Modelo de Informe IFRS Informacion Adicional/ESTADO… · certificado de conclusión de la operación, para lo cual adjunta el informe técnico que incluye los estudios y simulaciones

Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. - EGASA

Estados Financieros

31 de diciembre de 2018 y de 2017

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 - 61


Estado de Situación Financiera

Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017

1

En miles de soles Nota 2018 2017 En miles de soles Nota 2018 2017

Activos Pasivos

Activos corrientes Pasivos corrientes

Efectivo y equivalentes al efectivo 6 270,787 307,868 Cuentas por pagar comerciales 15 83,555 50,771

Inversiones financieras y mobiliarias 7 136,855 21,375 Otras cuentas por pagar 16 19,555 14,105

Cuentas por cobrar comerciales 8 69,959 57,763 Impuesto a las ganancias corriente 17 2,376 -

Otras cuentas por cobrar 9 3,005 28,449 Provisión por beneficios a los empleados 18 4,816 4,728

Inventarios 10 8,180 6,811 Total pasivo corriente 110,302 69,604

Gastos contratados por anticipado 11 9,078 3,798

Total activos corrientes 497,864 426,064 Pasivos no corrientes

Otras cuentas por pagar 16 791 90

Activos no corrientes Provisión por beneficios a los empleados 18 183 422

Otras cuentas por cobrar 9 355 217 Impuestos a las ganancias diferido 17 29,985 28,139

Inversiones financieras y mobiliarias 7 - 19,029 Total pasivos no corrientes 30,959 28,651

Propiedades de Inversión 12 475 486 Total pasivos 141,261 98,255

Propiedades, planta y equipo 13 469,107 490,248

Activos intangibles 14 2,365 2,710 Patrimonio 19

Otros activos 18 19 Capital 772,213 772,213

Total activos no corrientes 472,320 512,709 Capital adicional 18 18

Reserva legal 18,848 13,355

Resultados acumulados 37,844 54,932

Total patrimonio 828,923 840,518

Total activos 970,184 938,773 Total pasivos y patrimonio 970,184 938,773

Las notas adjuntas de la página 5 a la 61 son parte integral de estos estados financieros.


Estado de Resultados Integrales

Por los años terminados el 31 de diciembre de 2018 y de 2017

2

En miles de soles Nota 2018 2017

Ingresos por servicio de energía 20 177,306 210,023

Costo del servicio de energía 21 (114,836) (145,629)

Utilidad bruta 62,470 64,394

Gastos de administración 23 (16,783) (14,647)

Gastos de venta 22 (3,829) (6,724)

Otros ingresos y gastos 25 10,242 738

(10,370) (20,633)

Utilidad de operación 52,100 43,761

Ingresos financieros 26 10,666 22,129

Gastos financieros 27 (4,285) (575)

Diferencia en cambio, neta 32.A.i (96) 495

Utilidad antes del impuesto a las ganancias 58,385 65,810

Impuesto a las ganancias 29 (20,481) (10,878)

Utilidad neta del año 37,904 54,932

Otros resultados integrales - -

Total resultado integral del año 37,904 54,932

Las notas adjuntas de la página 5 a la 61 son parte integral de los estados financieros.


Estado de Cambios en el Patrimonio

Por los años terminados al 31 de diciembre de 2018 y de 2017

3

En miles de soles Nota

Número de

acciones

(nota 19)

Capital

(nota 19)

Capital

adicional

(nota 19)

Reserva

legal

(nota 19)

Resultados

acumulados

(nota 19) Total

Saldos al 1 de enero del 2017 772,213,402 772,213 18 6,982 63,726 842,939

Transferencia a la reserva legal - - - 6,373 (6,373) -

Distribución de dividendos 19.D - - - - (57,353) (57,353)

Total resultado integral del año - - - - 54,932 54,932

Saldos al 31 de diciembre de 2017 772,213,402 772,213 18 13,355 54,932 840,518

Ajuste en aplicación inicial de la NIIF 9 neto

de impuestos

- - - - (60) (60)

Saldos al 1 de enero de 2018 reexpresado 772,213,402 772,213 18 13,355 54,872 840,458

Transferencia a la reserva legal - - - 5,493 (5,493) -

Distribución de dividendos 19.D - - - - (49,439) (49,439)

Total resultado integral del año - - - - 37,904 37,904

Saldos al 31 de diciembre de 2018 772,213,402 772,213 18 18,848 37,844 828,923

Las notas adjuntas de la página 5 a la 61 son parte integral de los estados financieros.


Estado de Flujos de Efectivo

Por los años terminados al 31 de diciembre de 2018 y de 2017

4

En miles de soles 2018 2017

Actividades de operación

Ingresos por servicio de energía 201,652 244,151

Proveedores de bienes y servicios (82,099) (158,861)

Remuneraciones y servicios sociales (16,861) (16,671)

Impuesto a las ganancias pagado (14,331) (19,080)

Cobro de intereses 10,619 11,943

Pago de intereses (354) (152)

Otros cobros de efectivo relativos a la actividad 84,953 64,906

Otros pagos de efectivo relativos a la actividad (58,243) (53,801)

Flujo neto proveniente de las actividades de operación 125,336 72,435

Actividades de inversión

Adquisición de inversiones financieras (116,378) (19,284)

Rescate de inversiones financieras 19,927 237,485

Adquisición de propiedades, planta y equipo (12,750) (1,677)

Pago por inversión en obras en curso (3,722) (7,053)

Adquisición y desarrollo de activos intangibles (55) (969)

Flujo neto (utilizado en) proveniente de las actividades de

inversión

(112,978) 208,502

Actividades de financiamiento

Pago de dividendos (49,439) (57,353)

Flujo neto utilizado en las actividades de financiamiento (49,439) (57,353)

(Disminución) aumento neto de efectivo y equivalentes al

efectivo (37,081) 223,584

Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del año 307,868 84,284

Efectivo y equivalente al efectivo al final del año 270,787 307,868

Las notas adjuntas de la página 5 a la 61 son parte integral de estos estados financieros.


Notas a los Estados Financieros


5

1. Identificación y Actividad Económica

A. Identificación

Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. - EGASA (en adelante la Compañía), se

constituyó el 15 de marzo de 1994, como empresa estatal de derecho privado del sector Energía y

Minas, basándose en los desaportes de activos aprobados por las juntas generales de accionistas de

Electro Perú S.A. y de la Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., operación que estuvo contemplada

en la Resolución Suprema N° 165-93 y Resolución Ministerial 177-93 EM/VME. La Compañía inicia

sus actividades el 1 de marzo de 1994, y el único accionista es el Fondo Nacional de Financiamiento

de la Actividad Empresarial del Estado (FONAFE), el cual posee el 100% de las acciones de su

capital.

El domicilio legal de la Compañía es Pasaje Ripacha 101, Chilina, Arequipa, Perú.

B. Actividad económica

La Compañía se dedica a la generación y venta de energía y potencia eléctrica a las empresas de

distribución de servicio público de electricidad, a clientes libres finales y al mercado "spot" dentro del

territorio peruano, que forman parte del Sistema Eléctrico interconectado Nacional (SEIN), para lo

cual cuenta con nueve centrales de generación: seis hidroeléctricas en el departamento de Arequipa

y tres termoeléctricas (dos en el departamento de Arequipa y una en el departamento de lca).

C. Central Térmica Pisco (C.T. Pisco)

En Acuerdo de Directorio del 29 de agosto de 2018 se aprobó la desactivación de la Central Térmica

Independencia (Pisco), y posteriormente en Junta General de Accionistas celebrada el 14 de

diciembre de 2018, se aprobó autorizar a la Compañía para que renuncie al título habilitante

(autorización) para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en la C.T. Pisco por una

potencia instalada de 74.80 MW, como consecuencia del Decreto Supremo N° 043-2017-EM que

estableció nuevas reglas y condiciones para la determinación del costo variable a declarar por parte

de las centrales de generación que usan gas natural como insumo, lo cual ha ocasionado que el

despacho de la C.T. Pisco se reduzca significativamente.

Mediante carta GG-0474/2018-EGASA de fecha 26 de diciembre de 2018, la Compañía informó al

COES SINAC acerca de su decisión de la desactivación de la C.T. Pisco a partir del 1 de abril de

2019.

Mediante carta GG-0064/2019-EGASA de fecha 08 de febrero de 2019, la Compañía solicita al

COES SINAC la aceptación de la conclusión comercial de la C.T. Pisco y proceder a la emisión del

certificado de conclusión de la operación, para lo cual adjunta el informe técnico que incluye los

estudios y simulaciones para dos años luego de la fecha prevista de retiro de la operación comercial.

Como consecuencia de lo descrito, la Compañía decidió provisionar el saldo neto de la C.T. Pisco

mediante una provisión por desvalorización por miles de S/ 8,902 (nota 13). Asimismo, con relación a

posibles efectos onerosos derivados de la terminación de los contratos de suministro de gas, de

transporte y de distribución de gas que permiten la operación de la C.T. Pisco, la Gerencia General

ha informado que los contratos culminaran sin que se generen perjuicios económicos o pérdidas

distintas a las que implica una normal operación de los mismos al 31 de marzo de 2019, y frente a

ello se descarta posibles provisiones por contratos onerosos conforme a la NIC 37.

La Gerencia de la Compañía ha evaluado otras posibles provisiones derivadas de acciones

sancionatorias por parte de COES o de cualquier otro organismo público, y considera que las

acciones desarrolladas por la Gerencia Comercial permitirán a la Compañía responder

adecuadamente, por lo que no será necesario reconocer mayores provisiones a la fecha.




6

D. Aprobación de los estados financieros

Los estados financieros al 31 de diciembre de 2018 han sido aprobados por la Gerencia de la

Compañía el 28 de enero de 2019 y serán presentados para la aprobación del Directorio y los

Accionistas en los plazos establecidos por Ley. En opinión de la Gerencia de la Compañía, los

estados financieros adjuntos serán aprobados sin modificaciones. Los estados financieros por el año

terminado el 31 de diciembre de 2017 han sido aprobados por la Junta General Obligatoria Anual de

Accionistas el día 5 de abril de 2018.

2. 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. Ley de Concesiones Eléctricas

En Perú, el sector eléctrico se rige principalmente 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 19 de febrero de 1993; y sus modificatorias y ampliatorias.

De acuerdo con dicha ley, el sector eléctrico peruano está dividido en tres segmentos: generación,

transmisión y distribución de electricidad. A partir de octubre de 2000, el sistema eléctrico peruano

está conformado por un solo Sistema Interconectado Nacional (SINAC), además de algunos

sistemas aislados. La Empresa desarrolla sus operaciones dentro del segmento de generación de

energía eléctrica perteneciendo al SINAC. En el año 2006, la Ley de Concesiones Eléctricas fue

modificada al promulgarse la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación Eléctrica, que introdujo cambios en la regulación del sector.

De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas y sus modificatorias, la operación de las centrales

de generación y de los sistemas de transmisión se sujetarán a las disposiciones del Comité de

Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional - COES-SINAC, con la finalidad de

coordinar su operación al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía

eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. El COES-SINAC regula los precios

de transferencia de potencia y energía entre los generadores y valoriza mensualmente dichas

transferencias, así como las compensaciones a los titulares de los sistemas de trasmisión y

compensaciones a otras generadoras, conforme a la regulación establecida por OSINERGMIN al

respecto.

B. Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica

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 y al

riesgo de racionamiento; así como adoptar medidas para propiciar la efectiva competencia en el

mercado de generación.

Los principales cambios introducidos por la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación Eléctrica, están referidos a la participación en el mercado de corto plazo, además de las

empresas de generación, a las empresas de distribución y los grandes clientes libres, incluyéndose

por tanto a distribuidores y clientes libres como integrantes del COES-SINAC, modificándose la

estructura de este organismo. Adicionalmente, se introdujo 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 y optativamente para el caso de usuarios libres. Tal disposición tiene por finalidad

establecer un mecanismo que promueva las inversiones en nueva capacidad de generación a través

de contratos de suministro de electricidad de largo plazo y precios firmes con empresas

distribuidoras.




7

C. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

Mediante Ley N° 26734, promulgada el 27 de diciembre de 1996, se creó el Organismo Supervisor

de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN (antes OSINERG), cuya finalidad es supervisar

las actividades que desarrollan las empresas en los sub-sectores de electricidad e hidrocarburos,

velar por la calidad y eficiencia del servicio brindado al usuario y fiscalizar el cumplimiento de las

obligaciones contraídas por los concesionarios en los contratos de concesión; así como de los

dispositivos legales y normas técnicas vigentes, incluyendo lo relativo a la protección y conservación

del medio ambiente.

Asimismo, como parte de su función normativa, OSINERGMIN tiene la facultad de dictar dentro de

su competencia, reglamentos y normas de carácter general, aplicables a las entidades del sector y a

los usuarios.

En aplicación del Decreto Supremo N° 001-2010-MINAM, OSINERGMIN ha transferido las funciones

de supervisión, fiscalización y sanción ambiental en materia de hidrocarburos en general y

electricidad al Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental OEFA, creado por el Decreto

Legislativo N° 1013 que aprueba la Ley de Creación, Organización y Funciones del Ministerio del

Ambiente.

D. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos

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,

incluyendo el alumbrado público, y las obligaciones de las empresas del sector eléctrico y los

clientes que operan en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas.

La NTCSE contempla procedimientos de medición, tolerancias y una aplicación por etapas,

asignando la responsabilidad de su implementación y aplicación a OSINERGMIN; así como la

aplicación, tanto a empresas eléctricas como a clientes, de penalidades y compensaciones en casos

de incumplimiento de los parámetros establecidos por la norma.

Actualmente se encuentra en aplicación la Tercera Etapa de la NTCSE, cuyo plazo de aplicación

según dicha norma es indefinido. Al 31 de diciembre de 2018, la Gerencia de la Compañía estimó

que, en caso de surgir alguna contingencia relacionada al incumplimiento de los parámetros

establecidos por la NTCSE, esta no tendrá un efecto significativo en relación con los estados

financieros tomados en su conjunto.

E. Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico

El 18 de noviembre de 1997 se promulgó la Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector

Eléctrico, Ley N° 26876, la cual establece que las concentraciones verticales iguales o mayores

al 5% u horizontales iguales o mayores al 15% que se produzcan en las actividades de generación,

transmisión y distribución de energía eléctrica se sujetarán a un procedimiento de autorización

previa a fin de evitar concentraciones que afecten la libre competencia. Mediante Resolución

N° 012-99/INDECOPI/CLC, se establecen 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.




8

F. Decreto de Urgencia N° 049-2008 Decreto de Urgencia que asegura continuidad en la

prestación del servicio eléctrico

El 18 de diciembre del 2008 se publicó el Decreto de Urgencia N° 049·2008, con el cual se fijaron

criterios para efectos del despacho económico establecido en el marco regulatorio del sub-sector

eléctrico. Uno de éstos es que los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico

interconectado Nacional (SEIN) se determinarán considerando que no existe restricción de

producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, no debiendo ser superiores

al valor límite de S/ 313,50 por MWh establecido por el Ministerio de Energía y Minas en su

Resolución N° 607·2008-MEM/DM, publicada el 1 de enero del 2009. También se estableció que los

retiros sin contrato que efectúen las distribuidoras del SEIN para atender a sus usuarios regulados,

serán asignados por el COES a los generadores, valorizados a los precios en barra del mercado

regulado, en proporción a la energía firme eficiente anual de cada generador menos sus ventas de

energía por contratos.

La vigencia del Decreto de Urgencia fue del 1 de enero del 2009 al 31 de diciembre del 2011. Sin

embargo, ésta fue prorrogada sucesivamente por el Decreto de Urgencia N° 079-2010 hasta el 31 de

diciembre del 2013, posteriormente por la Ley N° 30115 hasta el 31 de diciembre del 2016 y

finalmente, por la Ley N° 30513 hasta el 1 de octubre del 2017.

Al 31 de diciembre de 2018 y 2017, la Gerencia de la Compañía estima que ha cumplido con el

Decreto de Urgencia N° 049 -2008, por lo que no existen pasivos que afecten los estados

financieros tomados en su conjunto.

G. Suspensión de la aplicación del CASE (Cargo de Afianzamiento de la Seguridad

Energética), el Cargo por Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos (Cargo

Tarifario SISE) y la Tarifa Regulada de Seguridad (TRS)

Mediante la Resolución N° 011-2017-0S/CD de fecha 25 de enero de 2017, se acordó la suspensión

de la aplicación del CASE fijado en la Resolución N° 074-2016-0S/CD, que incluye el reajuste a través

de la actualización trimestral. Las empresas eléctricas responsables de la recaudación del CASE

deberán emitir un nuevo pliego tarifario, el cual no deberá incluir dicho cargo. Asimismo, queda

suspendida la inclusión del CASE en los recibos y facturas que se emitan por el servicio de

electricidad a partir de la vigencia de la presente resolución.

Asimismo, se acordó la suspensión de la aplicación del Cargo Tarifario SISE y la TRS fijado en la

Resolución N° 070 -2016 -0 S/CD. Las empresas recaudadoras de los citados cargos no podrán

incluir los referidos conceptos en los recibos, facturas o comprobantes de pago emitidos a partir de

la vigencia de la presente resolución, por el servicio de transporte de gas natural por red de ductos,

así como por las ventas primarias de combustibles líquidos, GLP y otros productos derivados de los

líquidos de gas natural. El saldo al 31 de diciembre de 2017 por estos conceptos asciende a miles de

S/ 82 y se encuentra registrado en la cuenta "cuentas por pagar a OSINERGMIN". A dicha fecha, a

ley no ha determinado como proceder a devolver o liquidar el monto recaudado.

De acuerdo a la Resolución OSINERGMIN Nº 230-2017-OS/CD, publicada el 18 de diciembre de

2017, se aprobaron los montos a transferir por concepto de CASE a los agentes beneficiarios. En

aplicación de dicha Resolución, la Compañía presentó a OSINERGMIN el cronograma de

transferencias por concepto de CASE, el cual contempla las siguientes fechas:

▪ 10 de febrero de 2018: depósito de OSINERGMIN a EGASA por el importe de miles de

S/ 616.

▪ 16 de febrero de 2018: devolución por CASE de EGASA a TISUR, MICHELL y CERRO VERDE;

por un importe total de miles de S/ 494.




9

Es decir, habiéndose a la fecha cerrado la liquidación del CASE al 31 de diciembre de 2018, no existe

saldo por este concepto.

La Gerencia estima que este cambio en la regulación no afectará las operaciones de la Compañía.

H. Decreto Supremo N° 043-2017, Decreto Supremo que modifica el artículo 5 del Decreto

Supremo Nº 016-2000-EM.

Mediante el artículo 5 del Decreto Supremo N° 016-2000-EM, se reguló la declaración del precio

único del gas natural que debían efectuar las empresas generadoras integrantes del COES y a través

del Decreto Supremo N° 043-2017 se modificó dicha norma en cuanto a la forma de determinación

del precio único del gas natural puesto en el punto de entrega de cada central de generación, siendo

que éste deberá considerar los costos de suministro, transporte y distribución de gas natural y no

podrá ser menor a un precio mínimo cuyos factores dependen del precio de suministro de gas

natural y de las condiciones Take or Pay de cada central; para ello se requirió que todas las empresas

generadoras entreguen con carácter de declaración jurada al COES, la información contractual

necesaria para calcular el precio mínimo de gas natural al que hace referencia.

I. Decreto Supremo N° 022-2018-EM, Decreto Supremo que modifica el reglamento de

Licitaciones de Suministro de Electricidad.

Mediante Decreto Supremo N° 022-2018-EM del 5 de setiembre de 2018 se aprobó el

procedimiento transitorio para la evaluación de adendas a los contratos resultantes de licitaciones,

por el cual se autoriza a las empresas distribuidoras y generadores a suscribir modificaciones a los

referidos contratos, siempre que se cumplan con las condiciones estipuladas en la única disposición

complementaria y transitoria de la norma referida, previa aprobación de OSINERGMIN.

En la disposición complementaria transitoria única del citado Decreto Supremo N° 022-2018-EM, se

establece un procedimiento transitorio, para aprobación y firma de adendas a los contratos, vigente

desde el 6 de setiembre hasta el 31 de diciembre de 2018, en el que se autoriza a las distribuidoras

y generadoras a suscribir modificaciones al contrato referidas al plazo de vigencia, potencia

contratada y/o precios firmes que se encuentren vigentes al 5 de setiembre de 2018.

Como resultado de los citados procesos de renegociación de los contratos de licitaciones de largo

plazo efectuados en aplicación del D.S. N°022-2018-EM, el 31 de diciembre de 2018 se suscribieron

dos (2) adendas a los contratos de suministro de electricidad de las citadas empresas distribuidoras,

por un periodo de 12 meses renovables por dos periodos iguales, que incluye la opción de vender

energía a dichas empresas al término del plazo indicado, a la tarifa establecida en el contrato actual

original.

De acuerdo a lo indicado en el párrafo anterior, se han ampliado los plazos de vigencia de dichos

contratos hasta por diez (10) años, a partir del año 2022, por la potencia contratada total de

139.84 MW y por las adendas contratados 38.40 MW, tal como se describe a continuación:

Adenda firmada con Plazo Hasta 2021

Potencia

MW A partir de

Potencia

MW

Luz del Sur S.A.A. 7 años 2021 107.12 2024 32.21

Enel Distribución S.A. 7 años 2021 32.72 2024 6.19

139.84 38.40




10

En cumplimiento de lo establecido en el acápite c. (i) del numeral 1.2 de la cláusula primera de los

citados acuerdos de opción suscritos con las distribuidoras, la Compañía procedió a registrar las

obligaciones por la contraprestación inicial del periodo 2018 y reconoció la obligación por el periodo

2019, de acuerdo al siguiente detalle:

En miles de soles

Set- Dic

2018

Ene – Dic

2019 Total

Adenda firmada con

Luz del Sur S.A.A. 2,472 7,414 9,886

Enel Distribución S.A. 480 1,441 1,921

Total valores sin IGV por acuerdos de opción 2,952 8,855 11,807

J. Ley que establece el mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el

mercado regulado

El 3 de enero de 2008 se publicó la Ley N° 29179, que establece el mecanismo para asegurar el

suministro de electricidad para el mercado regulado. Esta Ley indica que las demandas de potencia y

energía destinadas al servicio público de electricidad, que no cuenten con contratos de suministro de

energía eléctrica que las respalden (mediante los mecanismos de licitación de suministro de

electricidad establecidos en la Ley N° 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la

generación eléctrica, y/o mediante los contratos bilaterales suscritos al amparo del Decreto Ley

N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas), serán asumidas por los generadores conforme al

procedimiento que establezca OSINERGMIN.

Para tal fin, el monto faltante para cerrar las transferencias de energía en el COES, debido a los

retiros de potencia y energía sin contrato valorizado a precios de barra del mercado regulado, se

asignará a los generadores en proporción a la energía firme eficiente anual del generador, menos sus

ventas de energía que tengan por sus contratos. El incumplimiento de pago por parte de las

distribuidoras a los generadores constituirá causal de caducidad de la concesión en caso de

reincidencia. En opinión de la Gerencia de la Compañía, las ventas registradas por el retiro de energía

de sus generadoras por parte del COES son razonables, y serán cobradas a las distribuidoras durante

el mes siguiente de ser registradas.

K. Ley de Recursos Hídricos, Ley N° 29338

El 23 de marzo de 2009 se publica la Ley 29338 “Ley de Recursos Hídricos, y su reglamento por

Decreto Supremo N° 001-2010-Ag, cerrado el 23 de marzo de 2010” y “Reglamento del Decreto

Legislativo N° 1221”; las cuales tienen por objeto regular el uso y gestión de los recursos hídricos

que comprenden al agua continental: superficial y subterránea, y los bienes asociados a esta; así

mismo, promover el aprovechamiento sostenible, conservación, protección de la calidad e

incremento de la disponibilidad del agua y la protección de sus bienes asociados, así como el uso

eficiente del agua.

L. Decretos supremos fundados en el marco de situaciones de emergencias

Mediante Decreto Supremo N° 007-2017-EM publicado el 18 de marzo del 2017, debido a las

constantes lluvias y desastres naturales que ocurrieron en nuestro país se ha establecido medidas

inmediatas a fin de garantizar el suministro de energía eléctrica a los usuarios del Servicio Público a

nivel nacional, como son la inaplicación de Normas Técnicas de Calidad de los Servicios Eléctricos y

la declaración de un periodo de 30 días de Situación Excepcional en el SEIN.

Mediante Decreto Supremo N° 008-2017-EM publicado el 23 de marzo del 2017, se establece un

régimen de autorización para la importación de energía en situación de emergencia. En el marco de

situaciones de emergencia según lo dispuesto en la Decisión 757, concordado con el numeral 5.3

del Reglamento Interno para la aplicación de la Decisión 757 de la CAN, y en ausencia de otras

opciones disponibles, el COES se encuentra autorizado a realizar intercambios de electricidad de

emergencia para asegurar el suministro eléctrico al Servicio Público de Electricidad.




11

3. Bases de Preparación de los Estados Financieros

A. Declaración de cumplimiento

Los estados financieros separados han sido preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de

Información Financiera (en adelante NIIF), emitidas por el International Accounting Standards Board

(IASB por sus siglas en inglés) y vigentes al 31 de diciembre del 2018 y de 2017, respectivamente.

Los estados financieros por el año terminado el 31 de diciembre de 2018 son los primeros que la

Compañía prepara aplicando la “NIIF 15 Ingresos de Actividades Ordinarias Procedentes de

Contratos con Clientes” y la “NIIF 9 Instrumentos Financieros”. La nota 5 incluye la información

sobre cómo la Compañía adoptó estas NIIF por primera vez.

B. Responsabilidad de la información

La información contenida en estos estados financieros separados es responsabilidad de la Gerencia

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.

C. Bases de medición

Los estados financieros adjuntos han sido preparados a partir de los registros de contabilidad de la

Compañía y de acuerdo con el principio de costo histórico a excepción de los préstamos y las cuentas

por cobrar se registran inicialmente a su valor razonable y debido a que el efecto de su descuento es

irrelevante, subsecuentemente se valorizan a su valor nominal, y de ser aplicable, netas de la

provisión para cuentas de cobranza dudosa.

D. Moneda funcional y moneda de presentación

Los estados financieros se presentan en soles (S/), que es la moneda funcional y de presentación de

la Compañía. Toda la información en soles ha sido redondeada a la unidad en miles (S/ 000), excepto

cuando se indica lo contrario.

E. Uso de estimaciones y juicio

La preparación de estados financieros de acuerdo con NIIF requiere que la Gerencia utilice juicios,

estimados y supuestos para determinar los saldos reportados de activos y pasivos, la exposición de

activos y pasivos contingentes a la fecha de los estados financieros así como los montos reportados

de ingresos y gastos por los años terminados el 31 de diciembre de 2018 y 2017.

Las estimaciones contables, por definición, muy pocas veces serán iguales a los respectivos

resultados reales. En opinión de la Gerencia, estas estimaciones se efectuaron sobre la base de su

mejor conocimiento de los hechos relevantes y circunstancias a la fecha de preparación de los

estados financieros; sin embargo, los resultados finales podrán diferir de las estimaciones incluidas

en los estados financieros. La Gerencia de la Compañía no espera que las variaciones, si las hubiera,

tengan un efecto importante sobre los estados financieros.

La información sobre supuestos e incertidumbre de estimación que tienen un riesgo significativo de

resultar en un ajuste material, se incluyen en las notas:

Nota 4.A, deterioro del valor de activos financieros.

Notas 4.D, la vida útil y valores residuales de propiedades, planta y equipo.

Nota 4.F, deterioro del valor de activos no financieros.

Nota 4.H, beneficios a los empleados.

Notas 4.L, reconocimiento de los impuestos a las ganancias.

Nota 4.I, provisiones.




12

Medición de los valores razonables

El valor razonable es el precio que se recibiría por vender un activo o que se pagaría al transferir un

pasivo, en una transacción ordenada entre participantes del mercado a la fecha de medición. La

medición al valor razonable se basa en el supuesto de que la transacción para vender el activo o

transferir el pasivo tiene lugar, ya sea:

En el mercado principal para el activo o pasivo, o

En ausencia de un mercado principal, en el mercado más ventajoso para el activo o pasivo.

El mercado principal o más ventajoso debe ser accesible por la Compañía.

El valor razonable de un activo o pasivo se mide utilizando los supuestos que los participantes en el

mercado usarían al ponerle valor al activo o pasivo, asumiendo que los participantes en el mercado

actúan en su mejor interés económico.

La medición del valor razonable de activos no financieros toma en consideración la capacidad de un

participante en el mercado para generar beneficios económicos, mediante el mayor y mejor uso del

activo o vendiendo a otro participante en el mercado que usaría el activo de la mejor manera posible.

La Compañía utiliza técnicas de valuación que son apropiadas en las circunstancias y por las cuales

tiene suficiente información disponible para medir al valor razonable, maximizando el uso de datos

observables relevantes y minimizando el uso de datos no observables.

Todos los activos y pasivos por los cuales se revelan valores razonables en los estados financieros,

que sean diferentes a sus valores en libros, son clasificados dentro de la jerarquía de valor razonable

descrita a continuación, en base al nivel más bajo de los datos usados que sean significativos para la

medición al valor razonable como un todo:

Nivel 1: Precios cotizados (no ajustados) en mercados activos para activos o pasivos idénticos.

Nivel 2: Técnicas de valuación por las cuales el nivel más bajo de información que es significativo

para la medición al valor razonable es directa o indirectamente observable.

Nivel 3: Técnicas de valuación por las cuales el nivel más bajo de información que es significativo

para la medición al valor razonable no es observable.

Para los activos y pasivos que son reconocidos al valor razonable en los estados financieros sobre

una base recurrente, la Compañía determina si se han producido transferencias entre los diferentes

niveles dentro de la jerarquía mediante la revisión de la categorización al final de cada periodo de

reporte.

La Gerencia de la Compañía determina las políticas y procedimientos para mediciones al valor

razonable recurrentes y no recurrentes. A cada fecha de reporte, la Gerencia analiza los movimientos

en los valores de los activos y pasivos que deben ser valorizados de acuerdo con las políticas

contables de la Compañía.

Para propósitos de las revelaciones de valor razonable, la Compañía ha determinado las clases de

activos y pasivos sobre la base de su naturaleza, características y riesgos y el nivel de la jerarquía de

valor razonable, tal como se explicó anteriormente.




13

4. Principales Políticas Contables

A continuación, se presenta las principales políticas contables significativas utilizadas por la Gerencia

de la Compañía para la preparación de los estados financieros:

A. Instrumentos financieros

i. Reconocimiento y medición inicial

Los deudores comerciales e instrumentos de deuda emitidos inicialmente se reconocen cuando

estos se originan. Todos los otros activos financieros y pasivos financieros se reconocen

inicialmente cuando la Compañía se hace parte de las disposiciones contractuales del instrumento.

Un activo financiero (a menos que sea un deudor comercial sin un componente de financiación

significativo) o pasivo financiero se mide inicialmente al valor razonable más, en el caso de una

partida no medida al valor razonable con cambios en resultados, los costos de transacción

directamente atribuibles a su adquisición o emisión. Un deudor comercial sin un componente de

financiación significativo se mide inicialmente al precio de la transacción.

ii. Clasificación y medición posterior

Activos financieros

Política contable a partir del 1 de enero de 2018

En el reconocimiento inicial, un activo financiero se clasifica como medido a: costo amortizado, a

valor razonable con cambios en otro resultado integral- inversión en deuda, a valor razonable con

cambios en otro resultado integral- inversión en patrimonio, o a valor razonable con cambios en

resultados.

Los activos financieros no se reclasifican después de su reconocimiento inicial, excepto si la

Compañía cambia su modelo de negocio por uno para gestionar los activos financieros, en cuyo caso

todos los activos financieros afectados son reclasificados el primer día del primer periodo sobre el

que se informa posterior al cambio en el modelo de negocio.

Un activo financiero deberá medirse al costo amortizado si se cumplen las dos condiciones

siguientes y no está medido a valor razonable con cambios en resultados:

- El activo financiero se conserva dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo es mantener

los activos financieros para obtener flujos de efectivo contractuales; y

- Las condiciones contractuales del activo financiero dan lugar, en fechas especificadas, a flujos

de efectivo que son únicamente pagos del principal e intereses sobre el importe del principal

pendiente.

Una inversión en deuda deberá medirse al valor razonable con cambios en otro resultado integral si

se cumplen las dos condiciones siguientes y no está medido a valor razonable con cambios en

resultados:

- El activo financiero se conserva dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo se logra tanto

obteniendo los flujos de efectivo contractuales como vendiendo los activos financieros; y

- Las condiciones contractuales del activo financiero dan lugar, en fechas especificadas, a flujos

de efectivo que son únicamente pagos del principal e intereses sobre el importe del principal

pendiente.




14

En el reconocimiento inicial de una inversión de patrimonio que no es mantenida para negociación, la

Compañía puede realizar una elección irrevocable en el momento del reconocimiento inicial de

presentar los cambios posteriores en el valor razonable en otro resultado integral. Esta elección se

hace individualmente para cada inversión.

Todos los activos financieros no clasificados como medidos al costo amortizado o al valor razonable

con cambios en otro resultado integral como se describe anteriormente, son medidos al valor

razonable con cambios en resultados. Esto incluye todos los activos financieros derivados. En el

reconocimiento inicial, la Compañía puede designar irrevocablemente un activo financiero que de

alguna otra manera cumple con el requerimiento de estar medido al costo amortizado o al valor

razonable con cambios en otro resultado integral como al valor razonable con cambios en resultados

si haciéndolo elimina o reduce significativamente una incongruencia de medición o reconocimiento

que surgiría en otro caso.

Evaluación de si los flujos de efectivo contractuales son sólo pagos del principal y los

intereses: Política aplicable a partir del 1 de enero de 2018

Para propósitos de esta evaluación, el “principal” se define como el valor razonable del activo

financiero en el momento del reconocimiento inicial. El interés se define como la contraprestación

por el valor temporal del dinero por el riesgo crediticio asociado con el importe principal pendiente

durante un periodo de tiempo concreto y por otros riesgos y costos de préstamos básicos (por

ejemplo, el riesgo de liquidez y los costos administrativos), así como también un margen de utilidad.

Al evaluar si los flujos de efectivo contractuales son sólo pagos del principal y los intereses, la

Compañía considera los términos contractuales del instrumento. Esto incluye evaluar si un activo

financiero contiene una condición contractual que pudiera cambiar el calendario o importe de los

flujos de efectivo contractuales de manera que no cumpliría esta condición. Al hacer esta evaluación,

la Compañía considera:

- Hechos contingentes que cambiarían el importe o el calendario de los flujos de efectivo;

- Términos que podrían ajustar la razón del cupón contractual, incluyendo características de

tasa variable,

- Características del pago anticipado y prórroga; y

- Termino que limitan el derecho de la Compañía a los flujos de efectivo procedentes de activos

específicos (por ejemplo, características sin recurso).

Una característica de pago anticipado es consistente con el criterio de únicamente pago del principal

y los intereses si el importe del pago anticipado representa sustancialmente los importes no

pagados del principal e intereses sobre el importe principal, que puede incluir compensaciones

adicionales razonables para la cancelación anticipada del contrato. Adicionalmente, en el caso de un

activo financiero adquirido con un descuento o prima de su importe nominal contractual, una

característica que permite o requiere el pago anticipado de un importe que representa

sustancialmente el importe nominal contractual más los intereses contractuales devengados (pero

no pagados) (que también pueden incluir una compensación adicional razonable por término

anticipado) se trata como consistente con este criterio si el valor razonable de la característica de

pagos anticipado es insignificante en el reconocimiento inicial.




15

Medición posterior y ganancias y pérdidas: Política contable a partir del 1 de enero de 2018

La Compañía clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías:

- Activos financieros al valor razonable con cambios en resultados

Estos activos se miden posteriormente al valor razonable. Las ganancias y pérdidas netas,

incluyendo cualquier ingreso por intereses o dividendos, se reconocen en resultados. No obstante

en el caso de los derivados designados como instrumentos de cobertura.

- Activos financieros al costo amortizado

Estos activos se miden posteriormente al costo amortizado usando el método de interés efectivo. El

costo amortizado se reduce por las pérdidas por deterioro. El ingreso por intereses, las ganancias y

pérdidas por conversión de moneda extranjera y el deterioro se reconocen en resultados. Cualquier

ganancia o pérdida en la baja en cuentas se reconoce en resultados.

- Inversiones de deuda a Valor razonable con cambios en otro resultado integral

Estos activos se miden posteriormente al valor razonable. El ingreso por intereses calculado bajo el

método de interés efectivo, las ganancias y pérdidas por conversión de moneda extranjera y el

deterioro se reconocen en resultados. Otras ganancias y pérdidas netas se reconocen en otro

resultado integral. En el momento de la baja en cuentas, las ganancias y pérdidas acumuladas en

otro resultado integral se reclasifica en resultados.

- Inversiones de patrimonio a Valor razonable con cambios en otro resultado integral

Estos activos se miden posteriormente al valor razonable. Los dividendos se reconocen como

ingresos en resultados a menos que el dividendo claramente represente una recuperación de parte

del costo de la inversión. Otras ganancias y pérdidas se reconocen en otro resultado integral y nunca

se reclasifican en resultados.

Pasivos financieros

Clasificación, medición posterior y ganancias y pérdidas

Los pasivos financieros se clasifican como medidos al costo amortizado o al valor razonable con

cambios en resultados. Un pasivo financiero se clasifica al valor razonable con cambios en resultados

si está clasificado como mantenido para negociación, es un derivado o es designado como tal en el

reconocimiento inicial. Los pasivos financieros al valor razonable con cambios en resultados se

miden al valor razonable y las ganancias y pérdidas netas, incluyendo cualquier gasto por intereses,

se reconocen en resultados. Los otros pasivos financieros se miden posteriormente al costo

amortizado usando el método de interés efectivo. El ingreso por intereses y las ganancias y pérdidas

por conversión de moneda extranjera se reconocen en resultados. Cualquier ganancia o pérdida en la

baja en cuentas también se reconoce en resultados.

iii. Baja en cuentas

Activos financieros

La Compañía da de baja en cuentas un activo financiero cuando expiran los derechos contractuales

sobre los flujos de efectivo del activo financiero, o cuando transfiere los derechos a recibir los flujos

de efectivo contractuales en una transacción en que la se transfieren sustancialmente todos los

riesgos y beneficios de la propiedad del activo financiero, o no transfiere ni retiene sustancialmente

todos los riesgos y beneficios relacionados con la propiedad y no retiene control sobre los activos

transferidos.

La Compañía participa en transacciones en las que transfiere los activos reconocidos en su estado

de situación financiera pero retiene todos o sustancialmente todos los riesgos y ventajas de los

activos transferidos. En esos casos, los activos transferidos no son dados de baja en cuentas.




16

Pasivos financieros

La Compañía da de baja en cuentas un pasivo financiero cuando sus obligaciones contractuales son

pagadas o canceladas, o bien hayan expirado. La Compañía también da de baja en cuentas un pasivo

financiero cuando se modifican sus condiciones y los flujos de efectivo del pasivo modificado son

sustancialmente distintos. En este caso, se reconoce un nuevo pasivo financiero con base en las

condiciones nuevas al valor razonable.

En el momento de la baja en cuentas de un pasivo financiero, la diferencia entre el importe en libros

del pasivo financiero extinto y la contraprestación pagada (incluidos los activos que no son en

efectivo transferidos o los pasivos asumidos) se reconoce en resultados.

iv. Compensación

Un activo y un pasivo financiero serán objeto de compensación, de manera que se presente en el

estado de situación financiera su importe neto, cuando y solo cuando la Compañía tenga, en el

momento actual, el derecho, exigible legalmente, de compensar los importes reconocidos y tenga la

intención de liquidar por el importe neto, o de realizar el activo y liquidar el pasivo simultáneamente.

B. Efectivo y equivalentes al efectivo

El efectivo y equivalentes al efectivo presentados en el estado de situación financiera comprenden

los saldos en caja, fondos fijos, cuentas corrientes y depósitos a plazo. Para efectos de preparar el

estado de flujos de efectivo, el efectivo y equivalentes al efectivo incluye el efectivo y los depósitos

con vencimiento original menor a tres meses.

C. Inventarios

Los inventarios están valuados al costo o al valor neto de realización, el menor. El costo de

adquisición de los inventarios comprende el precio de compra, los aranceles de importación y otros

impuestos (que no sean recuperables posteriormente de la Administración Tributaria), los

transportes, el almacenamiento y otros costos directamente atribuibles a la adquisición de los

inventarios.

El valor neto de realización es el precio de venta de los inventarios en el curso normal del negocio,

menos los costos para poner los inventarios en condición de venta y los gastos de comercialización

y distribución. El costo se determina siguiendo el método de costo promedio ponderado mensual,

excepto en el caso de los inventarios para recibir, los cuales se presentan al costo específico de

adquisición.

La Gerencia evalúa periódicamente la desvalorización y obsolescencia de estos activos. La

desvalorización y obsolescencia se registra con débito a resultados cuando se estima que existen en

base a estimados de las áreas técnicas de la Compañía.

Los suministros que la Compañía espera usar coma parte de sus operaciones, son mantenidos en

inventarios y enviados resultados a medida que se utilizan. Aquellos suministros, tales como partes

y repuestos importantes, que se espera utilizar durante más de un periodo y que están vinculados a

un elemento de propiedad, planta y equipo, son registrados coma unidades de reemplazo y se

deprecian siguiendo el método de línea recta durante su vida útil estimada.

D. Propiedades, planta y equipo

El rubro propiedades, planta y equipo se presenta al costo, neto de su depreciación acumulada y de

las pérdidas acumuladas por deterioro de su valor, si las hubiere, punto (G). Dentro del costo se

incluye el precio de compra, aranceles e impuestos de compra no reembolsables y cualquier costo

directamente atribuible para ubicar y dejar al activo en condiciones de trabajo y uso.




17

Los desembolsos incurridos después de que las propiedades, planta y equipo se hayan puesto en

operación para reparaciones y gastos de mantenimiento y de reacondicionamiento, se cargan a los

resultados del periodo en que se incurren.

Los gastos de mantenimiento o reparaciones mayores comprenden el costo de reemplazo de los

activos o partes de los activos y los costos de reacondicionamiento (" Overhaul"). El gasto es

capitalizado cuando se reemplaza un activo o una parte de un activo que se depreció de manera

separada y que se elimina en libros, y es probable que los beneficios económicos futuros asociados

con dicho activo o parte de activo fluyan a la Compañía durante un periodo de vida útil adicional.

Cuando la parte reemplazada del activo no fue considerada separadamente como un componente, el

valor de reemplazo es usado para estimar el valor en libros de los activos reemplazados, el cual es

inmediatamente castigado.

Para los componentes significativos de propiedades, planta y equipo que deben ser reemplazados

periódicamente, la Compañía da de baja al componente reemplazado y reconoce al componente

nuevo con su correspondiente vida útil y depreciación. Del mismo modo, cuando se efectúa una

inspección de gran envergadura, el costo de la misma se reconoce como un reemplazo en la medida

que se cumpla los requisitos para su reconocimiento, que principalmente es que aumente su vida

útil. Todos los demás costos rutinarios de reparación y mantenimiento se reconocen en los

resultados a medida que se incurran.

El valor presente del costo estimado para el desmantelamiento del activo después de su uso se

incluye en el costo de ese activo, en la medida en que se cumplan los requisitos para el

reconocimiento de la estimación respectiva.

Las obras en curso representan los proyectos que se encuentran en construcción y se registran al

costo, y no se deprecian hasta que los activos relevantes se terminan y están operativos.

Los terrenos son medidos al costo y tienen vida útil ilimitada por lo que no se deprecian. La

depreciación de los otros activos de este rubro es calculada siguiendo el método de línea recta

considerando las siguientes vidas útiles estimadas:

Años

Edificios y otras construcciones 3 a 80

Maquinaria y equipo 1 a 63

Unidades de transporte 2 a 6

Muebles y enseres 1 a 12

Equipos de cómputo 1 a 15

Equipos diversos 1 a 27

Unidades de reemplazo (repuestos estratégicos) 33

Las vidas útiles y los métodos de depreciación se revisan a cada fecha de cierre de año y de ser

necesario, se ajustan prospectivamente.

Una partida del rubro propiedades, planta y equipo se da de baja al momento de su venta o cuando

no se espera obtener beneficios económicos futuros por su uso o venta. Cualquier ganancia o

pérdida en el momento de dar de baja el activo (calculada como la diferencia entre el ingreso neto

procedente de la venta del activo y su importe en libros) se incluye en el estado de resultados

integrales cuando se da de baja el activo.




18

Los costos de las obligaciones financieras se activan como parte de los rubros de propiedades,

planta y equipo cuando están directamente relacionados con 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.

Las propiedades, planta y equipo recibidos a cambio de activos no monetarios se miden a valor

razonable, a menos que la transacción de intercambio no tenga carácter comercial o no pueda

medirse con fiabilidad ni el valor razonable del activo recibido ni el del active entregado. El carácter

comercial se evalúa considerando en qué medida se espera que cambien los flujos de efectivo

futuros como consecuencia de dicha transacción. La valoración de una permuta a valor razonable

dará lugar al reconocimiento de una ganancia o pérdida en base al activo entregado.

Según Directiva Corporativa de Gestión empresarial de FONAFE aprobada mediante acuerdo de

Directorio N° 003-2018/006-FONAFE denominada Lineamientos corporativo de política contable

define la toma de inventarios físicos de los elementos de Propiedad Planta y Equipo para las

empresas generadores cada 2 años.

E. Activos intangibles

Los activos intangibles se registran al costo de adquisición y están presentadas netas de su

amortización acumulada y pérdidas acumuladas por deterioro de su valor, si las hubiera. El software

de computadora se capitaliza sobre la base de los costos asumidos para adquirir y ponerlo en uso.

Estos costos son amortizados siguiendo el método de la línea recta, considerando una vida útil

estimada de 10 años.

F. Propiedades de inversión

Las propiedades de inversión son presentadas al costo de adquisición de ingreso al patrimonio, de

conformidad con lo dispuesto a la NIC 40 "Propiedades de inversión", siguiendo el modelo de costo

histórico. Por consiguiente, son tratadas siguiendo lo previsto en la NIC 16 "Propiedades, planta y

equipo". Las propiedades de inversión se conforman por terrenos, construcciones, instalaciones. Los

conceptos diferentes a terrenos están sujetos a depreciación siguiendo el método de línea recta,

durante la vida útil estimada por el activo que es de 33 años.

Las propiedades de inversión se dan de baja, ya sea en el momento de su venta o cuando la

propiedad de inversión se retira del uso en forma permanente y no se espera recuperar beneficio

económico alguno de su venta. La diferencia entre el ingreso neto procedente de la venta y el

importe en Libros del activo se reconoce en el estado de resultados en el periodo en el que el activo

es dado de baja.

Se realizan transferencias a o desde las propiedades de inversión solamente cuando exista un

cambio en el uso del activo Para una transferencia desde una propiedad de inversión hacia un

componente de propiedad, planta y equipo, el costo atribuido tornado en cuenta para su posterior

contabilización es el valor razonable del activo a la fecha del cambio de uso. Si un componente de

propiedad, planta y equipo se transfiere a una propiedad de inversión, la Compañía contabiliza el

activo hasta la fecha del cambio de uso de acuerdo con la política establecida para propiedades,

planta y equipo




19

G. Deterioro del valor de los activos de larga duración (no financieros)

A cada fecha de cierre del periodo sobre el que se informa, la Compañía evalúa si existe algún indicio

de que un activo pudiera estar deteriorado en su valor. Si existe tal indicio, o cuando una prueba

anual de deterioro del valor para un activo lo requiera, la Compañía estima el importe recuperable de

este activo. El importe recuperable de un activo es el mayor valor entre el valor razonable menos los

costos de venta y su valor de uso, y se determina para un activo individual, salvo que el activo no

genere flujos de efectivo que sean sustancialmente independientes de los otros activos o grupos de

activos (unidad generadora de efectivo - UGE), en cuyo caso se estiman para la UGE.

Cuando el valor en libros de un activo o de una UGE excede su importe recuperable, se considera

que el activo ha perdido valor y es reducido a su importe recuperable. Al evaluar el valor en uso de

un activo, los flujos de efectivo estimados se descuentan a su valor presente mediante una tasa de

descuento antes de impuestos que refleja las evaluaciones corrientes del mercado sobre el valor

temporal del dinero y los riesgos específicos del activo.

Para la determinación del valor razonable menos los costos de venta se toman en cuenta

transacciones recientes del mercado, si las hubiere. Si no pueden identificarse este tipo de

transacciones, se utiliza un modelo de valoración que resulte apropiado. Estos cálculos se verifican

contra múltiplos de valoración y otros indicadores disponibles del valor razonable.

Cuando existe una pérdida por deterioro reconocida anteriormente, la Compañía efectúa una prueba

de deterioro a cada fecha de reporte para determinar si existe evidencia de que dicha pérdida ya no

existe o ha disminuido. Si existe esta evidencia, la Compañía estima el importe recuperable del

activo o de la UGE. Una pérdida por deterioro reconocida previamente sólo se revierte si hubo un

cambio en los supuestos usados para determinar el importe recuperable de un activo desde la última

vez en que se reconoció la pérdida por deterioro del valor. La reversión se limita de tal manera que el

importe en libros del activo no exceda su importe recuperable, ni exceda el importe en libros que se

hubiera determinado, neto de la correspondiente depreciación, si no se hubiese reconocido una

pérdida por deterioro para el activo en los periodos anteriores. Dicha reversión se reconoce en el

estado de resultados integrales.

La conformación de las UGE a partir del año 2017 tiene en consideración el respaldo contractual para

que la Compañía pueda entregar la potencia y energía comprometidas. En ese sentido, las Centrales

Térmicas de Chilina y Mollendo ahora son parte de las otras siete UGE que tiene la Compañía, y

juntas podrán afrontar los compromisos de venta hasta el año 2032.

Este hecho económico obliga a reconformar las UGES, agrupando los activos de las Centrales

Térmicas de Chilina y Mollendo como activos contributivos que otorgan respaldo contractual a las

UGES de Charcani IV, Charcani V y Charcani VI.

H. Beneficios a empleados

La Compañía tiene obligaciones de corto plazo por beneficios a sus empleados que incluyen

sueldos, aportaciones sociales, gratificaciones de ley, bonificaciones por desempeño y

participaciones en las utilidades. Estas obligaciones se registran mensualmente con cargo al estado

de resultados integrales a medida que se devengan.

De acuerdo con las normas legales, la participación de los trabajadores es calculada sobre la misma

base que la usada para calcular el impuesto a las ganancias corriente, y es presentada en el estado

de resultados integrales dentro de los rubros "Costo del servicio de energía", "Gastos de

administración" y "Gastos de ventas", según corresponda.




20

La Compañía otorga premios por antigüedad a sus empleados por cada periodo de cinco años

trabajados (quinquenio), los cuales se calculan en base a un porcentaje de la remuneración vigente al

término del periodo. Esta obligación se estima sobre la base de cálculos actuariales. La Compañía

registra el gasto según el criterio del devengado y cualquier ganancia o pérdida actuarial se registra

directamente en el estado de resultados integrales.

I. Provisiones

Reconocimiento y medición

Se reconoce una provisión solo cuando la Compañía tiene alguna obligación presente (legal o

implícita) como consecuencia de un hecho pasado, es razonable que se requerirá para su liquidación

un flujo de saldos de recursos y pueda hacerse una estimación confiable del monto de la obligación.

Las provisiones se revisan periódicamente y se ajusta para reflejar la mejor estimación que se tenga

a la fecha del estado de situación financiera. El gasto relacionado con una provisión se muestra en el

estado de resultados y otros resultados integrales. Cuando son significativas, las provisiones son

descontadas a su valor presente usando una tasa de que refleje los riesgos específicos relacionado

con el pasivo. Cuando se efectué el descuento, el aumento de la provisión por el paso del tiempo es

reconocido como un costo financiero.

Desmantelamiento

El pasivo por desmantelamiento es reconocido 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. 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 propiedades, planta y equipo

por un monto equivalente a la provisión. Posteriormente, dicho importe será depreciado al igual que

las partidas de propiedades, 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 año.

J. Contingencias

Los pasivos contingentes son registrados en los estados financieros cuando se considera que es

probable que se confirmen en el tiempo y puedan ser razonablemente cuantificados; en caso

contrario, solo se revela la contingencia en notas a los estados financieros.

Los activos contingentes no son registrados en los estados financieros, pero son divulgados en

notas cuando es probable que se produzca un ingreso de beneficios económicos hacia la Compañía.

No obstante, cuando la realización del ingreso es virtualmente cierta, el activo correspondiente no se

considera de carácter contingente y, por lo tanto, se reconoce en los estados financieros.

K. Reconocimiento de ingresos

Los ingresos se miden con base en la contraprestación especificada en un contrato con un cliente.

La Compañía reconoce los ingresos cuando transfiere el control sobre un bien o servicio a un cliente.




21

La siguiente tabla presenta información sobre la naturaleza y la oportunidad de la situación de las

obligaciones de desempeño en contratos con clientes, incluyendo términos de pago significativos, y

las correspondientes políticas de reconocimiento de ingresos.

Tipo de producto / servicio

Naturaleza y oportunidad de la

satisfacción de las obligaciones de

desempeño, incluyendo términos de

pago significativos

Reconocimiento de ingresos bajo la

NIIF 15 (aplicable a contar del 1 de

enero de 2018)

Venta de energía y potencia La Compañía efectúa la prestación del

suministro de energía eléctrica a sus

clientes bajo un marco regulatorio en el

sector y satisface sus obligaciones de

desempeño a medida en que se presta el

servicio. La Compañía tiene la obligación de

brindar un servicio permanente y que en el

caso de tener interrupciones en el servicio

está obligado a compensar al cliente de

acuerdo a Ley y por la Norma Técnica de

Calidad de Servicio Eléctrico. Los servicios

se facturan mensualmente con un plazo de

pago de quince (15) días calendarios, a partir

de la fecha de su emisión.

Los ingresos de actividades ordinarias se

reconocen en la medida que sea probable

que los beneficios económicos fluyan a la

Compañía y que los ingresos se puedan

medir de manera fiable,

independientemente del momento en el

que el cobro es realizado. Los ingresos se

miden por el valor razonable de la

contraprestación recibida o por recibir,

teniendo en cuenta las condiciones de

pago definidas contractualmente y sin

incluir impuestos ni aranceles.

Los ingresos de actividades ordinarias

procedentes de la venta de energía y

potencia se reconocen mensualmente

sobre la base de lecturas cíclicas y son

reconocidas íntegramente en el periodo

en el que se presta el servicio.

Ingresos por intereses

Los ingresos por intereses se registran utilizando la tasa de interés efectiva y se incluyen en la línea

de ingresos financieros del estado de resultados integrales.

Ingresos por venta de propiedades, planta y equipo

Los ingresos por venta de propiedades, planta y equipos se reconocen cuando se ha transferido al

comprador todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los mismos.

Otros ingresos

Los otros ingresos se reconocen a medida que se realizan y se registran en los periodos con los

cuales se relacionan.

Costo del servicio de energía

El costo del servicio de energía se carga a resultados en la medida en que se incurre e incluye

principalmente los costos de consumo de lubricantes y combustibles, depreciación, peaje por

transmisión y compra de energía y potencia que están directamente relacionados a la prestación del

servicio.




22

Otros costos y gastos

Los costos y gastos se reconocen a medida que se devengan, independientemente del momento

que se realizan, y se registran en los periodos en los cuales se relacionan.

L. Impuestos

i. Impuesto a las ganancias corriente

El pasivo por impuesto a las ganancias corriente es medido en base al importe que será pagado a las

autoridades tributarias, de acuerdo a las normas vigentes para determinar la renta imponible.

Las devoluciones que se realizan por la autoridad tributaria por concepto de reclamaciones se

incluyen en la línea de gastos por impuesto a las ganancias del estado de resultados integrales.

ii. Impuesto a las ganancias diferido

El impuesto a las ganancias diferido es reconocido usando el método del pasivo por las diferencias

temporales entre las bases tributaria y contable de los activos y pasivos en la fecha del estado de

situación financiera. Los activos y pasivos diferidos se miden utilizando las tasas de impuesto que se

esperan aplicar a la renta imponible en los años en que estas diferencias se recuperen o eliminen.

Los pasivos diferidos son reconocidos para todas las diferencias temporales. Todas las diferencias

deducibles y las pérdidas arrastrables generan el reconocimiento de activos diferidos en la medida

que sea probable que exista utilidad gravable contra la cual se puedan compensar las diferencias

temporales deducibles y se puedan usar las pérdidas tributarias arrastrables. El valor en libros del

activo diferido es revisado en cada fecha del estado de situación financiera y es reducido en la

medida en que no sea probable que exista suficiente utilidad imponible contra la cual se pueda

compensar todo o parte del activo diferido. Los activos diferidos no reconocidos son revisados en

cada fecha del estado de situación financiera.

iii. Impuesto general a las ventas

Los ingresos de actividades ordinarias, los gastos y los activos se reconocen excluyendo el monto

de impuesto general a las ventas, salvo:

Cuando el impuesto general a las ventas (IGV) incurrido en una adquisición de activos o

servicios no resulta recuperable de la autoridad fiscal, en cuyo caso el IGV se reconoce como

parte del costo de adquisición del activo o como parte de la partida del gasto, según

corresponda.

Las cuentas por cobrar y por pagar que ya están expresadas con el importe del IGV incluido.

El importe neto del impuesto general a las ventas que se pueda recuperar de la autoridad fiscal o

que se le deba pagar, se incluye como parte de las otras cuentas por cobrar o por pagar en el estado

de situación financiera.

M. Normas emitidas aún no vigentes

Una serie de nuevas normas son aplicables a los periodos anuales que comienzan después del

1 de enero de 2018 y su aplicación anticipada está permitida; sin embargo, las siguientes normas

nuevas o sus modificaciones no han sido aplicadas anticipadamente por la Compañía en la preparación

de estos estados financieros.

De las normas que aún no entran en vigencia, se espera que la NIIF 16 no tenga un impacto significativo

sobre los estados financieros de la Compañía en su periodo de aplicación inicial.




23

NIIF 16: Arrendamientos

Esta norma introduce un modelo de reconocimiento de arrendamientos dentro del estado de

situación financiera. Un arrendatario reconoce un activo por derecho de uso representado por el

derecho de usar el activo subyacente y un pasivo representado por su obligación de hacer pagos por

arrendamiento. Existen excepciones opcionales en la aplicación de esta norma para arrendamientos

de corto plazo y bienes de bajo valor. La contabilidad para el arrendador permanece similar a la

establecida por la norma de arrendamientos actual.

Esta norma reemplaza la NIC 17 Arrendamientos, CINIIF 4 Determinación de si un Acuerdo contiene

un Arrendamiento, Interpretación SIC-15 Arrendamientos Operativos – Incentivos y la Interpretación

SIC-27 Evaluación de la Esencia de las Transacciones que adoptan la Forma Legal de un

Arrendamiento.

La norma es efectiva para los periodos anuales que comienzan en o después del 1 de enero de

2019, permitiéndose la adopción anticipada para compañías que apliquen NIIF 15 en o antes de la

fecha de aplicación inicial de NIIF 16.

Evaluación de impacto en EGASA

La Compañía aplicará la NIIF 16 para el periodo 2019 y ha evaluado el posible impacto sobre sus

estados financieros, producto de dicha evaluación ha identificado contratos de arrendamiento que

vienen siendo contabilizados como financieros acordes a los requerimientos de la NIIF 16, la

Compañía mantendrá el mismo tratamiento sobre éstas. Asimismo, ha identificado los siguientes

contratos a los cuales luego de realizar la evaluación de cumplimiento de requerimientos NIIF 16

determina los siguientes impactos:

Proveedor Activo

Renta mensual

Conclusión S/ US$ Contrato Observación

IBM del Perú S.A.C. Equipo de

cómputo

1,383 Contrato de

locación de

arrendamiento

operativo de 51

equipos de

cómputo, por el

plazo de 48

meses, por un

importe total de

US$ 78,324.00.

Bajo la NIIF 16 no

es obligatorio

activar un derecho

de uso y un

pasivo, por activos

de bajo valor de

forma individual,

tal como son los

equipos de

cómputo, es decir

registrar las cuotas

a resultados

conforme se

devengan.

Bajo la aplicación de la

NIIF 16 este contrato no

se ve afectado, debido a

que la Compañía ya viene

registrando un activo y

un pasivo tal como lo

establece la norma, por

lo tanto la Compañía

debe continuar con el

mismo tratamiento

contable que viene

realizando en la

actualidad.

Arrendamiento

Operativo

CIB S.A.C.

Vehículos 13,833

Contrato de

arrendamiento

operativo de

vehículos, por el

plazo de 48

meses, por un

importe total de

S/ 760,561

(incluido IGV).

Es un reporte

donde se detalla el

importe total del

contrato,

proveedor, bien

alquilado

Corresponde al alquiler

de vehículos por un plazo

de 48 meses. Dado que

el contrato empezó en

noviembre de 2018 y la

Compañía aplicará la

norma el 01.01.19, no

afecta la relevancia de la

información en el año

2018.




24

Proveedor Activo

Renta mensual

Conclusión S/ US$ Contrato Observación

Sonda del

Perú S.A.

Equipos de

cómputo

8,982 Corresponde al

arrendamiento

de 31 equipos de

cómputo por el

plazo de 48

meses, por un

total de

US$ 50,875.31

(incluido IGV).

Bajo la NIIF 16 no

es obligatorio

activar un derecho

de uso y un pasivo

por activos de bajo

valor de forma

individual, tal como

son los equipos de

cómputo, es decir

registrar las cuotas

a resultados

conforme se

devengan.

Corresponde al alquiler

de 31 equipos de

cómputo, no será

necesario activar por la

exención descrita en el

párrafo 5 (b) de la norma.

Contrato de servicios de distribución de Gas Natural – Contugas S.A.C.

Cumple los requerimientos de: identificación del activo, transferencia de controlar el uso. En tanto

que en la medida que la entidad reciba una compensación proporcional a dichos pagos, prevista

hasta el 2025 no cumple el criterio de contraprestación. Por tanto, no deberá de reconocerse como

arrendamiento financiero.

Otras normas

No se espera que las siguientes normas e interpretaciones modificadas tengan un impacto significativo

sobre los estados financieros de la Compañía.

CINIIF 23 Incertidumbre sobre Tratamientos de Impuesto a las Ganancias.

Características de Pago Anticipado con Compensación Negativa (Modificaciones a la NIIF 9).

Participaciones de Largo Plazo en Asociadas y Negocios Conjuntos (Modificaciones a la NIC 28).

Modificación, Reducción o Liquidación de un Plan (Modificaciones a la NIC 19).

Mejoras Anuales a las NIIF, Ciclo 2015-2017 - diversas normas.

Modificaciones a Referencias al Marco Conceptual en las NIIF.

NIIF 17 Contratos de Seguros.




25

5. Cambios en las Políticas Contables Significativas

La Compañía ha aplicado, la NIIF 15 y la NIIF 9 a partir del 1 de enero de 2018.

Debido a los métodos de transición escogidos por la Compañía al aplicar estas normas, la

información comparativa incluida en estos estados financieros no ha sido re-expresada para reflejar

los requerimientos de las nuevas normas. El efecto de la aplicación inicial de estas normas no ha

generado un impacto en los estados financieros al 31 de diciembre de 2018.

El efecto de la aplicación inicial de estas normas se atribuye principalmente a lo siguiente:

A. NIIF 15: Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes

La NIIF 15 establece un marco conceptual completo para determinar si deben reconocerse ingresos

de actividades ordinarias, cuándo se reconocen y en qué monto. Reemplazó a la NIC 18 Ingresos de

Actividades Ordinarias, la NIC 11 Contratos de Construcción y las interpretaciones relacionadas. La

NIIF 15 establece un modelo de cinco pasos para contabilizar los ingresos que surgen de los

contratos con clientes y requiere que los ingresos se reconozcan a un monto que refleje la

contraprestación a la que una entidad espera tener derecho a cambio de la transferencia de bienes o

servicios a un cliente. La NIIF 15 requiere que las entidades ejerzan su juicio, teniendo en cuenta

todos los hechos y circunstancias relevantes al aplicar cada paso del modelo a los contratos con sus

clientes. La norma también especifica la contabilidad de los costos incrementales de obtener un

contrato y los costos directamente relacionados con el cumplimiento de un contrato. Además, el

estándar requiere revelaciones extensas.

Para la implementación de NIIF 15, la Compañía ha cambiado su política contable de ingresos debido

al cambio en el reconocimiento de ingresos del peaje de transmisión principal y secundaria. El

cambio afecta la presentación en el estado de resultados integrales, disminuyendo los ingresos y los

costos de venta por la misma cantidad. Este efecto fue de miles S/ 35,232 por el año terminado el

31 de diciembre de 2018 y miles de S/ 54,222 al 31 de diciembre de 2017.

Los ingresos correspondientes a la provisión por el “Mecanismo de compensación por transferencia

de ducto uso propio” con CONTUGAS, no está bajo el análisis de la NIIF 15, debido a que no

cumplen con los requerimientos de identificación de contrato con cliente. Por ello, la Compañía ha

reclasificado dichos ingresos, junto con sus costos relacionados, por miles S/ 42,055, con abono al

rubro “Otros ingresos” y “Otros costos” respectivamente.

De acuerdo al método de adopción de NIIF 15, la Compañía ha aplicado la norma usando el método

retrospectivo modificado por el cual no reexpresa la información financiera comparativa.

B. NIIF 9: Instrumentos financieros

En julio de 2014, el International Accounting Standards Board (IASB) emitió la versión final de la

NIIF 9 Instrumentos Financieros, el objetivo de esta norma es establecer los principios para la

información financiera sobre todos los activos financieros y pasivos financieros.

La NIIF 9 establece los requerimientos para el reconocimiento y la medición de los activos financieros,

los pasivos financieros y algunos contratos de compra o venta de partidas no financieras. Esta norma

reemplaza la NIC 39 Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición.

Evaluación de impacto en EGASA

La clasificación se basaría en el modelo de negocio (gestión de activos financieros) que tiene la

Compañía y la naturaleza de los flujos de efectivo asociados al activo financiero. Reclasificaciones

sólo cuando cambia el modelo de negocio.




26

Activos financieros

Se determinó que la Compañía no mantiene para negociar o vender sus activos financieros (efectivo

y equivalentes al efectivo, inversiones financieras (depósitos a plazo, fondos mutuos, entre otros),

cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar) y de acuerdo a la evaluación del criterio

de Solamente Pago de Principal e Intereses (SPPI) de estos activos financieros, el modelo de

negocio es recuperar todos los flujos contractuales (principal e intereses, en caso se presente),

motivo por tal la Compañía continuará midiendo estos activos financieros al costo amortizado, no

teniendo impacto con la medición actual que presenta., excepto por los que se reconocen a valor

razonable con cambios en patrimonio.

Pasivos financieros

Se determinó que los pasivos financieros no son mantenidos para negociar ni se optó por la opción

de valor razonable, motivo por tal la Compañía continuará midiendo estos pasivos financieros al

costo amortizado, no teniendo impacto con la medición actual que presenta

Contabilidad de cobertura

La Compañía no ha realizado evaluación debido a que no mantiene instrumentos financieros

derivados al 31 de diciembre de 2018 y 2017.

Deterioro del valor – Activos financieros y activos por contratos

La NIIF 9 reemplaza el modelo de ‘pérdida incurrida’ de la NIC 39 por un modelo de ‘pérdida

crediticia esperada’ (en adelante PCE). Esto requerirá que se aplique juicio considerable con respecto

a cómo los cambios en los factores económicos afectan las PCE, lo que se determinará sobre una

base promedio ponderada. El nuevo modelo de deterioro será aplicable a los activos financieros

medidos al Valor razonable con Cambios en Otros Resultados Integrales, excepto por las inversiones

en instrumentos de patrimonio, y a los activos de contratos. Bajo la NIIF 9, las provisiones para

pérdidas se medirán usando una de las siguientes bases:

Pérdidas crediticias esperadas de 12 meses. Estas son pérdidas crediticias esperadas que

resultan de posibles eventos de incumplimiento dentro de los 12 meses posteriores a la

fecha de presentación; y

Pérdidas crediticias esperadas durante el tiempo de vida del activo. Estas son pérdidas

crediticias esperadas que resultan de posibles eventos de incumplimiento durante la vida

esperada de un instrumento financiero.

La medición de las PCE durante el tiempo de vida del activo aplica si el riesgo de crédito de un activo

financiero a la fecha de presentación ha aumentado significativamente desde el reconocimiento

inicial y la medición de las pérdidas crediticias esperadas de 12 meses aplica si este riesgo no ha

aumentado. La Compañía puede determinar que el riesgo de crédito de un activo financiero no ha

aumentado significativamente si el activo tiene un riesgo de crédito bajo a la fecha de presentación.

No obstante, la medición de las pérdidas crediticias esperadas durante el tiempo de vida siempre es

aplicable para las cuentas por cobrar comerciales y los activos del contrato sin un componente de

financiación significativo (menores a 12 meses).

Enfoque simplificado

La Compañía usó el enfoque simplificado para las pérdidas crediticias de cuentas por cobrar

comerciales y los activos del contrato debido a que contienen un componente de financiación no

significativo.

Por ello, como resultado de su evaluación por aplicación por primera vez de la NIIF 9, la Compañía

reconoció una mayor provisión por miles de S/ 237 con cargo a resultados acumulados por miles de

S/ 60 y resultado del ejercicio por miles de S/ 297 (nota 8).




27

Como resultado de la evaluación de la Gerencia de la Compañía y su área técnica, no reconoció

ningún activo diferido por impuesto a las ganancias, ya que consideró la mayor provisión de pérdida

esperada como no deducible al no cumplir con los requerimientos establecidos por las normas

tributarias vigentes.

La Compañía aprovecho la exención que le permite no re expresar la información comparativa de

periodos anteriores en lo que se refiere a los cambios de clasificación y medición (incluido el

deterioro). Las diferencias en los importes en libros de los activos y pasivos financieros que resultan

de la adopción de la NIIF 9 se reconocieron en resultados acumulados al 1 de enero de 2018.

Impacto sobre el estado de situación financiera

La tabla a continuación resume el impacto, neto de impuestos, de la transición a la NIIF 9 sobre el

saldo inicial de las reservas y las ganancias acumuladas.

En miles de soles Nota

Impacto de la adopción de la

NIIF 9 sobre el saldo inicial.

Resultados acumulados

Reconocimiento de las pérdidas crediticias esperadas bajo la

NIIF 9 8 (c) 60

Impuesto relacionado

-

Impacto al 1 de enero de 2018

60

La tabla a continuación y las notas adjuntas a continuación explican las categorías de medición

originales bajo la NIC 39 y las nuevas categorías de medición bajo la NIIF 9 para cada clase de los

activos financieros y pasivos financieros de la Compañía al 1 de enero de 2018.

El efecto de la adopción de la NIIF 9 sobre el importe en libros de los activos financieros al 1 de

enero de 2018 se relaciona únicamente con los nuevos requerimientos de deterioro.

En miles de soles

Clasificación original

bajo la NIC 39

Nueva clasificación

bajo la NIIF 9

Importe en

libros original

bajo la NIC 39

Nuevo importe

en libros bajo

la NIIF 9

Activos financieros

Efectivo y equivalentes al efectivo Préstamos y partidas

por cobrar

Costo amortizado

307,868 307,868

Instrumentos financieros Designado al VRCR Obligatoriamente a

VRCR 21,375 21,375

Deudores comerciales y otras

partidas por cobrar

Préstamos y partidas

por cobrar

Costo amortizado

60,884 60,884

Los deudores comerciales y otras cuentas por cobrar que estaban clasificados como préstamos y

partidas por cobrar bajo la NIC 39 ahora se clasifican al costo amortizado. Se reconoció un aumento

de miles de S/ 60 en la provisión para deterioro por estas partidas por cobrar en las ganancias

acumuladas iniciales al 1 de enero de 2018 cuando se realizó la transición a la NIIF 9.




28

6. Efectivo y Equivalentes al Efectivo

A continuación, se presenta la composición del rubro:


Caja y fondos fijos 12 7

Cuentas corrientes (a) 270,775 69,196

Depósitos a plazo (b) - 238,665

270,787 307,868

(a) Las cuentas corrientes se encuentran depositadas en bancos locales, en moneda nacional y

en moneda extranjera, son de libre disponibilidad y no generan intereses.

(b) Al 31 de diciembre de 2017, corresponde a depósitos a plazo con vencimientos originales

menores a 90 días, denominados en moneda nacional, que son mantenidos en bancos locales

y devengan intereses a tasas de mercado. Los intereses por los depósitos a plazo por el año

2017 se incluyen en el rubro ingresos financieros del estado de resultados integrales por

miles de S/ 11,043 (nota 26).

7. Inversiones Financieras y Mobiliarias



Depósitos a plazo (a) 114,936 -

Fondos mutuos (b) 21,919 21,375

Bonos subordinados (c) - 19,029

136,855 40,404

Por plazo

Corriente 136,855 21,375

No corriente - 19,029

136,855 40,404

(a) Los depósitos a plazo incluidos en este rubro corresponden, de acuerdo a las NIIF, a aquellos

con vencimientos originales mayores a 90 días denominados en moneda nacional y

extranjera, en bancos locales, que devengaron intereses a tasas de mercado.

Los intereses por los depósitos a plazo por los años 2018, se incluyen en el rubro ingresos

financieros del estado de resultados integrales por miles de S/ 9,522 (nota 26).

(b) Comprenden certificados de participación en Fondos Sura de renta variable. Asimismo, los

ingresos por valorización de los fondos mutuos a valor razonable por los años 2018 y 2017 se

incluye en el rubro "ingresos financieros" del estado de resultados integrales por miles de

S/ 426 y miles de S/ 255, respectivamente (nota 26).

(c) Corresponde a bonos subordinados con vencimiento mayor a un año a través del Grupo Coril

Sociedad Agente de Bolsa S.A. por el importe de miles de S/ 19,029 adquiridos al 31 de

diciembre del 2017. Los ingresos por valorización de los bonos subordinados ascendieron a

miles de S/ 553 en el año 2017 y se incluyen en el rubro "ingresos financieros" del estado de

resultados integrales (nota 26).

Al 31 de diciembre de 2018 la Compañía no mantiene bonos subordinados, debido a que en

marzo del 2018 se efectuó el rescate de dichos bonos y se reconocieron los efectos en el

rubro de “Gastos financieros”, reconociéndose una perdida por miles de S/ 305 (nota 27).




29

8. Cuentas por Cobrar Comerciales



Cuentas por cobrar a terceros (a) 5,455 5,879

Servicios prestados no facturados (b) 62,588 51,295

Cuentas por cobrar a partes relacionadas 28 2,213 2,196

70,256 59,370

Menos: Estimación por deterioro de cuentas por

cobrar comerciales (c)

(297) (1,607)

69,959 57,763

(a) Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, las cuentas por cobrar están denominadas

principalmente en soles, tienen vencimiento corriente, no generan intereses y no cuentan con

garantías específicas.

(b) Corresponde principalmente a la estimación de ingresos devengados por consumo de energía

y potencia del mes de diciembre de 2018 y 2017, los cuales fueron facturados en el primer

mes del año siguiente. La facturación en el mes de enero de 2019 y 2018 asciende en miles

de S/ 18,124 y miles de S/ 24,960, respectivamente.

Asimismo, comprende provisiones por la controversia por el Mecanismo de compensación

CONTUGAS, se debe a la no conformidad de las facturas ya que el cálculo que realiza

OSINERGMIN para el saldo pendiente de compensación no se ha tomado en cuenta los

montos efectivamente pagados a Contugas por los Operadores de las Centrales Generadoras

Beneficiadas.

La Compañía señala que el volumen de gas natural consumido consignado por Contugas en

las facturas que emite para el caso de EGASA difiere de los volúmenes registrados en el

sistema de medición de la acometida de la Central Eléctrica Pisco. Al 31 de diciembre de

2018 las provisiones por el Mecanismo de Compensación Contugas por miles de S/ 46,864 y

2017 por miles de S/ 22,604.

(c) Durante el año 2018, como resultado de su evaluación por aplicación por primera vez de la

NIIF 9 Instrumentos financieros, la Compañía reconoció una mayor provisión por miles de

S/ 237 con cargo a resultados acumulados por miles de S/ 60 y resultado del ejercicio por

miles de S/ 297.

La Compañía aplicó la NIIF 9 de manera prospectiva, con fecha de aplicación inicial el 1 de

enero de 2018. La Compañía no ha modificado la información comparativa, la cual continúa

siendo reportada bajo la NIC 39. Las diferencias que surgen de la adopción de la NIIF 9 han

sido reconocidas directamente en resultados acumulados del Estado de cambios en el

patrimonio.

2018 2017

No No

En miles de soles Deterioradas deterioradas Deterioradas deterioradas

Vigentes - 69,959 - 57,763

Vencidos de 1 a 30 días - - - -

Vencidos de 31 a 90 días - - - -

Vencidos más de 91 días 297 - 1,607 -

297 69,959 1,607 57,763




30

El movimiento de la estimación por deterioro de cuentas por cobrar comerciales:


Saldos iniciales 1,607 1,585

Aumentos 216 22

Impacto de aplicación de NIIF 9 por primera vez 5B 60 -

Recupero (1,586) -

Saldos finales 297 1,607

9. Otras Cuentas por Cobrar



Administración Tributaria (a) - 15,192

Gobierno Regional de Arequipa (b) 3,173 11,275

Cuentas por cobrar a partes relacionadas 28 1,793 1,482

Préstamos al personal – Préstamos ordinarios y

diferidos

590 997

Otras cuentas por cobrar 724 721

Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. 136 608

Intereses devengados de los depósitos a plazo 136 293

Enersur S.A. - 605

Saldo a favor de impuesto a la renta tercera categoría - 730

6,552 31,903

Menos- estimación para cuentas de cobranza

dudosa (c)

(3,192) (3,237)

3,360 28,666

Menos porción no corriente (355) (217)

Porción corriente 3,005 28,449

(a) El saldo al 31 de diciembre de 2017, corresponde a: (i) saldos reconocidos en el periodo 2017,

mediante resolución de intendencia N° 055-015-0000243/SUNAT, la Administración Tributaria,

conforme a lo ordenado por el Tribunal Fiscal en la Resolución Nº 07191-3-2017, determinó un

pago en exceso por el importe de miles de S/ 6,137 como pendiente al impuesto a la renta

del ejercicio 2000. La SUNAT ha quedado consentida y ejecutoriada, razón por la cual

adquiere el carácter de cosa juzgada procediendo su devolución conforme a lo establecido en

los artículos 38 y 39 del Código Tributario; (ii) intereses por miles de S/ 9,055.

Los ingresos financieros del año 2017 reconocidos en el rubro "Ingresos financieros" del

estado de resultados integrales (nota 26) por miles de S/ 9,836, mediante Resolución

N° 052-180-0002505/SUNAT, la Administración Tributaria determinó la devolución por

concepto de reparo efectuados al impuesto a la renta del ejercicio 2000 por miles de S/ 6,137

y por intereses devengados por miles de S/ 9,054.

El 06 de abril de 2018 Sunat realizó la cancelación del principal e intereses según Resolución

052-180- 00002926/SUNAT, correspondiente al periodo 2000 hasta el 2017 por miles de

S/ 9,055 (desde 2001 hasta 2017) y por el periodo 2018 miles de S/ 163.




31

(b) Comprende los siguientes conceptos de cuentas por cobrar al Gobierno Regional de Arequipa

(en adelante GRA):

En miles de soles Situación 2018 2017

Edificio

administrativo

Al 31 de diciembre del 2017 relacionado a la valorización total

del edificio administrativo; activado durante el año 2018. - 6,752

Plan de abandono

Chilina

Corresponde al saldo por cobrar al Gobierno Regional de

Arequipa por el diferencial de la factura N° 001-0005562 del

31-12-2014 emitida por miles de S/ 7,661 para gastos de

desmantelamiento parcial de la C.T. de Chilina; ya que el GRA

desembolso miles de S/ 6,700. 961 2,350

Laudo Arbitral por

lucro cesante

El 5 de octubre de 2016, el Tribunal Arbitral estableció en

miles de S/ 2,173, el importe que deberá abonar el GRA por

concepto de lucro cesante más los intereses legales

correspondientes. A la fecha, la Compañía ha presentado una

demanda judicial de ejecución del laudo arbitral contra el GRA

y ha registrado como una provisión por deterioro la cuenta por

cobrar, nota 22(a). 2,173 2,173

Otros gastos por

cobrar Gastos por procesos arbitrales 39

Saldos 3,173 11,275

(c) Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, el anticuamiento del saldo de otras cuentas por cobrar

es el siguiente:

En miles de soles

No

deteriorado Deteriorado Total

Al 31 de diciembre de 2018

Vigentes 3,360 - 3,360

Vencidos - - -

Más de 180 días - 3,192 3,192

3,360 3,192 6,552


Vigentes 28,666 - 28,666

Vencidos - - -

Más de 181 días - 3,237 3,237

28,666 3,237 31,903

El movimiento de la estimación por deterioro para las otras cuentas por cobrar se muestra

continuación:


Saldo inicial 3,237 86

Adiciones 25 - 3,151

Recuperos (45) -

Saldo final 3,192 3,237

En opinión de la Gerencia, la estimación por deterioro para otras cuentas por cobrar cubre

adecuadamente el riesgo de crédito al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, respectivamente.




32

10. Inventarios



Suministros (a) 5,058 5,064

Combustibles y lubricantes (b) 4,054 2,695

9,112 7,759

Menos: estimación por desvalorización de inventarios (c) (932) (948)

8,180 6,811

(a) Corresponde principalmente a adquisiciones de suministros diversos tales como materiales

eléctricos y accesorios, herramientas, filtros, entre otros, que la Compañía mantiene en sus

almacenes y que serán destinados al mantenimiento de sus centrales de generación eléctrica

y serán consumidos en el periodo corriente.

(b) Los combustibles y lubricantes se utilizan principalmente en la generación térmica en las

centrales de Chilina, Mollendo y Pisco. El aumento con respecto al año 2017, corresponde a

la compra petróleo para generación de energía de la Central Térmica de Chilina.

(c) El movimiento de la estimación por desvalorización de inventarios es el siguiente:


Saldos iniciales 948 1,076

Adiciones 23 - 13

Retiros (16) (141)

Saldos finales 932 948

En opinión de la Gerencia de la Compañía, la estimación por desvalorización registrada al 31 de

diciembre de 2018 y 2017; es suficiente y adecuada para cubrir el deterioro y desvalorización de los

inventarios a dichas fechas, de acuerdo a los informes técnicos de la Gerencia.

11. Gastos Contratados por Anticipado



Seguros pagados por anticipado (a) 5,134 3,134

Derechos de opción (b) 2,952 -

Licencias de uso de software 975 643

Otros 17 21

9,078 3,798

(a) El incremento al 31 de diciembre del 2018 es por la renovación de la Póliza de Seguro

contratado con Rímac Seguros y Reaseguros S.A. por concepto de seguro de multiriesgo,

cuya cobertura es del 30 de agosto del 2018 al 29 de febrero del 2020.




33

(b) Corresponde a las adendas de los contratos de suministro de electricidad (aplicación del DS

N° 022-2018-EM) que extienden los plazos hasta el año 2030, adicionándose una nueva

potencia contratada, que se activará desde el año 2024 hasta el año 2030 de la

contraprestación inicial de la Compañía, se obliga a realizar un pago inicial y posteriormente

retribuciones mensuales denominadas contraprestaciones, hasta la fecha en la que ejerza el

derecho de opción, ascendente a:

En miles de soles Pago único Mensual

Enel Distribución 480 120

Luz Del Sur 2,472 617

Total 2,952 737

12. Propiedades de Inversión

Al 31 de diciembre del 2018 y de 2017, corresponde a miles de S/ 475 y miles de S/ 486

respectivamente; este rubro incluye oficinas ubicadas en los Claustros de la Compañía, sito en la

calle Palacio Viejo 115 en la Provincia de Arequipa, destinados a la obtención de rentas mediante su

alquiler según contrato C.GG.- 032/2017-EGASA suscrito con Consejeros y Corredores de

Seguros S.A., por un importe mensual de miles US$ 4.

Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. EGASA



34

13. Propiedades, Planta y Equipo, Neto

A continuación, se presenta la composición y movimiento del rubro:

En miles de soles Nota Terrenos

Edificios y otras

construcciones

Maquinaria

y equipo

Unidades

de

transporte

Muebles y

enseres

Equipos de

cómputo

Equipos

diversos

Unidades

de

reemplazo

Anticipos

otorgados

Obras en

curso y

unidades por

recibir (d) Total

Costo

Saldo al 1 de enero 2017 6,426 405,089 791,506 2,111 1,396 14,403 31,227 40,469 40 6,640 1,299,307

Adiciones (a) - - - - - 24 231 1,535 1,205 6,263 9,258

Retiros (b) 25 - (3,855) (72,658) - (108) (2,851) (961) (2,276) (865) - (83,574)

Transferencias (c) - 105 4,874 65 802 316 1,111 (6,221) - (1,052) -

Saldo al 31 de diciembre de 2017 6,426 401,339 723,722 2,176 2,090 11,892 31,608 33,507 380 11,851 1,224,991

Adiciones (a) - 5,926 2,164 - - 14 1,707 5,741 161 3,765 19,478

Retiros (b) 25 - - - - (80) (40) (47) (4,198) (380) (90) (4,835)

Transferencias (c ) - 1,470 155 - 19 163 1,098 (742) - (2,163) -

Saldo al 31 de diciembre de 2018

6,426 408,735 726,041 2,176 2,029 12,029 34,366 34,308 161 13,363 1,239,634

Depreciación acumulada

Saldo al 1 de enero 2017 - 125,009 594,295 1,576 1,214 13,205 25,048 3,467 - - 763,814

Adiciones (a) 21,22,23

y 25 - 5,564 24,065 183 99 362 1,210 1,105 - - 32,588

Retiros (b) - (1,986) (72,575) - (108) (2,423) (966) (12) - - (78,070)

Transferencias (c) - 1 302 5 19 48 3 (378) - - -


- 128,588 546,087 1,764 1,224 11,192 25,295 4,182 - - 718,332

Adiciones (a) 21,22,23

y 25 - 5,640 24,185 190 112 440 1,359 964 - - 32,890

Retiros (b) - - - - (79) (39) (43) - - - (161)

Transferencias (c) - - 3 - - - 18 (21) - - -


- 134,228 570,275 1,954 1,257 11,593 26,629 5,125 751,061

Provisión de activos en desuso (e)

Saldo al 1 de enero de 2017 413 3,778 6,298 - - - 3 137 - - 10,629

Adiciones 21y23 365 655 7,549 - 13 169 1 - - - 8,752

Recupero - (1,574) (1,259) - - - - (137) - - (2,970)


778 2,859 12,588 - 13 169 4 - - - 16,411

Adiciones 21 505 1,169 7,146 - - 82 - - - - 8,902

Recupero (30) (1,795) (3,989) - (3) (26) (4) - - - (5,847)


1,253 2,233 15,745 - 10 225 - - - - 19,466

Valor neto en libros


5,648 269,892 165,047 412 853 531 6,309 29,325 380 11,851 490,248


5,173 272,274 140,021 222 762 211 7,737 29,183 161 13,363 469,107




35

(a) Durante el año 2018, las adiciones de edificios y otras construcciones corresponden

principalmente a la activación del edificio de oficinas administrativas ubicadas en Chilina

por miles de S/ 5,926; de Maquinarias y equipos corresponden los costos por

desmantelamientos de las Centrales Hidroeléctricas Charcani I, Charcani II y Charcani III por

miles de S/ 893; miles de S/ 616 y miles de S/ 655 respectivamente.

Las unidades de reemplazo se incrementa principalmente por la compra de equipos por miles

de S/ 1,315; reclasificación de suministros por implementación de recomendación N° 11 del

periodo 2017 por miles de S/ 1,884 y compra de repuestos importantes para mantenimientos

de las centrales por miles de S/ 2,542. Las Obras en curso se incrementan principalmente por

Charcani VII por miles de S/ 930 y por la construcción del canal para el reacondicionamiento

de lecho de rio en la zona de descarga del túnel de trasvase hacia la presa Pillones por miles

de S/ 1,702 y obras menores por miles S/ 1,133.

Durante el año 2017, las adiciones correspondieron principalmente a “Obras en curso” por

miles de S/ 6,263 que comprenden a la construcción del canal para el reacondicionamiento de

lecho de rio en la zona de descarga del túnel de trasvase hacia la presa Pillones, entre otros.

La depreciación ha sido distribuida de la siguiente forma:


Costo del servicio de energía 21 32,103 32,230

Gasto de ventas 22 128 105

Gastos de administración 23 659 253

32,890 32,588

(b) En el año 2018, las bajas corresponden principalmente a repuestos importantes que fueron

consumidos por miles de S/ 4,198; anticipos cobrados por miles de S/ 380 y de obras

enviadas al gasto por miles de S/ 90.

En el año 2017, la Compañía realizó la baja de los siguientes activos: Turbinas a Vapor Central

Térmica Chilina y Ex Oficinas Administrativas; y en consecuencia el costo y depreciación

acumulada disminuyeron por un monto de miles de S/ 76,048 y miles de S/ 74,162

respectivamente, lo cual originó un costo neto en la baja de estos activos por miles de

S/ 1,886.

(c) Durante el año 2018, las transferencias principalmente son por obras en curso liquidadas

como el comedor de Chilina por miles de S/ 529, Estacionamiento de Chilina por miles de

S/ 313, vestuario de Pisco por miles de S/ 499 y repuestos capitales por miles de S/ 456.

Durante el año 2017, las transferencias de "obras en curso y unidades por recibir “a

maquinaria y equipo" corresponden principalmente al cambio de válvula esférica para la

Central Hidráulica de Charcani V por miles de S/ 2,792 y al mantenimiento mayor del Mirles 3

de la turbina de la Central Térmica de Mollendo por miles de S/ 1,561.




36

(d) Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, este rubro se encuentra conformado principalmente

por las siguientes obras en curso:


Proyecto Hidroeléctrico Charcani VII (*) 8,467 7,537

Reparación Túnel trasvase Pillones (**) 4,236 2,534

Construcción Comedor y Estacionamiento CT Chilina - 784

Repuestos Rehabilitación CT Pisco - 324

Otros menores 660 672

13,363 11,851

(*) Corresponde a los estudios de factibilidad y perfil de la "Central Hidroeléctrica Charcani VII y Sistema de

interconexión al SEIN", cuyo proyecto ha sido aprobado por la Junta de Directorio y Accionistas de la

Compañía, el cual se encuentra en etapa de desarrollo desde julio de 2014. Charcani VII tiene como

objetivo incrementar la generación de energía eléctrica en el sur del para atender la demanda del SEIN.

Este proyecto reemplazará las centrales hidroeléctricas Charcani I, Charcani II y Charcani Ill. El tiempo

estimado de la construcción será entre 3 y 4 años.

(**) Corresponde a la construcción del canal para el reacondicionamiento del lecho del rio en la zona de

descarga del Túnel de Trasvase hacia la Presa Pillones.

(e) Pérdida por deterioro y reversión posterior

Durante el año 2018, por aplicación de la NIC 36 se recuperó la desvalorización de la

C.H. Charcani I por miles de S/ 1,162 y Charcani III por miles de S/ 3,575; debido a que se

estima que la Central de Charcani VII entrará en operación en el año 2022. En el año 2017, el

recupero ascendió a CH Charcani I por miles de S/ 464, Charcani III por miles de S/ 1,459 y

reversión de la desvalorización de la C.T. Chilina por baja en el desmantelamiento de turbinas

a vapor por miles de S/ 1,047 (nota 25).

Durante el 2018 no se ha realizado la prueba de deterioro con valor de uso de la C.T. Pisco

como UGE debido a la evaluación mediante el valor razonable neto de enajenación. La

evaluación se realizó de acuerdo a la metodología y procedimientos del Reglamento Nacional

de Tasaciones del Perú R.M N° 172-2016- Vivienda, se obtuvo un valor de desmantelamiento

por miles de S/ 3,387 y un valor presente estimándose que el desmantelamiento se va a

realizar en un lapso de 5 años por miles de S/ 2,520.

En el año 2017 conforme al párrafo 63 de la NIC 36, tras el reconocimiento de una pérdida por

deterioro del valor, los cargos por depreciación de los activos conformantes de la C.T. Pisco

es de miles de S/ 8,469.

14. Activos Intangibles

A continuación, se presenta la composición y el movimiento del rubro:


Costo

Saldos al 1 de enero 8,240 7,270

Adiciones 55 970

Saldo al 31 de diciembre 8,295 8,240

Amortización acumulada

Saldo al 1 de enero (5,530) (5,326)

Adiciones (400) (204)

Saldos al 31 de diciembre (5,930) (5,530)

Valor neto en libros 2,365 2,710




37

La amortización ha sido distribuida de la siguiente forma:


Gasto de ventas 22 24 19

Gastos de administración 23 376 185

400 204

Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, la Gerencia de la Compañía efectuó una evaluación sobre el

estado de uso de sus intangibles, no encontrando indicios de desvalorización en dichos activos.

15. Cuentas por Pagar Comerciales



Facturas por pagar a terceros (a) 82,103 49,018

Cuentas por pagar a partes relacionadas 28 1,452 1,753

83,555 50,771

(a) Corresponden principalmente a la adquisición de bienes y servicios para el desarrollo de las

operaciones de la Compañía y a obligaciones con proveedores nacionales, las cuales tienen

vencimiento corriente, no generan intereses y no mantienen garantías.

Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, incluye el saldo por pagar a Contugas S.A.C. por miles

de S/ 49,915 y miles de S/ 29,845 respectivamente, por facturas relacionadas al derecho de

uso del gasoducto iniciado en mayo de 2015. De acuerdo con el D.S. N° 035-2013 -EM

"Mecanismo de Compensación para Transferencia de Ducto de Uso Propio" modificado por el

D.S. N° 044-2013- EM, la Compañía recuperará los costos por el uso del gasoducto pagados a

Contugas S.A.C. mediante la facturación a los clientes regulados por el COES.

16. Otras Cuentas por Pagar



Provisión por contingencias (a) 9,745 3,979

Provisión por desmantelamiento (b) 7,001 3,925

Depósitos en garantía de proveedores (c) 981 468

Activos bajo arrendamiento financiero 776 -

Provisiones de pago a ECJ Siniestro Mollendo 689 681

Tributos y aportes por pagar 500 464

Impuesto General a las Ventas 408 968

Cuentas por pagar por compras de activo fijo 141 483

Plan de Abandono Parcial de Central Térmica de Chilina (d) 38 2,245

Otras cuentas por pagar 67 982

20,346 14,195

Menos porción no corriente (e) (791) (90)





38

(a) La composición de la provisión de contingencias por los años 2018 y 2017 se muestra a

continuación:


Provisión de Contingencias Tributaria periodo 2001 (por

Renta, Multa e Intereses de la Multa e Impuestos) 5,000 -

Provisión Luz del Sur / Termochilca por reparto de energía 2,449 2,996

Autoridad Nacional del Agua (por el año 2018 provisión de

nulidad de Resolución y por el año 2017 Canon de Agua y

Proceso contencioso) 1,104 252

Provisión OSINERGMIN (por el año 2018 Nulidad de

Resolución y por el año 2017 por Normas Técnicas de

Control y Contingencia legal) 638 108

Otras provisiones de contingencias 554 623

9,745 3,979

El movimiento de la provisión por contingencias por los años 2018 y 2017 se muestra a

continuación:


Saldo inicial 3,979 262

Adiciones 5,766 3,717

Saldo final 9,745 3,979

La provisión de contingencias ha sido distribuida de la siguiente forma:


Costo del servicio de energía 21 52 -

Gastos de ventas 22 14 2,997

Gastos de administración 23 2,272 720

Gastos financieros 27 1,930 -

Impuesto a las ganancias 29(c) 2,045 -

Otros ingresos 25 (547) -

5,766 3,717

(b) Corresponde a la provisión por desmantelamiento de ciertas centrales, tal como detallamos:


Provisión Desmantelamiento Mollendo 2,317 1,637

Provisión Desmantelamiento C.T. Pisco 2,520 2,288

Provisión Desmantelamiento Charcani I 893 -

Provisión Desmantelamiento Charcani II 616 -

Provisión Desmantelamiento Charcani III 655 -

7,001 3,925

(c) Corresponde al cobro que realiza la Compañía a sus proveedores en garantía de fiel

cumplimiento de sus obligaciones contraídas y que es devuelto a finalizar el servicio o a la

entrega del bien, entre los principales proveedores tenemos a Seguridad y protección

Patrimonial y Transportes Felipe Huanca EIRL.




39

(d) Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, corresponde principalmente a la provisión por el

reconocimiento del Plan de Abandono Parcial de la Central Térmica de Chilina, generado por

la construcción del puente Chilina ejecutado por el Gobierno Regional de Arequipa (GRA). El

Plan de Abandono Parcial fue realizado por consultores contratados por el GRA y aprobado el

2 de octubre de 2014, mediante Resolución Directoral N° 300-2014-MEM/DGAAE del

Ministerio de Energía y Minas por un presupuesto de miles de S/ 7,661.

Durante el año 2018, la Compañía ha ejecutado desembolsos por miles de S/ 2,207 del Plan

de Abandono Parcial que se culminó en marzo de 2018.

Al 31 de diciembre de 2018, la Compañía tiene registrado como costo total del Plan de

Abandono Parcial de la Central Térmica de Chilina, el importe de miles de S/ 6,662 no

superando el importe desembolsado por el GRA por miles de S/ 6,700, por lo que se

procedió a extornar el importe de miles de S/ 961 del valor establecido por el GRA de miles

de S/ 7,661 como provisión inicial. Nota 25.

(e) Al 31 de diciembre de 2018, corresponde a saldos por pagar relacionados a los activos por

arrendamiento financiero suscritos por la Compañía con dos proveedores por miles de S/ 140

y miles de S/ 636, respectivamente. Estos saldos se presentan en la porción no corriente

junto con los saldos por intereses por préstamos al COES por miles de S/ 15. Dichos saldos

se encuentran valuados a valor descontado.

EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE AREQUIPA S.A. - EGASA



40

17. Pasivo por Impuesto a las Ganancias Diferido, Neto

A continuación, se presenta la composición y movimiento del rubro:

En miles de soles

Al 1 de enero de

2017

(Cargo)/abono al

estado de

resultados

integrales

Al 31 de

diciembre de

2017

(Cargo)/abono al

estado de

resultados

integrales

Al 31 de

diciembre de

2018

Activo diferido

Provisión por desvalorización de activo fijo 3,136 1,706 4,842 901 5,743

Provisión por desmantelamiento 1,158 - 1,158 907 2,065

Activos intangibles 574 - 574 (6) 568

Provisión por desvalorización de inventarios 317 (37) 280 (5) 275

Provisión de quinquenios 108 29 137 (32) 105

Provisión por vacaciones 107 266 373 (256) 117

Provisión para contingencias 77 1,096 1,173 198 1,371

Servicio auditoría gasto siguiente periodo - 55 55 28 83

5,477 3,115 8,592 1,735 10,327

Pasivo diferido

Diferencias de bases y tasas de depreciación (35,116) (1,582) (36,698) (3,576) (40,274)

Otros menores (17) (16) (33) (5) (38)

(35,133) (1,598) (36,731) (3,581) (40,312)

Total (29,656) 1,517 (28,139) (1,846) (29,985)




41

18. Provisión por Beneficios a los Empleados



Participación a los trabajadores por pagar (a) 2,981 3,364

Bono convenio de gestión (b) 832 -

Remuneraciones y vacaciones por pagar 591 912

Bonificación por quinquenio 401 466

Otras provisiones 194 408

4,999 5,150

Menos porción no corriente (183) (422)


(a) De acuerdo con la legislación peruana, la Compañía tiene que pagar participación en

utilidades a los trabajadores determinada por el 5% de la renta imponible anual. Las

distribuciones a los empleados bajo este plan están basadas en un 50% en el número de

días que cada empleado ha trabajado durante el año y un 50% en proporción a los niveles de

salario anual.

(b) Corresponde al registro de la Bonificación por Convenio de Gestión para tal efecto la

Compañía ha realizado su mejor estimación considerando en nivel de cumplimiento de los

indicadores que forman parte del Convenio de Gestión suscrito con FONAFE; respecto al

tratamiento presupuestal la bonificación por Convenio de Gestión y el pago del mismo debe

de estar supeditado a la conformidad y aprobación del otorgamiento del bono por cuenta del

Directorio de la Compañía.

19. Patrimonio

A. Capital

Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, el capital está representado por 772,213,402 acciones

comunes los cuales se encuentran, íntegramente suscritas y pagadas, cuyo valor nominal es de

S/ 1.00 por acción, y su único accionista es el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad

Empresarial del Estado (FONAFE).

B. Capital adicional

Corresponde a donaciones efectuadas por el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad

Empresarial del Estado.

C. Reserva legal

La Ley General de Sociedades a partir del 1 de enero de 1998, dispone destinar un mínimo del 10%

de la utilidad distribuible de cada ejercicio, deducido el Impuesto a la Renta, a la creación de una

reserva legal hasta que ella alcance un monto igual a la quinta parte del capital.

En Junta General de Accionistas de fecha 5 de abril del 2018 se acordó, de las utilidades netas del

ejercicio 2017, asignar una reserva legal de miles de S/ 5,493.

D. Distribución de dividendos

En Junta General de Accionistas de fecha 5 de abril de 2018 se acordó la distribución de dividendos

a favor de FONAFE por el ejercicio 2017 por miles de S/ 49,439, importe que fue cancelado en el

mes de abril de 2018.

En Junta General de Accionistas de fecha 24 de marzo de 2017 se acordó la distribución de

dividendos a favor de FONAFE por el ejercicio 2016 por miles de S/ 57,353, importe que fue

cancelado en el mes de abril de 2017.




42

20. Ingresos por Servicio de Energía



Energía y potencia a clientes 173,068 201,037

Peaje por uso del sistema de transmisión (a) 35,232 54,222

Ingresos por servicios complementarios 4,238 8,986

212,538 264,245

Peaje por uso del sistema de transmisión (a) (35,232) (54,222)

177,306 210,023

(a) Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, los ingresos por peaje de transmisión corresponden

al cobro a los clientes libres y regulados en la facturación por el uso de las instalaciones de

las empresas de transmisión, y en aplicación de la NIIF 15 se reclasifica en el costo de

ventas por miles de S/ 35,232 (Nota 21).

21. Costo del Servicio de Energía



Depreciación 12 y 13(a) 32,116 32,243

Transporte de gas natural 24,472 36,553

Peaje por transmisión (a) 47,343 45,104

Consumo de lubricantes y combustibles 11,018 50,570

Desvalorización de activos fijos 13(e) 8,902 8,638

Gastos de personal 24 8,055 7,613

Servicios prestados por terceros 6,455 6,873

Cargas diversas de gestión 4,683 4,981

Tributos 4,727 5,413

Consumo de suministros de oficina 1,897 1,863

Compra de energía 348 -

Provisiones diversas 16(a) 52 -

150,068 199,851

Peaje por transmisión (a) (35,232) (54,222)

114,836 145,629

(a) Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, los gastos por peaje de transmisión corresponden al

pago a las empresas de transmisión por el uso de las redes del sistema interconectado

nacional, y en aplicación de la NIIF 15 se reclasifica el monto recaudado por este concepto

(nota 20).




43

22. Gastos de Ventas




Tributos 713 685

Servicios prestados por terceros 324 366

Cargas diversas de gestión 302 203

Depreciación 13(a) 128 105

Consumo de suministros de oficina 31 30

Amortización 14 24 19

Provisión contingencias legales 16(a) 14 2,997

3,829 6,724

23. Gastos de Administración




Servicios prestados por terceros 5,249 4,821

Provisión para contingencias 16(a) 2,272 720

Depreciación 13(a) 659 253

Tributos 604 404

Cargas diversas de gestión 562 1,256

Amortización 14 376 185

Consumo de suministros de oficina 223 -

Desvalorización de existencias 10(c) - 13

Desvalorización de activo fijo - 114

Otros 236 324

16,783 14,647

24. Gastos de Personal



Remuneraciones 5,801 5,738

Participación de los trabajadores en utilidades 2,981 3,356

Aportaciones sociales 1,703 1,825

Bonificaciones 1,220 952

Gratificaciones 1,149 1,177

Bono convenio de gestión 827 -

Compensación por tiempo de servicios 681 691

Vacaciones 661 819

Otros 1,927 1,931

16,950 16,489




44

Los gastos de personal se encuentran distribuidos de la siguiente manera:


Costo del servicio de energía 21 8,055 7,613

Gastos de administración 23 6,602 6,557

Gastos de ventas 22 2,293 2,319

16,950 16,489

25. Otros Ingresos y Gastos



Otros ingresos

Mecanismo de Compensación por Transferencia del

Ducto Propio (*) 5(a) 42,055 43,307

Recupero Desvalorización de Charcani I y III por efecto

de NIC 36 13(e) 4,737 1,923

Reversión de la desvalorización de la CT Chilina por

baja en el desmantelamiento de turbinas a vapor 13(e) - 1,047

Reversión de Cobranza Dudosa - Distribuidoras sin

Contrato - año 2007 8(c) 1,261 -

Reversión desmantelamiento de la CT de Chilina 16(d) 961 -

Reversión de desvalorización C.T. Pisco por efecto de

NIC 36 13(e) 854 -

Reconocimiento de cobro en exceso por EGESUR

según Acta de Negociación Directa entre EGASA y

EGESUR – Calentador y tablero valorización 1 a la 13 al

97%

718 -

Cancelación de pasivo por arbitraje con SMCV (a) 16 697 4,118

Reversión por contingencias Luz del Sur /Termochilca 16(a) 547 -

Ingreso por alquileres de edificaciones 12 192 170

Otros 2,296 1,577

54,318 52,142

Otros gastos

Mecanismo de Compensación por Transferencia del

Ducto Propio (*) 20(b) 42,055 43,307

Diferencia en cambio de Fondos SURA del año 2017 750 -

Ajuste de activos de presa Pillones - 2,629

Costo neto de Enajenación baja de turbinas a vapor,

edificaciones CT de Chilina - 1,950

Lucro cesante con GRA - 2,173

Saldo Plan de abandono GRA, - 961

Multa OSINERGMIN 390

Otros 881 384

44,076 51,404

(*) De acuerdo al método de adopción de NIIF 15, la Compañía ha aplicado la norma usando el método retrospectivo

modificado por el cual no reexpresa la información comparativa. Para el año terminado el 31 de diciembre de 2017, los

ingresos de actividades ordinarias incluyendo el efecto de adopción de NIIF 15 para fines de revelación incorporarían

reclasificaciones

(a) Corresponde al “Mecanismo de Compensación para Transferencia de Ducto de Uso Propio”

CONTUGAS, reclasificado al 31 de diciembre de 2018 y de 2017 al rubro “Otros ingresos”

por miles de S/ 42,055 y miles de S/ 43,307 y su correspondiente costo a “Otros gastos”,

como parte de la aplicación por primera vez de NIIF 15 Ingresos provenientes de contratos

con clientes, (nota 5(a)).




45

26. Ingresos Financieros



Intereses sobre a depósitos a plazo 7(a) 9,522 11,043

Ingresos por intereses ganados cuentas corrientes y

ahorros

504 410

Intereses ganados por fondos mutuos 7(b) 426 255

Intereses generados por cuentas por cobrar

Administración Tributaria 163 9,836

Intereses compensatorios por retrasos 6 -

Ingresos por intereses ganados bonos subordinados 7(c) - 553

Otros ingresos financieros 45 32

10,666 22,129

27. Gastos Financieros



CONTUGAS S.A. Intereses compensatorios y

moratorios

1,089 422

Bonos Grupo Coril 7(c) 305 -

Provisión intereses contingencias Tributaria Renta

2001 16(a) 1,930 -

Valor presente desmantelamiento de Pisco

912 -

Otros gastos financieros 49 153

4,285 575




46

28. Transacciones con Partes Relacionadas

La Compañía considera como partes relacionadas a aquellas empresas que son de propiedad de FONAFE directa o indirectamente.

Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, la Compañía mantiene los siguientes saldos con sus partes relacionadas:

En miles de soles

2018 2017

Ingreso por

venta de

energía y

potencia

Egreso por

compra de

energía y

potencia

Cuentas por

cobrar

comerciales

Otras

cuentas por

cobrar (c)

Cuentas por

pagar

comerciales

Ingreso por

venta de

energía y

potencia

Egreso por

compra de

energía y

potencia

Cuentas por

cobrar

comerciales

Otras

cuentas por

cobrar

Cuentas por

pagar

comerciales

Electro Oriente S.A. 5,241 580 443 - 2 7,148 590 298 - 171

Electro Sur Este S.A. 4,613 23 319 - 3 4,365 91 325 - 43

Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. 6,387 1,596 533 21 126 7,064 1,254 516 25 152

Empresa de Electricidad del Perú - Electo

Perú S.A. 2,646 - 170 - - 6,161 - 274 - -

Electrosur S.A. 4,672 2 359 - - 5,064 41 357 - 40

Electro Puno S.A. 3,681 - 267 - - 4,122 32 284 - 32

Electronorte S.A. 236 - 9 1 - 426 - - 1 -

Electro Ucayali 121 - 3 - - 114 2 - - -

Empresa de Generación Eléctrica

Machupicchu S.A. 394 29 56 - 4 137 9 2 - 9

Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. 35 257

1,675 1,306 525 147 1 1456 1189

Empresa de Electricidad de San Gabán S.A. 111 42 5 - 6 116 19 2 - -

Empresa de Servicio Público de Electricidad

Electro Norte Oeste 457 - 15 - - 565 - 57 - -

ElectroCentro S.A. 262 39 11 - 3 481 238

- 3

Medio Hidrandina S.A. 551 4 23 - - 784 - 79 - -

Empresa de Administración de

Infraestructura Eléctrica S.A.- ADINELSA. 8 - - - - 10 - 1 - -

Otros - - - 96 2 - 14 - 114

29,415 2,572 2,213 1,793 1,452 37,082 2,437 2,196 1,482 1,753




47

Principales transacciones con relacionadas

(a) La Compañía efectúa sus operaciones con partes relacionadas bajo las mismas condiciones

que las efectuadas con terceros, por consiguiente no hay diferencias en las políticas de

precios, bases de liquidación de impuestos y formas de pago.

(b) Las cuentas por cobrar y por pagar comerciales se originan por las ventas y compras de

energía eléctrica realizada por la Compañía, son considerados de vencimiento corriente, no

devengan intereses y no cuentan con garantías específicas.

(c) Los saldos principales de otras cuentas por cobrar se originaron en el año 2010, por una

habilitación de fondo que la Compañía otorgó a esta relacionada para la construcción del

gaseoducto ubicado en la ciudad de Pisco.

Transacciones con el personal clave de la Gerencia

(d) Remuneraciones al Directorio y miembros de la Gerencia Clave. Los gastos por

participaciones, remuneraciones, y otros conceptos otorgados a los miembros del Directorio

fueron por miles de S/ 214 y miles de S/ 268 por los años 2018 y de 2017, respectivamente,

y a la gerencia clave de la Compañía por miles de S/ 1,135 y miles de S/ 1,077 por los años

2018 y de 2017, respectivamente, y se encuentran incluidos en el rubro "Gastos de

administración" del estado de resultados integrales.

29. Aspectos Tributarios

Régimen tributario del impuesto a las ganancias

Tasas impositivas

A. La Compañía está sujeta al régimen tributario peruano. Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017,

la tasa del impuesto a la renta corporativo es de 29.5% y 28% respectivamente sobre la renta

neta imponible determinada por la Compañía.

Mediante Decreto Legislativo N° 1261, publicado el 10 de diciembre de 2016 y vigente a

partir del 1 de enero de 2017, se modificó a 29.5% la tasa aplicable a las rentas corporativas.

Las tasas aplicables al Impuesto a la Renta corporativo de los últimos ejercicios gravables son

las siguientes:

Hasta el ejercicio 2014 30.0%

Para los ejercicios 2015 y 2016 28.0%

Para el ejercicio 2017 en adelante 29.5%

El referido Decreto estableció además la modificación de la tasa del Impuesto a la Renta

aplicable a la distribución de dividendos y cualquier otra forma de distribución de utilidades a

5%, esto para las utilidades que se generen y distribuyan a partir del 1 de enero de 2017 y

para el ejercicio 2016 y 2015, la tasa fue de 6.8%.

Las tasas aplicables al Impuesto a la Renta a los dividendos de los últimos ejercicios

gravables son las siguientes:

Hasta el ejercicio 2014 4.1%

Para los ejercicios 2015 y 2016 6.8%

Para el ejercicio 2017 en adelante 5.0%




48

Se presumirá, sin admitir prueba en contrario, que la distribución de dividendos o de cualquier

otra forma de distribución de utilidades que se efectúe corresponde a los resultados

acumulados u otros conceptos susceptibles de generar dividendos gravados, más antiguos.

B. De acuerdo a la legislación tributaria vigente en Perú, los sujetos no domiciliados tributan sólo

por sus rentas de fuente peruana. Así, en términos generales, las rentas obtenidas por

sujetos no domiciliados por servicios prestados en nuestro país se encontrarán gravadas con

el Impuesto a la Renta con una tasa de 30% sobre base bruta, esto en tanto no corresponda

la aplicación de un Convenio para Evitar la Doble Imposición (CDI) que haya suscrito el país y

que se encuentre vigente. Al respecto, actualmente Perú ha suscrito CDIs con la Comunidad

Andina, Chile, Canadá, Brasil, Portugal, Suiza, México y Corea del Sur.

Para efectos de los servicios de asistencia técnica o servicios digitales prestados por sujetos

no domiciliados en favor de sujetos domiciliados resultará indistinto el lugar de prestación de

los mismos y en todos los casos se encontrará gravado con el Impuesto a Renta con una tasa

de 15% y 30% sobre base bruta, respectivamente. La tasa aplicable a los servicios de

asistencia técnica será de 15%, siempre que se cumpla con los requisitos señalados en la

Ley del Impuesto a la Renta. Como se indicó en el párrafo anterior, la tasa de retención en

estos casos puede variar o incluso puede resultar inaplicable la retención en caso se recurra a

las disposiciones de un CDI vigente.

Determinación del impuesto a las ganancias

C. La Compañía al calcular su materia imponible por los años terminados el 31 de diciembre de

2018 y de 2017 ha determinado un impuesto a las ganancias corriente de miles de S/ 16,706

y miles de S/ 18,349, respectivamente y por impuesto a las ganancias neto diferido por miles

de S/ 20,481 y miles de S/ 10,878.

El gasto por impuesto a las ganancias comprende:


Corriente 16,706 18,349

Diferido periodo 17 1,847 (1,517)

Impuesto corriente ejercicios anteriores 1,928 (6,137)

Impuesto pagado a SUNAT por fiscalizaciones

de periodos anteriores

- 183

20,481 10,878

La conciliación de la tasa efectiva del impuesto a las ganancias con la tasa tributaria es como

sigue:


Utilidad antes del impuesto a las ganancias 58,385 100.00% 65,810 100.00%

Impuesto a las ganancias (teórico) 17,224 29.50% 19,413 29.50%

Efecto tributario sobre adiciones y deducciones y otros

Diferencias permanentes 987 1.69% (817) (1.24%)

Otros ajustes (Provisión periodos anteriores SUNAT-

2000,2001) 2,045 3.50% (6,137) (9.33%)

Ajuste del impuesto a las ganancias del ejercicio anterior 225 0.38% (1,581) (2.40%)

Impuesto a las ganancias corriente y diferido

registrado según tasa efectiva

20,481 35.08% 10,878 16.53%




49

Impuesto temporal a los activos netos

D. La Compañía está afecta al Impuesto Temporal a los Activos Netos, cuya base imponible está

constituida por el valor de los activos netos ajustados al cierre del ejercicio anterior al que

corresponda el pago, deducidas las depreciaciones, amortizaciones, el encaje exigible y las

provisiones específicas por riesgo crediticio. La tasa del Impuesto es del 0.4% para el 2018 y

2017 aplicable al monto de los activos netos que excedan de S/ 1 millón. El citado impuesto

podrá ser pagado al contado o en nueve cuotas mensuales sucesivas. El monto pagado

puede ser utilizado contra los pagos a cuenta del Régimen General del Impuesto a las Rentas

de los periodos tributarios de marzo a diciembre del ejercicio gravable por el cual se pagó el

impuesto hasta la fecha de vencimiento de cada uno de los pagos a cuenta y contra el pago

de regularización del impuesto a las ganancias del ejercicio gravable al que corresponda. De

quedar un saldo remanente sin aplicar podrá ser solicitado en devolución.

Impuesto a las transacciones financieras

E. Por los ejercicios 2018 y 2017, la tasa del Impuesto a las Transacciones Financieras ha sido

fijada en 0.005% y resulta aplicable sobre los cargos y créditos en las cuentas bancarias o

movimientos de fondos a través del sistema financiero, salvo que la misma se encuentre

exonerada.

Precios de transferencias

F. Para propósito de la determinación del Impuesto a la Renta, los precios de transferencia de

las transacciones con partes relacionadas y con empresas residentes en territorios de baja o

nula imposición, deben estar sustentados con documentación e información sobre los

métodos de valorización utilizados y los criterios considerados para su determinación. Hasta el

ejercicio gravable 2016 las obligaciones formales de Precios de Transferencia estaban dadas

por la obligación de presentar la declaración jurada informativa y contar con el estudio técnico.

Revisión fiscal de la autoridad tributaria

G. La autoridad tributaria tiene la facultad de revisar y, de ser aplicable, corregir el impuesto a la

renta calculado por la Compañía en los cuatro años posteriores al año de la presentación de la

declaración de impuestos. Las declaraciones juradas del impuesto a la renta e Impuesto

General a las Ventas de los años 2014 al 2018 de la Compañía están pendientes de

fiscalización por parte de la Autoridad Tributaria.

Debido a las posibles interpretaciones que las autoridades tributarias puedan dar a las normas

legales vigentes, no es posible determinar, a la fecha, si de las revisiones que se realicen

resultarán o no pasivos para la Compañía, por lo que cualquier mayor impuesto o recargo que

pudiera resultar de eventuales revisiones fiscales sería aplicado a los resultados del ejercicio

en que éste se determine. Sin embargo, en opinión de la Gerencia de la Compañía y de sus

asesores legales, cualquier eventual liquidación adicional de impuestos no sería significativa

para los estados financieros al 31 de diciembre de 2018 y de 2017.




50

Registro tributario del impuesto general a las ventas

H. Mediante Decreto Legislativo N° 1347, publicado el 7 de enero de 2017, se estableció la

posibilidad de la reducción de un punto porcentual de la tasa del Impuesto General a las

Ventas a partir del 1 de julio de 2017, siempre que se cumpla con la meta de recaudación

anualizada al 31 de mayo de 2017 del Impuesto General a la Venta neto de devoluciones

internas de 7.2% del PBI. Es decir, en tanto se cumpla con dicha condición la tasa del

Impuesto General a las Ventas (incluido el IPM) se reducirá de 18% a 17%.

En vista que al término del plazo previsto no se cumplió con la meta de recaudación

propuesta, la tasa del Impuesto General a las Ventas se mantiene en 18%.

Modificaciones tributarias de mayor relevancia vigentes a partir del 1 de enero de 2019

(a) Nuevo concepto normativo de devengo: El Decreto Legislativo N° 1425 introdujo la

definición de devengo jurídico para efectos del Impuesto a la Renta estableciendo que los

ingresos en el caso de: a) transferencia de bienes se produce cuando: i) opera el cambio de

control (de acuerdo a la NIIF 15); o ii) se produce la transferencia del riesgo hacia el adquirente

(Teoría del Riesgo establecida en el Código Civil), lo que ocurra primero; y b) para el caso de

prestación de servicios se ha establecido el grado de realización de la prestación.

El nuevo concepto jurídico de devengo resulta aplicable a los arrendatarios para efectos de

establecer el tratamiento tributario del gasto asociado a los contratos de arrendamiento

regulados por la NIIF 16 (i.e. arrendamiento operativo para propósitos fiscales).

El concepto materia de comentario no resultará aplicable para aquellas entidades que

devenguen sus ingresos o gastos para el Impuesto a la Renta según disposiciones de

naturaleza tributaria que fijen un régimen especial (sectorial) de devengo.

(b) Subcapitalización: A partir de 2019 y hasta el 31 de diciembre de 2020 el gasto financiero

generado por endeudamientos tanto entre partes independientes como relacionadas está

sujeto al límite de subcapitalización de (3:1 Debt-Equity Ratio) calculado al cierre del ejercicio

anterior. A partir del 1 de enero de 2021 los gastos financieros serán deducibles hasta el

límite del 30% del EBITDA tributario (Renta Neta – Compensación de Pérdidas + Intereses

Netos + Depreciación + Amortización) del ejercicio anterior. Existen algunas excepciones a la

aplicación de esta limitación para el caso de bancos, contribuyentes con ingresos no

superiores a 2,500 UITs, infraestructura, servicios públicos, etc.

(c) Deducción de gastos o costos incurridos en operaciones con sujetos no domiciliados: El

Decreto Legislativo 1369° exige que los costos y/o gastos (incluidos los intereses outbound)

incurridos con contrapartes no domiciliadas deben haber sido pagados de manera efectiva

para poder ser deducidos en el ejercicio en el que se incurrieron. En caso, contrario, su

impacto en la determinación de la renta neta se diferirá al ejercicio en el que efectivamente

sea pagado oportunidad en la que se aplicará la retención correspondiente.

Dicha norma eliminó la obligación de pagar el monto equivalente a la retención sobre el

monto contabilizado como costo y/o gasto.

(d) Crédito Indirecto: Bajo ciertos requisitos, a partir del 1 de enero de 2019 las entidades

domiciliadas que obtengan dividendos (inbound) de fuente extranjera podrán deducir como

crédito directo el Impuesto a la Renta que hubiera gravado los dividendos en el exterior y el

Impuesto a la Renta Corporativo (crédito indirecto) pagado por la sociedad no domiciliada de

primer y segundo nivel (siempre que estén en la misma jurisdicción) que hubiesen distribuido

los dividendos desde el exterior.




51

(e) Medidas para la aplicación de la Cláusula Anti-elusión General contenida en a Norma

XVI del Código Tributario: A través del Decreto Legislativo N° 1422 se ha establecido el

procedimiento para la aplicación de la referida Cláusula Anti-elusión General (CAG),

señalándose fundamentalmente que: (i) es aplicable sólo en procedimientos de fiscalización

definitiva en que se revisen actos, hechos o situaciones producidos desde el 19 de julio de

2012; (ii) para su aplicación debe haber previa opinión favorable de un comité revisor

integrado por funcionarios de la propia SUNAT, no siendo recurrible dicha opinión;

(iv) los procedimiento de fiscalización definitiva en los que se aplique la CAG no están sujetos

al plazo de un (01) año para requerir información a los fiscalizados.

A la fecha de elaboración de la presente nota, se mantiene la suspensión de la CAG hasta que

se emita el respectivo decreto supremo que fije los parámetros de fondo y forma que se

encuentran dentro del ámbito de la Norma XVI del Código Tributario.

(f) Información relacionada con beneficiarios finales: En el marco de las normas para

fortalecer la lucha contra la evasión y elusión fiscal así como contra el lavado de activos y

financiamiento del terrorismo, a partir del 3 de agosto de 2018 se encuentran vigentes las

disposiciones introducidas a través del Decreto Legislativo N° 1372 que obligan a brindar a

las autoridades competentes, a través de una declaración jurada de beneficiarios finales,

información relacionada con dichos sujetos, esto es, a revelar mediante dicha declaración

quiénes son las personas naturales que efectivamente tienen la propiedad o control en

personas jurídicas o entes jurídicos. Así, será obligatorio informar aspectos como

(i) identificación del beneficiario final; (ii) la cadena de titularidad con la respectiva

documentación de sustento; (iii) identificación de los terceros que cuentan con dicha

información, de ser el caso. Se señala además que la información relacionada a la

identificación de los beneficiarios finales de las personas jurídicas y entes jurídicos que se

proporcione a las autoridades competentes en el marco de estas normas no constituye

violación al secreto profesional ni tampoco está sujeta a las restricciones sobre revelación de

información derivadas de la confidencialidad impuesta por vía contractual o por cualquier

disposición legal o reglamentaria.

De no presentarse la declaración jurada informativa que contiene la información relacionada

beneficiario final, incurrirán en responsabilidad solidaria los representantes legales de la

entidad que omitió cumplir con la presentación de dicha declaración.

(g) Responsabilidad solidaria de los representantes legales y Directores de las sociedades:

A partir del 14 de setiembre de 2018 ha quedado establecido, mediante el Decreto Legislativo

N° 1422 que, cuando un sujeto fiscalizado sea sujeto de la Cláusula Anti-elusiva General

(CAG), se considera automáticamente que existe dolo, negligencia grave o abuso de

facultades respecto de sus representantes legales, salvo prueba en contrario. La referida

responsabilidad solidaria se atribuirá a dichos representantes siempre que hayan colaborado

con el diseño o aprobación o ejecución de actos, situaciones o relaciones económicas con

propósito elusivo.

La norma precitada involucra también a los miembros del Directorio de sociedades, al

señalarse que a dichos sujetos les corresponde definir la estrategia tributaria de las

sociedades en las cuales son directores, debiendo éstos decidir la aprobación o no de actos,

situaciones o relaciones económicas a realizarse en el marco de la planificación fiscal, siendo

indelegable – según la norma en comentario – esta atribución de los directores.

Finalmente, se otorgó a los miembros del Directorio de sociedades domiciliadas, un plazo que

vende el 29 de marzo de 2019 para ratificar o modificar los actos, situaciones o relaciones

económicas realizados en el marco de la planificación fiscal, e implementados al 14 de

setiembre de 2018 que sigan teniendo efecto tributario hasta la actualidad.




52

El plazo máximo señalado para el cumplimiento de dicha obligación formal , y considerando la

referida responsabilidad solidaria atribuible tanto a representantes legales como a directores,

así como la falta de definición del término planificación fiscal será crítico revisar todo acto,

situación o relación económica que haya (i) incrementado atributos fiscales; y/o, (ii) generado

un menor pago de tributos por los ejercicios antes mencionados, a fin de evitar la atribución

de responsabilidad solidaria tributaria, tanto a nivel administrativo como incluso penal,

dependiendo del criterio del agente fiscalizador , en caso de aplicarse la CAG a la Compañía

que sea materia de una intervención fiscal por parte de la SUNAT.

30. Contingencias y Garantías Otorgadas

A. Contingencias Tributarias

Al 31 de diciembre de 2018, la Compañía tiene diversas acotaciones de la Autoridad Tributaria por

miles de S/ 45,093 (miles de S/ 83,056 al 31 de diciembre de 2017), que incluyen el tributo omitido,

intereses y multas.

Estas acotaciones corresponden principalmente a los siguientes conceptos por las revisiones de los

años, 2000, 2001, 2007, 2009 y 2010 (los años 2002 a 2006, 2008, 2011 y 2012 se encuentran

cerrados sin acotaciones pendientes:

Por el ejercicio 2000 y 2001, las acotaciones recibidas ascienden a miles de S/ 17,137 y miles

de S/ 31,979 se originan principalmente por una supuesta omisión en los pagos a cuenta del

periodo 2000 y el desconocimiento de la depreciación tributaria deducida en el periodo 2001.

El Tribunal Fiscal ordeno a la Autoridad Tributaria que recalcule la depreciación y determine su

efecto en la deuda tributaria.

(Impuesto a la Renta del 2000 se resolvió en el periodo 2017) Al respecto, a través de la

Resolución de Intendencia N° 055·015·0000233/SUNAT emitida el 31 de octubre de 2016, la

Autoridad Tributaria procedió a recalcular la depreciación del ejercicio 2000 y extinguir esta

contingencia. Sin embargo, la Compañía al no encontrarse conforme con dicha reliquidación

procedió a presentar un Recurso de Apelación parcial contra la citada Resolución.

Con fecha 17 de agosto del 2017, el Tribunal Fiscal mediante Resolución 07191-3-2017

resuelve la apelación N° 0550350001707 presentada por EGASA en contra de la Resolución

de intendencia N° 055·015·0000233/SUNAT consecuentemente y en cumplimento de lo

dispuesto por el Tribunal Fiscal, la SUNAT, con fecha 29 de diciembre del 2017 notifica a

EGASA la Resolución de Intendencia N° 055-015-0000243/SUNAT donde determina un saldo

a favor de miles de S/ 6,137 el mismo que fue registrado al cierre del periodo 2017 incluyendo

intereses.

Asimismo, el periodo 2001 está pendiente de cumplimiento por parte de SUNAT según

RTF N° 03753-1-2006 del 21 de agosto del 2006 por recalculo de la depreciación tributaria.

Por el ejercicio 2007, con fecha 9 de diciembre 2013, la Compañía procedió a rectificar la

declaración jurada anual del impuesto a la renta, determinando un pago en exceso de miles

de S/ 3,190.

Posteriormente, el 11 de diciembre 2013, presentó una solicitud de devolución por dicho

importe. La SUNAT denegó esta solicitud según Resolución de Intendencia

N° 052-180- 0001468/SUNAT. Por tal motivo, el 28 de enero 2014, se interpuso recurso de

reclamación.




53

Con fecha 9 de noviembre del 2017 SUNAT notifica la Resolución de Intendencia

N° 055-014-0002725/SUNAT donde resuelven infundada la reclamación interpuesta mediante

expediente de reclamación 02550340004436 del 31 de enero del 2017 en consecuencia

deniegan la solicitud de devolución presentada mediante formulario 4949 N° 3862466 de

fecha 11 de diciembre del 2013 y declaran prescrita la acción de solicitar la devolución del

ejercicio 2007; y al no estar conforme EGASA presenta apelación ante el Tribunal Fiscal el

30 de noviembre del 2017 con el expediente N° 0550350001769 la misma que se encuentra

pendiente de resolver.

La Gerencia y sus asesores legales consideran que es posible obtener un resultado favorable;

y que no generaran pasivos de importancia para la Compañía.

Por el ejercicio 2009, la Compañía recibió acotaciones del impuesto a la renta por miles de

S/ 618 relacionadas básicamente con: (i) mermas no sustentadas, (ii) gastos considerados

como liberalidad por la condonación de un lucro cesante; y, (iii) el desconocimiento del saldo a

favor por Impuesto a la Renta del ejercicio gravable 2008.

Estas acotaciones fueron impugnadas mediante recurso de reclamación presentado el 2 de

abril de 2014. A la fecha, este proceso se encuentra pendiente de resolución.

Adicionalmente, existen acotaciones del impuesto general a las ventas por miles de S/ 2,392

originadas principalmente debido a: (i) diferencias entre el crédito fiscal registrado y el

declarado; (ii) desconocimiento del crédito fiscal de operaciones cuyo depósito de

detracciones no se realizó de manera completa por aplicación errónea de tipos de cambio;

(iii) crédito fiscal correspondiente a mermas no sustentadas; y, (iv) reintegro de crédito fiscal

de operaciones no gravadas con el IGV.

Dichos valores fueron impugnados mediante el recurso de reclamación presentado el 28 de

enero de 2014, encontrándose a la fecha pendiente de resolución.

Cabe resaltar que, tanto el tributo como la multa resultante han sido debidamente cancelados,

por lo que no existe ningún pasivo contingente.

La Gerencia y sus asesores legales consideran que obtendrán un resultado favorable por

ambos procesos, así mismo se presentara recurso de apelación por silencio administrativo

negativo por haber transcurrido más de 9 meses previsto en las normas legales.

Por el ejercicio 2010, la acotación al impuesto a la renta por miles de S/ 2,951 están

relacionadas con el desconocimiento del saldo a favor del impuesto a la renta del ejercicio

gravable 2009, y la modificación del coeficiente utilizado para la determinación de los pagos a

cuenta de los meses de marzo a diciembre. Estas acotaciones fueron impugnadas mediante

recurso de reclamación presentado el 27 de enero de 2016. A la fecha este recurso se

encuentra pendiente de resolución.

Debido a que el resultado de este proceso depende del procedimiento de reclamación por el

ejercicio 2009, la Gerencia y sus asesores legales consideran que es posible obtener un

resultado favorable.

Igualmente, debemos precisar que tanto el tributo como la multa resultante han sido

debidamente cancelados, por lo que no existe ningún pasivo contingente.




54

Por el ejercicio 2013, la acotación al impuesto a las ganancias por miles de S/ 903 relacionada

con exceso de depreciación de activos que se consideran edificio y/o construcción, reparo por

mermas, reparo por depreciación que no ha sido contabilizada, comprobantes duplicados e

importes deducidos no sustentados, depreciación de activos fijos siniestrados y reparo por

quinquenios. Se presentó impugnación parcial únicamente respecto del reparo por mermas. A

la fecha se encuentra ante la Sala Dos del Tribunal Fiscal, encontrándose pendiente de

resolución.

Se procedió a la cancelación del tributo y de la multa resultante, no existiendo ningún pasivo

contingente.

- Periodo 2014 2015 2016 y 2017 periodos no prescritos.

- Periodo 2017 se iniciará fiscalización parcial por parte de SUNAT.

B. Contingencias legales

Al 31 de diciembre de 2018, la Compañía afronta diversas demandas arbitrales y judiciales (laborales,

administrativas, civiles), así como procedimientos administrativos sancionadores por miles de

S/ 17,754 (miles de S/ 19,111 al 31 de diciembre de 2017). Dichas demandas y procedimientos

administrativos se encuentran en proceso de impugnación. Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017 la

Compañía registro, por los conceptos antes mencionados, una provisión por miles de S/ 9,745 y

S/ 3,979, respectivamente, la cual se muestra en el rubro otras cuentas por pagar (nota 16).

En opinión de la Gerencia y de sus asesores legales, cualquier liquidación adicional por otras

contingencias no será significativa para los estados financieros tratados en su conjunto.

Al 31 de diciembre de 2017, los principales procesos abiertos que mantiene la Compañía y que la

Gerencia y sus asesores legales no consideran que resultaran en pasivos adicionales, por lo que de

acuerdo con la NIC 37 los clasificó en la categoría " posible"; corresponden principalmente a juicios

por procesos civiles y contenciosos administrativos por miles de S/ 5,064 y miles de S/ 2,208,

respectivamente, relacionados a:

▪ Demanda por servidumbre legal de paso sobre un predio y obligación de hacer mafias

perimétricas al predio inter puesta en julio de 2014 en contra de EGASA por miles de

S/ 5,064. El 31 de enero de 2017, la Compañía ha solicitado al juzgado la excepción de

prescripción de la reclamación por la indemnización solicitada, estando a la espera del fallo a

efectuarse durante el 2017.

▪ Demanda de la Autoridad Nacional del Agua (ANA) iniciada en el 2013, por la cancelación del

recibo de facturación establecido bajo la metodología de cobro del ANA de los años 2013 y

2014, respectivamente, por un total de miles de S/ 2,208.

Al 31 de diciembre de 2018, los principales procesos abiertos que mantiene la Compañía y que la

Gerencia y sus asesores legales no consideran que resultaran en pasivos adicionales, por lo que de

acuerdo con la NIC 37 los clasificó en la categoría " posible"; corresponden principalmente a juicios

por procesos civiles y contenciosos administrativos por miles de S/ 10,149, relacionados, entre

otros, a:

▪ Demanda por servidumbre legal de paso y cobro de daños y perjuicios interpuesta contra

EGASA por la suma de miles de S/ 280. Al 31 de diciembre de 2018, el proceso se

encontraba en pendiente que el Juzgado emita pronunciamiento.




55

▪ Demanda por pago de beneficios sociales y/o indemnización y otros beneficios económicos,

interpuesta en mayo del 2017 contra EGASA por el Sindicato de Trabajadores de Generación

Eléctrica de Arequipa S.A. por miles de S/ 289. Al 31 de diciembre de 2018 el proceso se

encontraba pendiente de realizarse la Audiencia de Juzgamiento.

▪ Reclamación formulada por EGASA contra resolución de SUNAT por la que se determina el

pago de miles de S/ 441. Al 31 de diciembre de 2018 el trámite se encontraba pendiente de

resolver el recurso de apelación interpuesto por la Compañía contra la denegatoria ficta de las

reclamaciones presentadas.

▪ Demanda de nulidad de la resolución administrativa emitida por la Autoridad Autónoma del

Agua por la cual se exige a EGASA el pago de miles de S/ 630 monto resultante del volumen

utilizado en las Centrales Hidroeléctricas de Charcani por la Tarifa correspondiente al uso

energético. Al 31 de diciembre de 2018 se había emitido sentencia por la Sala de la Corte

Superior de Justicia de Arequipa declarando fundada en parte la demanda, encontrándose en

plazo para interponer Recurso de Casación. (el recurso se presentó el 3 de enero de 2019).

▪ Demanda por nulidad de Resolución Administrativa emitida por la Autoridad Nacional del Agua

que ordena a EGASA cancele el monto de miles de S/ 1,103 correspondiente al pago de la

retribución económica por el uso del agua superficial con fines no agrarios. Al 31 de diciembre

de 2018, se había dado por admitida la demanda y ordenado remitir el expediente al

Ministerio Público, estando a la espera del dictamen fiscal.

▪ Demanda por servidumbre legal de paso sobre un predio y obligación de hacer mafias

perimétricas al predio interpuesta en julio de 2014 en contra de EGASA por un importe de

miles de S/ 5,071. Al 31 de diciembre de 2018, el Juzgado declaró infundadas las excepciones

interpuestas por la Compañía, encontrándose en la etapa de actuación de pruebas.

▪ Impugnación ante la SUNAT de diversas resoluciones de determinación de los impuestos

referidos al IGV y Renta de Tercera Categoría del año 2009, por un monto total de miles de

S/ 1,936. Al 31 de diciembre de 2018, la Compañía había interpuesto recurso de apelación

ante el Tribunal Fiscal contra la resolución que declara infundada la reclamación presentada,

estándose a la espera de la resolución por el mencionado Tribunal.

C. Garantías

Al 31 de diciembre de 2018, la Compañía mantiene cartas fianza emitidas por miles de S/ 23,063 y al

31 de diciembre del 2017 por miles de S/ 19,993 por garantías de fiel cumplimiento.

31. Reglamento Ambiental

Las actividades de la Compañía están sujetas a normas de protección del medio ambiente. En este

sentido, tiene que cumplir con la normativa legal establecida por la Ley N° 25844 -Ley de

Concesiones Eléctricas y por la Ley N° 28611 - Ley General del Medio Ambiente, que tienen como

objetivo la conservación del medio ambiente y el uso racional de los recursos naturales en el

desarrollo de las actividades de generación y transmisión de energía eléctrica, así como también el

Decreto Supremo N° 29-9 4-EM emitido por el Ministerio de Energía y Minas que reglamenta la

protección ambiental de las actividades eléctricas.

Al respecto, mediante comunicación N° 1041814 del 12 de diciembre de 1995, la Compañía

presento a la Dirección General de Asuntos Ambientales y Manejo Ambiental el Programa

de Adecuación y Manejo Ambiental (en adelanta "PAMA") del Complejo Hidroeléctrico

Charcani V, el cual fue aprobada con memorándum N° 456 -9 6 -EM/DGAA y con el informe

N° 61-96-EMDGAA/MG de fecha 13 de agosto de 1996.




56

De igual manera, mediante memorando N° 192-2001-EM/OTERG de fecha 24 de julio de 2001,

memorando N° 187-2001-EM/OTERG de fecha 19 de julio de 2001 y escrito N° 1731092 de

fecha 30 de octubre de 2007 la Compañía presentó al Ministerio de Energía y Minas el Estudio

de impacto Ambiental correspondiente al Proyecto Presa Pillones, Presa Chalhuanca y Presa

Bamputañe respectivamente, los cuales fueron aprobados por las Resoluciones Directorales

R.D. N° 344-2002-EM/DGAA, R.D. N° 343-2003-EM/DGAA, R.D. N° 288-2008-MEM/AAE

correspondientemente.

Asimismo, mediante Comunicación N° 1635630 de fecha 15 de setiembre de 2006, la Compañía

presentó al Ministerio de Energía y Minas el Estudio de impacto Ambiental correspondiente a la

Unidad de Producción de Pisco, el cual fue aprobado por la Dirección General de Asuntos

Ambientales Energéticos mediante el D.S. 029-94-EM y con el informe N° 026-2007 de fecha de

20 de marzo del 2007.

Por último, con fecha 17 de junio 1997, el Ministerio de Energía y Minas, mediante

R.M. N° 254-97-EM/VME otorga la Compañía autorización para desarrollar actividades de

generación de energía eléctrica (31,7 MW) en las instalaciones de la Central Térmica de Mollendo.

Con este documento se obtiene la aprobación automática de Estudio de Impacto Ambiental (EIA).

Para la ampliación de la Central Térmica de Mollendo, con fecha 15.07.1999, el Ministerio de

Energía y Minas mediante Resolución Ministerial N° 443-99-EM/VME otorga la Autorización para

operar cumpliendo las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y

salvaguardando el patrimonio Cultural de la Nación y con fecha 6 de julio de 1999, la Dirección

General de Asuntos Ambientales (DGAA) del Ministerio de Energía y Minas, aprobó el Estudio de

Impacto Ambiental (EIA) de la “Ampliación de la Central Térmica de Mollendo”, mediante

Memorando N° 901-99-EM/DGAA.

Con fecha 17 de setiembre del 2018, el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución

Directoral N° 004-2018-MEM/DGAAE, resuelve Aprobar el Estudio de Impacto Ambiental

Semidetallado del Proyecto “Instalación de la Central Hidroeléctrica Charcani VII y Sistema de

Interconexión al SEIN”, la Compañía se encuentra obligada a cumplir con lo estipulado en el Estudio

de impacto Ambiental Semidetallado, los informes de evaluación, opiniones vinculantes de las

entidades opinantes, así como con los compromisos asumidos.

Los Centros de Producción de Charcani, así coma las centrales de térmicas de Chilina, Mollendo y

Pisco con fecha 20 de diciembre del 2011 han obtenido la certificación ISO 14001, con vigencia

hasta el 19 de diciembre del 2014. Asimismo, el 29 de mayo de 2015 ha obtenido la recertificación

con vigencia hasta el 28 de mayo de 2018. De igual manera el año 2015 la Central Hidroeléctrica

Charcani IV fue incluida en el Registro de Buenas Prácticas de OEFA, por no tener ningún hallazgo

en la supervisión directa realizada por esta autoridad a la central.

En relación al sistema de gestión ambiental, referente a la supervisión del Organismo de Evaluación

y Fiscalización Ambiental (OEFA) durante el periodo 2018 el OEFA llevó a cabo un total de

11 fiscalizaciones ambientales inopinadas a nuestras instalaciones, con el propósito de verificar el

cumplimiento de la normativa ambiental y compromisos establecidos en nuestro PAMA y Estudios

de Impacto Ambiental aprobados. En todos los casos no se registraron incumplimientos a las

normas ambientales, tal como se encuentran descritos en las actas de supervisión suscritas para

cada instalación.

La Gerencia considera que la Compañía viene cumpliendo adecuadamente con la normatividad

ambiental vigente, por lo que no se espera contingencias sobre este asunto que pudieran tener un

efecto importante sobre los estados financieros y no existen pasivos no registrados por la

Compañía.




57

32. Administración de Riesgos Financieros

A. Factores de riesgo financiero

Las actividades de la Compañía la exponen a una variedad de riesgos financieros como: riesgo de

tipo de cambio, riesgo de precio, riesgo de tasa de interés y de administración de capital. El

programa de administración de riesgos de la Compañía trata de minimizar los potenciales efectos

adversos en su desempeño financiero. La Gerencia de la Compañía es conocedora de las

condiciones existentes en el mercado y sobre la base de su conocimiento y experiencia controla los

riesgos, siguiendo las políticas aprobadas por el Directorio, la cual comprende la identificación,

evaluación y acciones de cobertura de los riesgos a que está expuesta la Compañía en el curso

normal de sus operaciones. La Gerencia de Administración y Finanzas tiene a su cargo la

administración de riesgos financieros, como sigue:

Riesgos de mercado

i. Riesgo de tipo de cambio

Las operaciones en moneda extranjera se efectúan a los tipos de cambio del mercado libre

publicados por la Superintendencia de Banca, Seguros y Administradoras de Fondo de Pensiones. Al

31 de diciembre de 2018, los tipos de cambio promedio ponderado del mercado libre para las

transacciones en dólares estadounidenses fueron de S/ 3.369 para la compra y S/ 3.379 para la venta

(S/ 3.238 para la compra y S/ 3.245 para la venta al 31 de diciembre de 2017).

Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, la Compañía tenía los siguientes activos y pasivos en dólares

estadounidenses:

En miles de dólares estadounidenses 2018 2017

Activo

Efectivo y equivalentes al efectivo 152 539

Inversiones financieras 12,387 6,587

Cuentas por cobrar comerciales, neto 734 257

Inversiones mobiliarias - 5,864

13,273 13,247

Pasivos

Cuentas por pagar comerciales y a partes relacionadas 15,775 5,550

Obligaciones financieras y otras cuentas por pagar 75 172

15,850 5,722

Posición (pasiva) activa neta (2,577) 7,525

Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, la Compañía posee saldos en dólares que no son

significativos para sus estados financieros.

Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, la Compañía no tenía instrumentos financieros derivados para

cubrir su riesgo de cambio. El resultado de mantener saldos en moneda extranjera para la Compañía

en los años 2018 y de 2017 fue una pérdida de miles de S/ 96 y una ganancia de miles de S/ 495

respectivamente, las cuales se presentan en el rubro "Diferencia en cambio neta" del estado de

resultados integrales.

Los principales pasivos financieros de la Compañía incluyen las cuentas por pagar comerciales y

diversas. La finalidad principal de estos pasivos financieros es obtener financiación para las

operaciones de la Compañía. La Compañía cuenta con efectivo y cuentas por cobrar comerciales y

diversas que provienen directamente de sus operaciones.

La Compañía se encuentra expuesta a los riesgos de mercado, de crédito y de liquidez.




58

Los altos ejecutivos de la Compañía supervisan la gestión de estos riesgos. Para ello cuentan con el

apoyo de la Gerencia financiera, que los asesora sobre los riesgos financieros y el marco corporativo

apropiado de gestión del riesgo financiero de la Compañía. La Gerencia financiera brinda seguridad a

los altos ejecutivos de la Compañía de que las actividades de riesgo financiero que se toman, se

encuentran reguladas por políticas y procedimientos corporativos apropiados, y que los riesgos

financieros se identifican, miden y gestionan de acuerdo con estas políticas corporativas y las

preferencias de la Compañía al momento de contraer riesgos.

El Directorio revisa y acuerda las políticas para la gestión de cada uno de estos riesgos, las que se

resumen en las secciones siguientes.

ii. Riesgo de tasa de interés

El riesgo de tasa de interés es el riesgo de que el valor razonable o los flujos futuros de efectivo de

un instrumento financiero fluctúen debido a los cambios en las tasas de interés de mercado. La

Compañía no tiene activos o pasivos financieros a largo plazo a tasas de interés variable, por lo que

considera que no tiene una exposición significativa a este riesgo.

iii. Riesgo de crédito

El riesgo de crédito es el riesgo de que una contraparte no cumpla sus obligaciones asumidas en un

instrumento financiero o un contrato comercial, y que esto origine una perdida financiera. La

Compañía se encuentra expuesta al riesgo de crédito por sus actividades operativas (en particular

por los deudores comerciales) y sus actividades financieras, incluidos los depósitos en bancos, las

inversiones financieras, las operaciones de cambio y otros instrumentos financieros.

Instrumentos financieros y depósitos bancarios

El riesgo de crédito del saldo en bancos es administrado por la Gerencia de Finanzas de acuerdo con

las políticas de la Compañía. Los límites de crédito de contraparte son revisados por la Gerencia y el

Directorio. Los límites son establecidos para minimizar la concentración de riesgo y, por

consiguiente, mitigar pérdidas financieras provenientes de incumplimientos potenciales de la

contraparte.

En opinión de la Gerencia, al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, la Compañía no considera que

dichas concentraciones impliquen riesgos inusuales para sus operaciones.

Cuentas por cobrar comerciales

El riesgo de crédito de los clientes es manejado por la Gerencia, sujeto a políticas, procedimientos y

controles establecidos. Los saldos pendientes de cuentas por cobrar son periódicamente revisados

para asegurar su recupero. Las ventas de la Compañía son realizadas principalmente a clientes

nacionales; y al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, cuenta con una cartera de aproximadamente

12 clientes. Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, los 2 clientes más importantes de la Compañía

representan aproximadamente el 86% de las ventas. Así mismo, la Compañía realiza una evaluación

sobre las deudas cuya cobranza se estima como remota para determinar la provisión requerida por

incobrabilidad.

La Gerencia de la Compañía considera que no existe riesgo significativo de crédito debido a que los

clientes de la Compañía son de prestigio en el mercado local y se encuentran regulados.

Riesgo de liquidez

El objetivo de la Compañía es mantener el equilibrio entre la continuidad y la flexibilidad de

financiamiento, a través del uso de cuentas corrientes bancarias y obligaciones financieras. La

Compañía mantiene adecuados niveles de efectivo y de líneas de crédito disponibles. La Compañía

no mantiene deudas financieras, excepto por los saldos por pagar relacionados a sus activos bajo

arrendamiento financiero, nota 15.




59

Los siguientes cuadros resumen el perfil de vencimientos de los pasivos financieros de la Compañía

sobre la base de los pagos no descontados previstos en los contratos respectivos:

En miles de soles

De 3 a 12

meses

De 1 a 5

años

Más de 5

años Total

Al 31 de diciembre del 2018

Cuentas por pagar comerciales 82,103 - - 82,103

Otras cuentas por pagar 18,764 791 - 19,555

Total pasivos 100,867 791 101,658

Al 31 de diciembre del 2017

Cuentas por pagar comerciales 48,836 182 - 49,018

Otras cuentas por pagar 10,113 - - 10,113

Total pasivos 58,949 182 - 59,131

Los objetivos de la Compañía al administrar el capital son el salvaguardar la capacidad de continuar

como empresa en marcha con el propósito de generar retornos a sus accionistas, beneficios a otros

grupos de interés y mantener una estructura de capital óptima para reducir el costo del capital.

Para mantener o ajustar la estructura de capital, la Compañía puede ajustar el importe de los

dividendos pagados a los accionistas, devolver capital a los accionistas, emitir nuevas acciones o

vender activos para reducir su deuda.

Acorde con la industria, la Compañía monitorea su capital sobre la base del ratio de apalancamiento.

Este ratio se calcula dividiendo la deuda neta entre el capital total. La deuda neta corresponde al total

del endeudamiento (incluyendo el endeudamiento corriente y no corriente) menos el efectivo y

equivalentes al efectivo. El capital total corresponde al patrimonio, tal y como, se muestra en el

estado de situación financiera más la deuda neta.

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 y de 2017, no hubo modificaciones en

los objetivos, las políticas, ni los procesos relacionados con la gestión del capital.

Riesgo operacional

El riesgo operacional es el riesgo de pérdida que surge de la falla de sistemas, error humano, fraude

o eventos externos. Cuando los controles internos no funcionan, los riesgos operacionales pueden

dañar la reputación, tener consecuencias legales o reglamentarias, o producir pérdidas financieras.

La Compañía no puede tener como objetivo eliminar todos los riesgos operacionales; sin embargo, a

través de una matriz de control; y monitoreando y respondiendo a los riesgos potenciales puede

manejar estos riesgos. Los controles comprenden principalmente segregación de funciones,

accesos, autorización y procedimientos de conciliación y capacitación de personal.




60

33. Compromisos

Compromiso con clientes

Al 31 de diciembre de 2018, la Compañía mantiene contratos de suministro de electricidad vigentes,

tal como se indica a continuación:

Mercado Regulado: Contratos con 9 empresas distribuidoras con vigencia desde el año 2014

hasta el año 2025, con una potencia contratada de 160.00 MW.

Mercado Libre: EGASA cuenta en su cartera de clientes con tres clientes libres, TISUR con

una potencia contratada de 2.8 MW y con contrato vigente desde el 1 de enero del 2015

hasta el 31 de diciembre del 2019, Michell & CIA S.A con una potencia contratada de 2.85

MW y un contrato vigente desde el 1 de diciembre del 2016 hasta el 30 de noviembre del

2019 y Laboratorios Portugal S.R.L. con una potencia contratada de 0.6 MW y con contrato

vigente desde el 1 de enero de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2020.

También se tiene un contrato bilateral con la empresa de distribución COELVISAC para su

mercado libre, con una potencia contratada de 7.0 MW y con contrato vigente desde el

1 de abril del 2018 hasta el 31 de diciembre del 2022.

Compromiso con proveedores

Al 31 de diciembre de 2018, la Compañía mantiene vigentes cartas fianzas con las siguientes

entidades:

Tipo Proveedores Moneda Importe

Adquisición de gas

Pluspetrol Peru Corporation S.A. US$ 77,327

Pluspetrol Camisea S.A. US$ 878,718

Hunt Oil Company OF Perú SUC del Perú. US$ 885,748

Repsol Exploración Perú Suc. del Perú. US$ 351,488

Sonatrach Perú Corporation S.A.C. US$ 351,488

SK Innovation Sucursal Peruana. US$ 618,618

Tecpetrol del Perú S.A.C. US$ 351,487

Transporte de gas Transportadora de Gas del Perú S.A. US$ 1,408,267

Distribución de gas CONTUGAS S.A.C. US$ 1,340,073

Ejecución de Obras

Proyecto Charcani VII Ministerio de Energía y Minas S/ 1,899,401

Ejecución de Obras

Proyecto Charcani VII Ministerio de Energía y Minas S/ 1,899,401

Otros compromisos

Contratos suscritos con proveedores de gas natural con cláusulas "Take or Pay" o similares. La

Compañía mantiene vigentes los siguientes contratos:

A. Contrato de Suministro de Gas Natural suscrito con Pluspetrol Peru Corporation S.A. el 26 de

agosto de 2008 y con vigencia de 10 años desde la fecha de inicio del suministro. Con una

cantidad diaria contractual de 146,103 m3/d1a por la primera turbina y 139,267 m3/d1a por la

segunda turbina. En su Clausula Quinta establece que si la Compañía no tomase la cantidad

diaria de gas contratada deberá pagar a los productores las cantidades de gas faltantes hasta

completar la cantidad mínima que la Compañía está obligada a pagar a los productores. El

costo en el año 2018 por este concepto fue de miles de S/ 5,578 (miles de S/ 29,249 en el

año 2017) y se encuentra registrado en "consumo de lubricantes y combustibles" en el costo

del servicio de energía (nota 20).




61

B. Contrato de Servicio de Transporte Firme de Gas Natural suscrito con Transportadora de Gas

del Perú S.A. el 22 de agosto de 2008 y con vigencia hasta el 1 de abril de 2019, con una

carga por reserva de capacidad diaria establecida por un estimado de acuerdo al contrato. En

su Cláusula 8.6 se establece que el pago del servicio firme contratado es independiente de su

uso efectivo. El costo en el año 2018 por este concepto ascendió a miles de S/ 4,461 (miles

de S/ 21,322 en el año 2017) y se encuentra registrado en " transporte de gas natural" en el

costo del servicio de energía (nota 20).

Adicionalmente, la Compañía en los años 2018 y 2017 pagó un diferencial por no cubrir el

servicio firme contratado, el cual ascendió a miles de S/ 24,472 y miles de S/ 6,874,

respectivamente. Este importe se encuentra registrado en "transporte de gas natural" en el

costo del servicio de energía (nota 20).

C. Al 31 de diciembre de 2018 y de 2017, se mantiene por pagar a CONTUGAS en miles de

S/ 49,915 y miles de S/ 19,998, respectivamente, debido a la discrepancia contractual que

surge desde mayo del 2015 en la metodología de facturación. CONTUGAS sostiene que el

cálculo de la facturación es en base al volumen de gas contratado, sin embargo, EGASA y

OSINERGMIN concuerdan en que la metodología de facturación debe considerar volúmenes

de gas natural consumidos.

34. Hecho Posterior

En opinión de la Gerencia, entre el 31 de diciembre de 2018 y la fecha de aprobación de los estados

financieros, no han ocurrido eventos que requieran ajustes o revelaciones a los estados financieros

al 31 de diciembre de 2018.

Documents

Modelo de Informe IFRS Informacion Adicional/ESTADO… · certificado de conclusión de la operación, para lo cual adjunta el informe técnico que incluye los estudios y simulaciones