud
aproximada es de 16.6 km (11.7 km en tramo aéreo y 4.9 km de tramo
subterráneo) y una capacidad de 400 MVA por circuito. Su puesta en
operación facilitará la expansión del sistema en 220 kV en Lima
Metropolitana, la cual es necesaria para atender el crecimiento previsto
de la demanda en esta área de manera oportuna y en las condiciones de
calidad adecuadas.
Finalmente, el proyecto se desarrollará en el departamento de Lima.
Línea de Transmisión 220 kV Friaspata-Mollepata y Subestación
Orcotuna 220/60 kV
Proinversión convocó al Concurso Público Internacional en la modalidad
de Concurso de Proyectos Integrales para otorgar en concesión el
proyecto “Línea de Transmisión 220 kV Friaspata – Mollepata y
Subestación Orcotuna 220/60 kV”.
La Buena Pro para la ejecución del proyecto, que forma parte del
Sistema Complementario de Transmisión (SCT) fue adjudicada a
Interconexión Eléctrica S.A E.S.P – ISA el 07 de agosto de 2014, y el
Contrato de Concesión fue suscrito entre el Ministerio de Energía y
Minas (MEM) y Consorcio Transmantaro (CTM) el 19 de noviembre del
mismo año. Se tiene prevista la puesta en operación comercial en
diciembre del 2016 y generará ingresos anuales de USD 5.72 millones.
Este Proyecto tiene como objetivo el diseño, financiamiento,
construcción, operación y mantenimiento de la L.T. 220 kV Friaspata –
Mollepata y de la SE Orcotuna 220/60 kV. La L.T. 220 kV Friaspata –
Mollepata cuya longitud aproximada es de 90.5 km y una capacidad de
192 MVA será el principal enlace del Sistema Eléctrico de Ayacucho al
SEIN y permitirá superar las limitaciones que por su antigüedad, su nivel
de tensión y su longitud originan la actual línea de 66 kV, que llega
desde la Subestación Cobriza I hasta la Subestación Mollepata y, a partir
de este punto, permitirá mejorar la confiabilidad en la atención de la
demanda de Ayacucho, Cangallo, San Francisco y demás zonas aledañas.
Por otro lado, la SE Orcotuna permitirá cubrir el crecimiento de la
demanda de energía en el Valle del Mantaro, tomando parte de la carga
que actualmente es atendida desde la Subestación Huayucachi, cuya
capacidad instalada se prevé que será superada por el crecimiento
previsto de la demanda. Se conectará al SEIN en la LT Huayucachi-
Carabayllo mediante un enlace de 5.8 km aproximadamente.
IV
Gestión Estratégica
4.1 INDICADORES DE GESTIÓN
El monitoreo de la gestión estratégica asegura el mejoramiento
continuo y el logro de los objetivos empresariales. La gestión estratégica
de Consorcio Transmantaro reportó el cumplimiento de los siguientes
resultados al finalizar el año 2014:
Objetivo
estratégicoIndicador Unidad Reporte
FIN
AN
CIE
RA
Incrementar el valor
del negocio de TE
EBITDA depurado
CTMMiles US$ 89,943
Utilidad neta CTM Miles US$ 23,093
EVA Depurado CTM Miles US$ 3,804
Garantizar niveles
de costos eficientes
Pago de
compensaciones CTMUS$ 173, 268
Gasto AOM depurado
CTMMiles US$ 20,568
ME
RC
AD
O
Garantizar un
servicio confiable,
disponible y seguro
Energía no
suministrada CTMMWh 169.38
V Gestión Financiera
5.1
RESULTADOS FINANCIEROS
Cabe mencionar que en aplicación de CINIIF 12, la compañía reconoce
como ingresos y gastos en el estado de resultados, los costos de
construcción de las líneas de transmisión, ya que de acuerdo con dicha
interpretación, la compañía presta un servicio de construcción a favor
del Estado Peruano. La norma establece también que se reconozca
como ingreso el valor razonable del servicio brindado, que para el caso
corresponde al mismo importe del costo incurrido, toda vez que no se
genera ningún margen en estos servicios, al ser prestados,
administrados y supervisados por la empresa relacionada Proyectos de
Infraestructura del Perú S.A.C (PDI). El valor de los referidos servicios
asciende a US$ 92.4 millones para el 2014 y US$ 76.3 millones para el
2013 lo que significa un incremento del 21.1%.
Estado de ganancias y pérdidas
(Expresado en miles de USD)
2014 2013 Desv. Var.%
Ingresos Operacionales 191,308 170,152 21,157 12.4
Costos y gastos 113,215 95,149 18,066 19.0
Provisiones, Amortización y depreciación 27,508 23,968 3,540 14.8
Utilidad operacional 50,585 51,034 -449 -0.9
Ingresos (gastos) Financieros (neto) 16,292 20,486 -4,194 -20.5
Utilidad antes de impuestos 34,293 30,548 3,745 12.3
Impuesto a la renta 11,200 10,206 994 9.7
Utilidad neta del año 23,093 20,342 2,750 13.5
Los ingresos operacionales de la compañía, sin considerar el efecto
CINIIF12, alcanzaron un valor de US$ 98.9 millones, lo que significó un
incremento del 5.4% respecto a los ingresos del año 2013,
principalmente por la entrada en operación de los proyectos: Talara-
Piura (Ago13), Pomacocha-Carhuamayo (Sep13) y Trujillo – Chiclayo
(jul14).
Los costos y gastos, sin considerar el efecto CINIIF 12, se incrementaron
en 10.5% respecto al año 2013, principalmente por la entrada en
operación de las nuevas concesiones.
La provisiones, amortización y depreciación del 2014 se incrementó en
14.8% respecto al año 2013, debido a mayor amortización por la entrada
en operación de los nuevas concesiones.
Los ingresos financieros generados en el año 2014 consideran los
ingresos por arrendamientos financieros de los contratos privados de
transmisión de energía eléctrica, en aplicación de la NIC17, el cual
registra un crecimiento de US$ 2.5 millones respecto al año 2013.
Estado de ganancias y pérdidas
(Expresado en miles de US$)
19
1,3
08
11
3,2
15
50
,58
5
23
,09
3
17
0,1
52
95
,14
9
51
,03
4
20
,34
2
0
50,000
100,000
150,000
200,000
Ingresos Operacionales Costos y Gastos deoperación
Utilidad Operacional Utilidad neta
2014 2013
De otro lado, se tiene una disminución de los ingresos financieros por las
adendas N° 5 y N° 10 del contrato de Concesión LT Mantaro-Socabaya,
por US$ 6.1 millones lo cual compenso el crecimiento de los ingresos
financieros antes descritos.
Los gastos financieros consideran la disminución en la pérdida en
diferencia en cambio de USD 5 millones generado por el crédito fiscal y
la disminución del gasto financiero en US$ 2.9 millones, producto de la
optimización del pasivo financiero.
Al 31 de diciembre de 2014, el resultado neto del ejercicio es de US$ 23
millones, valor superior en 14% a los resultados obtenidos en el ejercicio
del año 2013, producto principalmente de un menor gasto financiero.
Balance General
(Expresado en miles de dólares US$)
ACTIVO 2014 2013 Desv. Var.%
Activo corriente 68,784 46,621 22,163 47.54
Activo no corriente 883,380 819,444 63,936 7.80
Total activo 952,164 866,065 86,099 9.94
PASIVO Y PATRIMONIO NETO 2014 2013 Var.
Pasivo corriente 27,901 22,095 5,806 26.28
Pasivo no corriente 609,449 552,248 57,201 10.36
Total pasivo 637,350 574,344 63,006 10.97
Patrimonio neto 314,814 291,721 23,093 7.92
Total pasivo y patrimonio neto 952,164 866,065 86,099 9.94
Los activos no corrientes de la compañía presentaron un aumento de
US$ 64 millones, lo cual se explica principalmente por el incremento en
la inversión de nuevas líneas de transmisión en concesión.
El pasivo no corriente se incrementó en US$ 57 millones asociado
principalmente por el financiamiento del saldo de inversión del proyecto
Trujillo-Chiclayo. En el 2014 se refinanció el préstamo con el Banco de
Crédito por US$ 100 millones.
Al finalizar el año, el patrimonio de la compañía alcanzó los US$ 314.8
millones, de los cuales US$ 194.4 millones corresponden a capital social,
US$ 13.4 millones a reserva legal y US$ 106.9 millones a resultados
acumulados, incluyendo la utilidad del año.
Balance General
(Miles de dólares US$)
952,1
64
637,3
50
314,8
14
866,0
65
574,3
44
291,7
21
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
1,000,000
Total activo Total pasivo Patrimonio neto
2014 2013
5.2
INVERSIONES DE CAPITAL
Durante el año 2014, Consorcio Transmantaro ejecutó inversiones en
gastos de capital por US$ 97 millones y corresponden a inversiones en
proyectos asociados a concesiones, entre los que destacan:
i. El proyecto SGT “Línea de transmisión Machupicchu-Abancay-Cotaruse en 220 kV”. Este proyecto comprende la construcción de 421 km de líneas, ampliación de subestaciones existentes, construcción de nuevas estaciones e instalaciones complementarias. La inversión estimada es de US$ 107 millones y al 2014 se ha ejecutado US$ 85 millones.
ii. El proyecto SGT “Línea de transmisión 500 KV Mantaro–Marcona–Socabaya–Montalvo en 500 kV y subestaciones asociadas”. Este proyecto comprende la construcción de 920 km de líneas, la construcción de dos subestaciones y la ampliación de tres subestaciones. La inversión estimada es de US$ 447 millones y al 2014 se ha ejecutado US$ 24 millones.
iii. El proyecto SGT “Línea de transmisión Trujillo- Chiclayo en 500 kV”. Este proyecto comprende la construcción 325 km de líneas e instalaciones complementarias. La puesta en operación comercial fue el 05 de julio de 2014 y la inversión al 2014 es de US$ 119 millones.
5.3
INDICADORES FINANCIEROS
Indicadores 2014 2013
Indice de Endeudamiento Patrimonial /1 1.75x 1.72x
Indice de Endeudamiento /1 0.58x 0.58x
Indice de Liquidez - Prueba corriente 2.47x 2.11x
Indice de Liquidez - Prueba acida 2.33x 2.02x
EBITDA (miles de US$) /2 89,706 90,196
Margen EBITDA/2 81.2% 82.7%
Margen Operacional /2 56.3% 60.7%
Margen Neto/2 20.9% 18.7%
1. Considera solo deuda Financiera
2. Incluye los ingresos por arrendamiento financieros y adenda N° 5 y N° 10.
Margenes calculados sobre la base de los ingresos operacionales
sin considerar el efecto de la CINIIF12
VI
Medio Ambiente
En el periodo 2014, continuamos desarrollando las actividades
enfocados en la conservación ambiental, previniendo y mitigando los
impactos negativos y potenciando los positivos.
Con la finalidad de consolidar la gestión ambiental de la empresa,
desarrollamos diversos proyectos enfocados en la mejora del
desempeño ambiental. Entre las principales actividades desarrolladas,
destacan las siguientes:
GESTIÓN DE INSTRUMENTOS AMBIENTALES
Para la viabilización de nuevos proyectos de infraestructura, se
gestionaron los instrumentos ambientales de acuerdo a la normativa
ambiental. Asimismo, se desarrollaron talleres y audiencias a fin de
informar a la población, que se encuentra ubicada dentro del área de
influencia, de los aspectos e impactos ambientales, así como, las
medidas de mitigación establecidas para los proyectos.
GESTIÓN DE RESIDUOS:
La gestión de residuos se enmarca en la normativa ambiental y en el
Plan de Manejo de Residuos Sólidos el cual incluye las etapas de
acondicionamiento, almacenamiento, transporte, tratamiento, reciclaje
y disposición final, considerando en cada etapa las opciones de
reutilización, reciclaje y recuperación. En el 2014 realizamos la
disposición final y reciclaje de los residuos generados en las
subestaciones y líneas de trasmisión a través de empresas autorizadas.
CAPACITACIÓN AMBIENTAL:
Destinamos una semana para capacitar y sensibilizar al personal en
temas relacionados a los aspectos e impactos ambientales identificados.
MONITOREOS AMBIENTALES:
Los programas de monitoreo ambiental buscan identificar y cuantificar
los impactos potenciales de contaminación a lo largo de todo el ciclo de
los proyectos (construcción, operación y abandono), así como cumplir
con los compromisos, obligaciones legales, además de demostrar la
efectividad de medidas de manejo y control ambiental diseñadas para
prevenir, controlar o mitigar impactos ambientales.
El programa de monitoreo ambiental del periodo 2014 realizamos los
monitoreos conforme a lo establecido en los instrumentos ambientales
y la normativa ambiental, tanto en la etapa de construcción como de
operación, se incluyó la medición de nivel de ruido, radiaciones no
ionizantes, flora, fauna y calidad de aire.
Asimismo, en el periodo 2014, se asumieron nuevos compromisos
ambientales, derivados de los nuevos proyectos, los cuales se vienen
desarrollando a través de programas ambientales.
VII Buen Gobierno
7.1
COMITÉ DE AUDITORÍA
El principal propósito del Comité de Auditoría es asistir al Directorio en
el cumplimiento de sus responsabilidades de vigilancia sobre el sistema
de control interno de la Empresa. Sesiona por lo menos cuatro veces al
año y está conformado por tres miembros.
• Ricardo Roa – Director, Presidente del Comité de Auditoría
• Brenda Rodríguez Tovar – Directora Alterna,
• David Escobar Rico – Auditor Corporativo interino del Grupo
ISA
El Gerente General y el Jefe de Auditoría Interna asisten al Comité con
voz y sin voto, este último, participa como Secretario Técnico del
Comité. El Auditor Externo asiste como invitado cuando sea requerido
por el Comité de Auditoría.
7.2
LÍNEA ÉTICA
Red de Energía del Perú S.A. como empresa vinculada que gestiona las
actividades de Consorcio Transmantaro S.A., le brinda el servicio de
Línea Ética, herramienta implementada para colaborar en la prevención
y detección del fraude y de conductas irregulares, a través de los
siguientes canales:
Línea gratuita: 0800-55305
Página web: https://www.lineaeticarep.com
Correo electrónico: [email protected]
La Empresa no ha tenido conocimiento de casos de corrupción en los
cuales se vea involucrada con terceros o que involucre a sus
colaboradores.