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Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.
Informe de Clasificación
Contacto:
Gabriela Bedregal
[email protected]
Bruno Merino
[email protected]
511- 616-0400
RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A.
Lima, Perú
04 de noviembre de 2015
Clasificación
Categoría
Definición de Categoría
Segundo Programa de Bonos
Red de Energía del Perú
AAA.pe
Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en
los términos y condiciones pactados.
Tercer Programa de Bonos
Red de Energía del Perú
AAA.pe
Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en
los términos y condiciones pactados.
Primer Programa de Emisión de Papeles
Comerciales de Red de Energía del Perú
EQL 1.pe
Grado más alto de calidad. Existe certeza de pago de intereses
y capital dentro de los términos y condiciones pactados.
“La clasificación que se otorga al presente valor no implica recomendación para comprarlo, venderlo o mantenerlo.”
------------------------Millones de Dólares---------------------Jun.15 Dic.14
Jun.15 Dic.14
Activos:
513.3 519.5
Utilidad neta: 19.2
31.4
Pasivos: 326.2 326.3
ROAE*:
21.5% 16.9%
Patrimonio: 187.0 193.2
ROAA*:
7.8% 6.2%
Historia: Bonos Corporativos, 2do. Programa 4ª Emisión  AAA
(15.11.06), 15ª Emisión  AAA.pe (29.03.09), 17ª y 20ª Emisión 
AAA.pe (22.12.10). 3er. Programa - 1ª, 3ª,4ª,7ª Emisión  AAA.pe
(21.08.12). Primer Programa de Emisión de Papeles Comerciales de
REP  EQL 1.pe (27.08.12).
* Indicadores Anualizados
Al efectuar la evaluación se han utilizado los Estados Financieros Auditados al 31 de diciembre del 2011, 2012 y 2013 y 2014, así como estados
financieros no auditados a junio de 2014 y junio de 2015. Asimismo se ha utilizado información adicional proporcionada por Red de Energía del Perú
S.A.
Fundamento: Luego del análisis respectivo, el Comité de
Clasificación de Equilibrium decidió mantener la categoría
AAA.pe a las emisiones contempladas dentro del Segundo y
Tercer Programa de Bonos Corporativos de Red de Energía
del Perú (en adelante REP o la Compañía), así como
EQL1.pe al Primer Programa de Emisión de Papeles
Comerciales de REP.
Dicha decisión se sustenta en la estabilidad y tendencia
positiva de los ingresos y resultados de la Compañía por
servicios de transmisión de energía eléctrica, la que opera
dentro del marco regulatorio del segmento de transmisión.
En este sentido, se toma en cuenta i) la predictibilidad de los
ingresos de la Empresa en su calidad de monopolio natural,
gracias a los derechos de concesión que le fueron otorgados
en el año 2002 y que tienen vigencia hasta el año 2032 y por
los que, en retribución, la Compañía percibe la
Remuneración Anual (RA), y ii) los mayores márgenes
registrados durante los periodos bajo análisis, acompañando
los esfuerzos de REP por obtener mayores niveles de
eficiencia en costos y gastos. Adicionalmente, la
clasificación del Segundo y Tercer Programa de Bonos
Corporativos incorpora el valor de las garantías (la hipoteca
de la concesión, la prenda del 100% de las acciones y el
fideicomiso de flujos de efectivo), además de que los
tenedores de bonos ostentan el orden de prelación de pagos
más alto después de los trabajadores y comparten las
garantías con el Banco de Crédito del Perú en su calidad de
acreedor preferente.
Por otro lado, se considera la participación que mantiene
“La nomenclatura .pe refleja riesgos solamente comparables en Perú.”
REP y las demás empresas del grupo ISA en el Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional SEIN (REP 40.4%,
Consorcio Transmantaro 33.2% e ISA Perú 4.2%), la misma
que asciende aproximadamente a 77.8% del mismo al cierre
de 2014 (última información Osinergmin).
Red de Energía del Perú S.A. se constituyó en julio de 2002
para dedicarse a la actividad de transmisión de energía
eléctrica, contando con Interconexión Eléctrica S.A. (ISA)
como principal accionista (60% de participación), de forma
directa e indirecta a través de Transelca S.A. Cabe
mencionar que ISA cuenta con una clasificación para su
deuda de largo plazo de Baa2 otorgada por Moody’s, la
misma que fue mejorada el 05 de agosto de 2014 desde
Baa3.
Los fondos obtenidos por las emisiones de bonos fueron
destinados a la explotación del sistema de transmisión, así
como al financiamiento de las ampliaciones al contrato de
concesión.
El análisis financiero de REP al 30 de junio de 2015 muestra
que los ingresos totales de actividades ordinarias crecieron
5.0% respecto al mismo periodo del año anterior,
ascendiendo a US$66.8 millones, lo que deriva de la mayor
Remuneración Anual recibida, tras un ajuste en el índice
Finished Goods Less Food and Energy (el índice promedio
en el 2014 ascendió a 188.7, siendo superado por el 191.7 de
junio de 2015) y de la puesta en operación del Contrato
Privado con Energía Eólica (abril de 2015). Al respecto, se
debe mencionar que en el Contrato de Concesión (año 2002)
se fijó que REP percibiera una Remuneración Anual (RA),
que está compuesta por la Remuneración Anual Garantizada
(RAG), la Remuneración Anual por Ampliaciones (RAA) y
una liquidación anual que surge por variaciones por tipo de
cambio, dado que REP factura en soles y el Contrato de
Concesión determina la remuneración en dólares
estadounidenses. Respecto a la RAG, este concepto fue
fijado inicialmente en US$58.64 millones, con ajustes
periódicos de acuerdo a la evolución de la inflación
americana tomando como referencia el índice Finished
Goods less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500). Por
su parte, la RAA responde a la remuneración adicional para
la Compañía como consecuencia de las ampliaciones
contempladas dentro de las cláusulas adicionales al Contrato
de Concesión.
Además del incremento del nivel de ingresos de Actividades
Ordinarias (+5.0%), el menor nivel de provisiones (-57.2%)
al cierre del primer semestre de 2015 permitió que la utilidad
neta de la Compañía creciera 62.2% respecto a junio de
2014, ubicándose en US$19.2 millones. En línea con esto,
durante el año 2014 REP revisó las probabilidades y niveles
históricos de ejecución de presupuestos de mantenimiento
con las que se calculan las provisiones y decidió ajustar el
rubro, contrayéndose US$8.1 millones en el periodo anual
2014 y US$4.2 millones entre junio de 2014 y junio de 2015
para ubicarse en US$3.1 millones (US$7.3 millones en junio
de 2014). Adicionalmente, el resultado neto incorpora
disminuciones en el costo de transmisión eléctrica (-8.4%),
en el gasto administrativo (-2.1%) y en el gasto financiero (3.1%) en el periodo de análisis.
En cuanto a la estructura de activos de REP, a lo largo de los
periodos analizados se observó que el rubro con mayor
participación es el de Activos Intangibles (86.2% a junio de
2015), seguido por Efectivo y Equivalentes de Efectivo
(4.3%) y por Instalaciones, Muebles y Equipo (2.6%).
Siendo así, la porción de activos no corrientes de REP es
mucho mayor a la de activos corrientes, participando en el
total de activos con 89.7% y 10.3% respectivamente a junio
de 2015.
Por su parte, las fuentes de financiamiento del activo al 30
de junio de 2015 estuvieron compuestas en un 63.6% por
pasivos (62.8% a diciembre de 2014) y en un 36.4% por
patrimonio (37.2% a diciembre de 2014). Los primeros no
registraron variación en el semestre analizado, mientras que
el último disminuyó 3.2%. Si bien el pasivo se mantuvo sin
variaciones, la Compañía registró un incremento de su
pasivo corriente equivalente a US$3.9 millones, el mismo
que contrapesó la disminución de US$4.0 del pasivo no
corriente. Estas variaciones se explican por el aumento de
US$4.7 millones de cuentas por pagar a entidades
relacionadas corrientes -que incluyen los dividendos por
pagar-, la contracción de US$8.1 millones de obligaciones
financieras no corrientes y el incremento de US$3.2 millones
de otros pasivos financieros no corrientes, que reflejan el
valor de los otros instrumentos derivados de cobertura con
los que cuenta la Compañía.
Respecto al nivel de generación de REP medido mediante el
EBITDA anualizado, este se ubicó en US$91.1 millones al
cierre de junio de 2015, aumentando 6.7% ó US$5.7
millones por encima de lo registrado en diciembre de 2014,
lo que responde al crecimiento de los ingresos de actividades
ordinarias y al ahorro obtenido en la provisión para
mantenimiento y reemplazos. Igualmente, los indicadores de
cobertura EBITDA/Gastos Financieros y EBITDA/Servicio
de Deuda mejoraron y se situaron en 8.78 veces (8.72 veces
a diciembre de 2014) y 6.21 veces (5.08 veces a diciembre
de 2014), respectivamente al 30 de junio de 2015.
Finalmente, Equilibrium considera que los ingresos futuros
derivados tanto de la concesión inicial así como de las
inversiones realizadas permitirían a REP mantener
adecuados indicadores de generación, cobertura y
apalancamiento, en línea con la clasificación asignada.
Asimismo, resulta importante que la Compañía continúe con
el adecuado manejo de sus costos y gastos de operación a fin
de mantener los ratios de eficiencia que presenta a la fecha
de análisis, y que se monitoree la efectividad de los nuevos
niveles de provisiones.
Fortalezas
1. Ingresos estables y predecibles.
2. Experiencia y solvencia de los accionistas.
3. El subsector de transmisión es considerado un monopolio natural.
Debilidades
1. Alta dependencia de la regulación.
2. Vulnerabilidad hacia movimientos en el índice “Finished Goods Less Food and Energy”.
Oportunidades
1. Oportunidades de acceder a privatizaciones o nuevas concesiones.
2. Ganancias en los niveles de eficiencia que se traduzcan en una reducción de costos.
Amenazas
1. Modificaciones al marco regulatorio del subsector de transmisión.
2. Ocupación de las zonas cercanas a las líneas de transmisión por parte de la población.
3. Riesgos asociados a las Líneas de Transmisión de 220 kV por el Fenómeno El Niño.
2
contraste al comportamiento de años anteriores, en los
cuales la brecha entre producción hidráulica y
termoeléctrica se iba acotando, en el semestre analizado
se observó una ampliación de la misma. El menor
dinamismo de la producción termoeléctrica sería aquel
expuesto en abril y mayo, encontrando sustento en la
ruptura de los ductos de líquidos de gas natural hacia
fines de abril.
SECTOR ELÉCTRICO
En el año 1992 entró en vigencia la Ley de Concesiones
Eléctricas – Ley Nº 25844 a través de la cual se
implementaron las primeras reformas en el sector. Estas
incluían la eliminación del monopolio que ejercía el
gobierno sobre la totalidad de la actividad de generación
y venta de energía, descomponiéndola en tres pilares
básicos: generación, transmisión y distribución. Del
mismo modo, se buscó otorgar incentivos para fomentar
la participación de capitales privados, creándose
adicionalmente una institución reguladora denominada
OSINERGMIN encargada de regular la estructura
tarifaria. Con la finalidad de supervisar las actividades de
generación, transmisión y distribución, se establecieron
dos mercados diferentes, el de contratos de suministro de
energía, ya sea bajo regulación de precios o de libertad de
precios y el de transferencias de energía entre generadoras
en un mercado spot siendo este último regulado por el
Comité de Operación Económica del Sistema (COES). A
partir de la entrada en vigencia de la ley antes
mencionada se reserva para el Estado una labor
básicamente normativa, supervisora y de fijación de
tarifas.
En línea con lo observado en años anteriores, se presenta
un incremento en la demanda de energía, lo cual responde
a la mayor necesidad de energía producto de las
inversiones realizadas por los diversos agentes
económicos. En lo que va del año, se registró la máxima
demanda en el mes de marzo, llegando a 6,036.2 MW,
cifra record en el sistema eléctrico. Este dato representó
un incremento de 5.21% respecto a la máxima demanda
observada en el 2014 (5,737.3 MW).
En el año 2014 el costo marginal promedio anual del
SEIN (24.56 US$/MW.h) fue 7.37% inferior al registrado
en el 2013 (26.52 US$/MW.h), cayendo por segundo año
consecutivo. Dichos costos están correlacionados con el
desarrollo hidrológico de las cuencas que abastecen a las
Centrales Hidroeléctricas que conforman el SEIN. En lo
que va del año, se viene observando niveles de costos
bastante inferiores a aquellos exhibidos en años
anteriores, siendo el promedio de los primeros cinco
meses 15.19 US$/MW.h (45.4% inferior al p.a. del año
2014).
A raíz de las reformas suscitadas en el sector eléctrico
peruano así como por el sostenido crecimiento
macroeconómico del país, el incremento en la demanda
de energía ha crecido de forma sostenida. La mayor
demanda de energía se explica en las mayores
necesidades derivadas del mayor número de inversiones
realizadas por los diferentes agentes económicos, lo que a
su vez se encuentra acorde con el crecimiento
experimentado en el país durante los últimos años.
1,000
PBI en Millones S/. (eje derecho)
2010
2011
2012
% Térmica
43.8%
48.7%
46.5%
54.4%
2009
50.3%
2008
53.5%
44.0%
55.9%
2007
% Hidráulica
2013
2014
1S 15
% Solar y Eólica
Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
-
2006
57.9%
2,000
58.5%
3,000
62.9%
4,000
60.9%
5,000
75.4%
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
-
68.2%
Máxima Demanda vs PBI
6,000
42.1%
41.5%
37.1%
39.1%
31.8%
24.6%
Producción por Tipo de Recurso
Con cifras preliminares del Ministerio de Energía y Minas
al cierre de junio de 2015, se estima que las empresas
estatales habrían participado con el 23.5% del total de
energía generada y presentarían un incremento de 9.6%
respecto al acumulado a junio de 2014. Dicha expansión
se debería a la entrada en servicio de Central
Hidroeléctrica Machu Picchu II de la empresa EGEMSA,
añadiendo 192MW de potencia efectiva. El grupo
ENDESA, que dispone de las empresas generadoras
EDEGEL, CHINANGO y EEPSA, representó el 20.2%
de la producción a junio de 2015; el retroceso en la
generación de la principal empresa del grupo, EDEGEL (12.3%), habría generado que el grupo presente un recorte
del 3.3% de su generación.
Máxima Demanda en MW (eje izquierdo)
Fuentes: COES, BCRP / Elaboración: Equilibrium
El sector eléctrico registró en el primer semestre del 2015
una producción total de 21,762.84 GWh según
información publicada por el COES. Este nivel de
generación superaría a aquel expuesto en el año 2014 en
5.19%, crecimiento que iría en línea con la dinámica
expuesta en años anteriores (+6.0%). A nivel de fuente de
generación, históricamente la hidráulica ha sustentado el
abastecimiento de energía en el sistema. Sin embargo, con
la puesta en marcha del proyecto de gas natural de
Camisea once años atrás (en el 2004), la matriz energética
se modificó al incrementarse sustancialmente las
Centrales Termoeléctricas. En el primer semestre del
presente año la producción hidráulica representó el
54.44% del total mientras que la termoeléctrica el
43.79%, la eólica el 1.27% y la solar apenas el 0.50%. En
3
en caso de incumplimiento de los parámetros
establecidos por la norma.
Marco Regulatorio
El sistema eléctrico peruano está altamente regulado,
siendo las siguientes las principales normas legales y
operativas:

Ley de Concesiones Eléctricas: El Decreto Ley
N°25844 y sus modificatorias rigen la actividad en el
sector eléctrico del país, el mismo que se encuentra
compuesto de tres grandes segmentos: generación,
transmisión y distribución. A partir de octubre del
2000, el sistema eléctrico está conformado por un
solo Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN), además de existir algunos sistemas aislados.

Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la
generación eléctrica: El 23 de julio de 2006 se
publicó la ley N°28832, que modifica diversos
artículos de la Ley de Concesiones, estableciendo
como uno de sus principales objetivos asegurar la
generación de energía de modo tal que se reduzca la
exposición del sistema eléctrico peruano a la
volatilidad de los precios. Asimismo, persigue
reducir los riesgos derivados de la falta de energía y
asegurar al consumidor final una tarifa más
competitiva a través de una mayor competencia en el
mercado de generación.




Ley Antimonopolio y Anti-oligopolio en el Sector
Eléctrico: Mediante la Ley N°26876 se 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.
PERFIL DE LA EMPRESA
Red de Energía del Perú S.A. se constituyó el 3 de julio
de 2002 con el objetivo de dedicarse a las actividades de
transmisión de energía eléctrica. Su actividad comprende
otros servicios en el campo eléctrico, además de
actividades del sector de telecomunicaciones como
servicios portadores, servicios de difusión, servicios de
valor añadido y servicios finales. REP fue constituida por
las empresas colombianas Empresa de Energía de Bogotá
S.A. E.S.P. (EEB), Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
(ISA) y Transelca S.A. E.S.P. (forma parte de ISA),
quienes son los tres accionistas, ostentando el 40%, 30%
y 30% de participación respectivamente, siendo ISA el
accionista mayoritario.
Reglamento de Transmisión: Al haberse aprobado
la Ley N°28832 para asegurar el desarrollo eficiente
de la generación eléctrica, se aprobó la adecuación
de marco legal de la transmisión, que debió ser
materia de reglamentación. En tal sentido, el 16 de
mayo de 2007 se aprobó el Reglamento de
Transmisión.
Contrato de Concesión
En el año 2002, REP obtuvo la buena pro de la Licitación
Pública Especial Internacional para explotar, operar y
efectuar el mantenimiento de la infraestructura eléctrica
de los sistemas de transmisión del Estado Peruano
(ETECEN y ETESUR) por un período de 30 años, con
una oferta de US$286.7 millones, iniciando sus
operaciones el 05 de septiembre de ese mismo año. Al
término del plazo del Contrato de la Concesión, REP
deberá cumplir con devolver los bienes y activos
recibidos en concesión al Concedente en buenas
condiciones operativas, excepto por el desgaste normal
como consecuencia del tiempo y el uso regular.
Organismo Supervisor de la Inversión de Energía
y Minería: OSINERGMIN es el organismo
regulador responsable de supervisar las actividades
que realizan las empresas en los subsectores de
electricidad, hidrocarburos y minería. Se encarga de
controlar la calidad y eficiencia del servicio
brindado, así como de fiscalizar el cumplimiento de
las obligaciones contraídas por los concesionarios a
través de los contratos de concesión firmados y del
cumplimiento de los dispositivos legales y normas
técnicas vigentes. Asimismo, debe fiscalizar el
cumplimiento de los compromisos de inversión de
acuerdo lo establecido en los respectivos contratos de
concesión. La Gerencia Adjunta de Regulación
Tarifaria (GART) de OSIGERMIN es la encargada
de fijar las tarifas de energía eléctrica según los
criterios establecidos en la Ley de Concesiones y su
Reglamento.
Según el contrato de concesión, REP recibe una
Remuneración Anual (RA), que está compuesta por:
Norma Técnica de Calidad de los Servicios
Eléctricos (NTCSE): Establece los niveles mínimos
de calidad que deben cumplir los servicios eléctricos,
incluyendo el alumbrado público y las obligaciones
de las empresas del sector eléctrico y de los clientes
que operan en el marco de la Ley de Concesiones.
Contempla la medición, tolerancias y aplicación de la
norma por etapas, asignando la responsabilidad de su
implementación y aplicación a OSINERGMIN, así
como la aplicación de penalidades y compensaciones

Remuneración Garantizada (RAG): Fijada en el
contrato en US$58.64 millones (sin incluir IGV), es
ajustada anualmente según la variación que presente
el índice Finished Goods Less Food and Energy
publicado por el Departamento del Trabajo del
Gobierno de los Estados Unidos de América.

Remuneración Anual por Ampliaciones (RAA):
Garantiza a REP el recupero de las inversiones que
realice para las ampliaciones a su sistema de
transmisión a través de la suscripción de una cláusula
adicional al Contrato de Concesión en marzo de
2006.
Es importante señalar que si alguna de las partes del
Contrato de Concesión considera que el equilibrio
económico del Contrato se ha visto afectado como
consecuencia de cambios en las normas aplicables así
4
como en la interpretación o en la aplicación de las mismas
o de actos de Autoridad Gubernamental, en relación con
aspectos económico-financieros vinculados a la inversión,
explotación u operación del sistema de transmisión
eléctrica o la ejecución del contrato de concesión con
respecto a la RAG, cada dos años podrá proponer por
escrito y con la necesaria sustentación las soluciones y
procedimientos a seguir para restablecer el equilibrio
económico. Este derecho podrá ser ejercido
automáticamente en caso de ocurrir variaciones mayores
al 5% de la RAG.
Ejecutivo
Caro Sánchez, Carlos Mario
Jaramillo Vallejo, Jose Iván
Muñante Aquije, Alberto Nicolás
Villacorta Saroli, María Del Pilar
Echeverría Restrepo, Jorge Alberto
Lazo Velarde, Luis Miguel
Fuente: SMV / Elaboración: Equilibrium
Accionariado
La composición accionaria de la Empresa se describe a
continuación:
En este contexto, en octubre del año 2004 REP presentó
el sustento para acreditar una eventual alteración del
equilibrio económico del Contrato de Concesión de los
Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR,
solicitud que fue aceptada. Asimismo, con fecha 27 de
julio de 2006 se suscribió una cláusula adicional al
Contrato de Concesión mediante la cual se reconocen a
REP US$1.3 millones de ingresos adicionales a la RAG,
así como la aceptación del reembolso del gasto por
Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF), impuesto
que no se encontraba vigente al inicio de la concesión, y
el reconocimiento por única vez, de una suma de US$ 1.9
millones por ingresos adicionales a la RAG no percibidos
anteriormente. Cabe mencionar que el acuerdo con el
Concedente considera la modificación de la secuencia de
pago de la RAG de manera tal que los costos de
transmisión sean mejor distribuidos entre los usuarios que
reciben el servicio de transmisión.
Accionistas
Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P.
Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P
Transelca S.A. E.S.P.




Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA): Es la
mayor empresa de transmisión de energía de la
República de Colombia. Cuenta en dicho país con las
empresas INTERCOLOMBIA y TRANSELCA; en
Perú con Red de Energía del Perú –REP– , Consorcio
Transmantaro –CTM–, ISA Perú y Proyectos de
Infraestructura del Perú –PDI-; en Bolivia con ISA
Bolivia; y en Brasil con las subsidiarias Companhia
de Transmissão de Energía Elétrica Paulista –
CTEEP– (adquirida a través de su vehículo de
inversión ISA Capital do Brasil), Interligação
Elétrica Pinheiros –PINHEIROS–, Interligação
Elétrica Serra do Japi –SERRA DO JAPI–,
Interligação Elétrica de Minas Gerais –IEMG– y
EVRECY.
CTEEP, con otros socios regionales, tiene en Brasil
inversiones en las empresas Interligação Elétrica
Norte y Nordeste –IENNE–, Interligação Elétrica Sul
–IESUL–, Interligação Elétrica do Madeira –IE
MADEIRA– e Interligação Elétrica Garanhuns –IE
GARANHUNS–.
Departamento de Transmisión Norte (Sedes:
Chiclayo y Chimbote).
Departamento de Transmisión Centro (Sedes: Lima y
Pisco).
Departamento de Transmisión Este (Sedes: Huánuco
y Huancayo).
Departamento de Transmisión Sur (Sedes: Arequipa
y Cusco).
Adicionalmente, ISA posee una participación
accionaria de 11.11% en la Empresa Propietaria de la
Red –EPR–, que construye el Sistema de
Interconexión Eléctrica de los Países de América
Central –SIEPAC– y comparte con la Empresa de
Transmisión Eléctrica S.A. –ETESA– (Panamá) la
propiedad sobre Interconexión Eléctrica Colombia–
Panamá –ICP–, pertenecientes al sector eléctrico,
INTERNEXA, que opera en el sector de las
telecomunicaciones, XM en la operación del sistema
eléctrico y la administración del mercado de
electricidad, e INTERVIAL CHILE empresa
operadora de vías interurbanas e INTERCHILE,
empresa de transporte de energía.
Directorio
En REP, este órgano está conformado por directores
titulares y directores alternos elegidos por Junta General
de Accionistas por un periodo de dos años, existiendo la
posibilidad de ser reelegidos de manera indefinida. A la
fecha de elaboración del presente informe, el directorio se
encuentra compuesto de la siguiente manera (no se
incluyen directores alternos):
Directores
Vargas Gibsone, Bernardo*
Roa Barragán, Ricardo
Nule Amín, Guido Alberto
Moreno Restrepo, Ernesto
Zea Gómez, Camilo
%
40.00%
30.00%
30.00%
Fuente: REP / Elaboración: Equilibrium
Geográficamente, las instalaciones de transmisión
eléctrica están distribuidas en cuatro departamentos de
transmisión:

Cargo
Gerente General
Gerente de Finanzas
Gerente Operaciones
Gerente de Administración
Gerente de Transmisión
Gerente de Negocios
Cargo
Presidente del Directorio
Vicepresidente del Directorio
Director
Director
Director

* Nombrado en junio de 2015
Fuente: SMV/ Elaboración: Equilibrium
Gerencia
A la fecha de elaboración del informe, la plana gerencial
de REP está conformada por los siguientes funcionarios:
5
Transelca S.A. E.S.P. (Transelca): Empresa
constituida en la República de Colombia dedicada a:
(i) la prestación de servicios de transmisión de
energía a voltajes iguales o superiores a 220 kV; (ii)
la conexión de empresas de distribución, de
generación y usuarios no regulados; (iii) el
planeamiento y coordinación de la operación de los
recursos del sistema de transmisión nacional en
Colombia; y (iv) la prestación de servicios de
telecomunicaciones.
las siguientes ampliaciones que, a la fecha de análisis,
siguen en curso:
ISA mantiene el 99.99% de participación accionaria
en Transelca, la que a su vez tiene una participación
accionaria de 30.00% en REP y de 54.86% en ISA
Perú.

Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. (EEB):
Empresa de servicios públicos de la República de
Colombia. Por la composición y el origen de su
capital, EEB es una sociedad constituida con aportes
estatales y privados, en la cual los entes del Estado
deberán mantener por lo menos el 51% del capital
social. Actualmente, su principal accionista es la
Ciudad de Bogotá D.C. con el 81.50% del capital de
la sociedad.

Ampliación N°13: Comprende la construcción de la
nueva S.E. Pariñas 220 kV y traslado del reactor
desde la S.E. Talara. Además, incluye la ampliación
de la capacidad de transmisión de la L.T. 220 kV
Talara–Piura de 152 MVA a 180 MVA y la
instalación de compensación reactiva 1x20 MVAR
en 60 kV en la S.E. Piura Oeste. Al 30 de junio de
2015, REP efectuó inversiones por US$15.88
millones.

Ampliación N°15: Incluye la ampliación de la
capacidad de transmisión de la L.T. 220 kV San
Juan–Chilca de 350 MVA a 700 MVA, y la
ampliación de la capacidad de transmisión de la L.T
220 kV Ventanilla–Zapallal de 152 MVA a 270
MVA por terna, mediante una nueva L.T. de doble
terna utilizando la misma servidumbre. Asimismo,
comprende la instalación del cuarto circuito 220 kV
de 189 MVA, utilizando las estructuras existentes
de la L.T. 220 kV Ventanilla–Chavarría y la
ampliación de las S.E. asociadas. Al 30 de junio de
2015, REP efectuó inversiones por US$30.80
millones.

Ampliación N°16: Abarca la construcción de la
nueva subestación Amarilis 138 kV, con
configuración de doble barra más seccionador de
transferencia y espacios para futuras instalaciones
en 138 kV, 22.9 kV y 10 kV. Adicionalmente,
comprende la construcción de los enlaces de
conexión en 138 kV (S.E. Amarilis–L.T. a S.E.
Tingo María, S.E. Amarilis–S.E. Huánuco y S.E.
Amarilis–L.T. a S.E. Paragsha). Además, incluye la
ampliación de la capacidad de transmisión de la L.T.
138 kV Paragsha–Huánuco de 45 MVA a 75 MVA.
Al 30 de junio de 2015, REP efectuó inversiones
por US$4.76 millones.
EEB posee una participación accionaria de 1.67% en
el capital social de ISA y a su vez cuenta con una
participación accionaria del 40.00% en REP.
Adquisición de Consorcio Transmantaro S.A.
En el año 2006, tanto ISA como EEB adquirieron en
distintas operaciones la totalidad de las acciones de
Consorcio Transmantaro S.A. (CTM), empresa que se
encontraba controlada por la compañía canadiense HydroQuebec. ISA recibió el 60% del accionariado por un
monto de US$71 millones, mientras que EEB pagó
US$47 millones por el 40% del accionariado de CTM.
En este sentido, en diciembre del 2006 REP suscribió un
contrato para la prestación de servicios de administración,
operación y mantenimiento con CTM, mediante el cual
opera la red de transmisión entre la hidroeléctrica del
Mantaro (Huancavelica) y Socabaya (Arequipa), uniendo
los sistemas de transmisión centro norte y sur. Al 30 de
junio de 2015, CTM posee 2,792 km de circuitos y cuenta
con diez subestaciones.
En abril de 2013, Consorcio Transmantaro realizó una
emisión internacional por US$450.00 millones a 10 años
de Senior Unsecured Notes con vencimiento en el año
2023 con el propósito de cancelar pasivos bancarios así
como deuda subordinada con REP. En el mes de junio de
2015, Moody´s ratificó la calificación de CTM de Baa3,
con perspectivas estables.
Por último, la Compañía tiene los proyectos de
ampliación N°17, N°18 y N°19 en proceso de
negociación con el Estado Peruano.
Contratos Privados
En el año 2013, REP decidió aceptar contrataciones de
servicios de transmisión eléctrica con empresas privadas.
Siendo así, a la fecha están en curso los siguientes
proyectos:
Proyectos
Durante el periodo bajo análisis y a la fecha de
elaboración del presente informe, las actividades de REP
estuvieron orientadas al desarrollo de proyectos de
infraestructura, habiendo culminado e iniciado en dicho
periodo el siguiente proyecto:

Ampliación N°14: Comprendió la implementación
de la nueva S.E. de Reque 220 kV y la ampliación
de la capacidad de transformación de la S.E. Trujillo
Norte. Se realizó la energización de la línea en julio
de 2015, REP efectuó inversiones por US$20.31
millones.
Por otro lado, en los últimos años se aprobaron cláusulas
adicionales al contrato de concesión para la ejecución de
6

Planta Fría de Generación ETEN: Contrato
firmado con Planta de Reserva Fría de Generación
de ETEN en agosto de 2013 para la construcción,
operación y mantenimiento de las instalaciones para
la prestación del servicio de transmisión eléctrica,
cuya vigencia es de 18 años de sus puesta en
operación y con una inversión presupuestada de
US$1.22 millones.

Energía Eólica: Contrato firmado con Energía
Eólica en octubre de 2013 para la construcción,
operación y mantenimiento de las instalaciones para
la prestación del servicio de transmisión eléctrica,

con una vigencia de 18 años desde su puesta en
operación (abril de 2015).
americana tomando como referencia el índice Finished
Goods less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500).
Generación Andina: Contrato firmado con
Generación Andina en septiembre de 2014 para la
construcción, operación y mantenimiento de las
instalaciones para la prestación del servicio de
transmisión eléctrica con una vigencia de 18 años
desde su puesta en operación y con una inversión
presupuestada de US$2.25 millones.
El Estado de Resultados de REP diferencia el Costo de
Servicios en dos grupos: i) Costo de Servicio de
Transmisión Eléctrica y ii) Provisión para Mantenimiento
y Reemplazos, grupos que, a diferencia de los ingresos,
registraron en el periodo bajo análisis una disminución
equivalente a 18.0% y tras la cual los costos totales
pasaron a representar el 45.3% respecto a ingresos (58.1%
en junio de 2014), ascendiendo a US$30.3 millones.
Dicha variación incorpora disminuciones en los dos
grupos de costos.
ANÁLISIS FINANCIERO
Respecto al primer grupo, el costo de servicio de
transmisión eléctrica pasó de US$29.7 millones en junio
de 2014 a US$27.2 millones en junio de 2015 y a su vez
incluye US$10.7 millones del gasto por amortización del
intangible, que está relacionado a la concesión del sistema
de transmisión eléctrica y las ampliaciones a la misma y
que representa el 35.4% del total de costos. El intangible
originado al inicio del Contrato de Concesión se amortiza
de acuerdo al método de línea recta durante el plazo de
vigencia del Contrato. Las ampliaciones se amortizan
utilizando el método de línea recta por un periodo
equivalente al tiempo restante de la Concesión desde la
puesta en operación de dicha ampliación.
Rentabilidad
Al 30 de junio de 2015, REP registró ingresos totales de
actividades ordinarias1 equivalentes a US$66.8 millones,
lo que implica un crecimiento de 5.0% respecto al mismo
periodo del año anterior. Dicha variación deriva de la
mayor Remuneración Anual recibida, tras un ajuste en el
índice “Finished Goods Less Food and Energy” (el
índice promedio en el 2014 ascendió a 188.7, siendo
superado por el 191.7 de junio de 2015) y de la puesta en
operación del Contrato Privado con Energía Eólica (abril
de 2015). Cabe resaltar que los servicios de transmisión
de energía eléctrica crecieron 3.1% respecto a junio de
2015 (participación de 82.1% del total de ingresos a junio
de 2015) y los servicios complementarios aumentaron
14.4% en el periodo de análisis (participación de 17.9%
del total de ingresos a junio de 2015). Estos últimos se
componen principalmente por servicios prestados a
relacionadas y en menor medida por servicios de
transmisión adicionales a empresas privadas del sector
minero y generadoras de energía, por ejemplo, además de
servicios de operación y mantenimiento.
Adicionalmente, los costos de servicio de transmisión
incluyen cargas de personal (US$8.2 millones), servicios
prestados por terceros (US$3.4 millones), depreciación
(US$1.0 millones) entre otros.
Ingresos de Operación vs. Costos de Operación
(US$ millones)
140
120
Estructura de Ingresos Totales
131
123
112
99
100
Servicios de
Operación y
Mantenimiento
1.5%
80
Otros
0.4%
Servicios de
Transmisión
Adicionales
2.8%
Servicios
Prestados a
Relacionadas
13.3%
60
58
62
73
65
67
30
40
20
0
Remuneración
Anual
82.1%
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Dic.14
Jun.15
Servicios de Transmisión de Energía Eléctrica
Costo de Servicio de Transmisión Eléctrica
Fuente: REP / Elaboración: Equilibrium
En cuanto al segundo grupo, se observó que los costos
incurridos por provisión de mantenimiento y reemplazo,
necesarios para mantener operativa la infraestructura de
las Líneas de Transmisión pasaron de US$7.3 millones
en junio de 2014 a US$3.1 millones en junio de 2015,
reflejando el interés de la Compañía por optimizar sus
resultados financieros. En este sentido, es de mencionar
que las provisiones de mantenimiento se calculan,
principalmente, en base a la tasa libre de riesgo, la tasa de
inflación proyectada, a un presupuesto operativo y a una
probabilidad promedio de ejecución del mismo. Dicha
probabilidad fue de 73% hasta el año 2013, pero se ajustó
durante el periodo 2014 a 65% debido a que, según
indicado por la Compañía, hasta entonces los
presupuestos de provisión para mantenimiento estuvieron
muy por encima de los montos ejecutados, siendo
considerados ineficientes, por lo que a partir del año 2014
se basarían principalmente en el costo de reposición
anual.
Fuente: REP / Elaboración: Equilibrium
Como se mencionó anteriormente, en el Contrato de
Concesión (año 2002) se fijó que REP percibiría una
Remuneración Anual (RA), que está compuesta por la
Remuneración
Anual
Garantizada
(RAG),
la
Remuneración Anual por Ampliaciones (RAA) y una
liquidación anual que surge por variaciones por tipo de
cambio, dado que REP factura en soles y el Contrato de
Concesión determina la remuneración en dólares
estadounidenses. Respecto a la RAG, este concepto fue
fijado inicialmente en US$58.64 millones, con ajustes
periódicos de acuerdo a la evolución de la inflación
1
Los ingresos de actividades ordinarias están compuestos por aquellos
recibidos por servicios de transmisión de energía eléctrica (RA) y por aquellos
recibidos por servicios complementarios.
7
financieros, lo que contrapesó el efecto del incremento de
US$0.9 millones de intereses sobre préstamos bancarios,
bonos y préstamos subordinados, de valor presente de la
provisión para mantenimientos y reemplazos y otros
menores.
Estuctura Costos Totales
Cargas de
Personal
27.0%
Amortización
35.4%
Provisión por
mantenimiento
y reemplazo
10.3%
Otros
16.1%
El efecto en el resultado neto de la mayor utilidad
operativa, aunada a la disminución de gastos financieros y
de pérdida por diferencia en cambio en el periodo
analizado, fue de un incremento de 62.2%. Siendo así, la
utilidad neta al cierre del primer semestre de 2015
ascendió a US$19.2 millones, 62.2% mayor respecto al
primer semestre del año anterior. Por su parte, el margen
neto se situó en 28.7% (18.6% al 30 de junio de 2014).
Servicios
Prestados por
Terceros
11.2%
Fuente: REP / Elaboración: Equilibrium
Considerando tanto la evolución de los ingresos totales de
actividades ordinarias (aumento de 5.0% entre junio de
2014 y junio de 2015) como la de los costos totales
(disminución de 18.0% del cierre del primer semestre de
2014 al primer semestre de 2015), la utilidad bruta de
REP se vio favorecida registrando un crecimiento de
36.8% durante el periodo de análisis ascendiendo a
US$36.5 millones en junio de 2015, el que también se vio
en términos relativos, toda vez que el margen bruto pasó
de 41.9% a 54.7%. Esta mejora es asociada a una mayor
eficiencia en el manejo de los costos de transmisión,
además del ajuste del nivel de provisiones de
mantenimiento y reemplazos.
Evolución Márgenes
80%
70%
63.7%
62.2%
65.4%
61.0%
69.7%
60%
50%
41.6%
44.3%
40%
30%
20%
10%
32.9%
54.7%
47.5%
50.5%
40.5%
42.6%
34.7%
28.7%
30.9%
24.0%
22.4%
15.6%
15.5%
0%
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Dic.14
Margen Bruto
Margen EBITDA
Es de indicar que, en todos los periodos bajo análisis, la
Compañía registró costos por concepto de servicios de
construcción de líneas de transmisión, los que, de acuerdo
a la NIC 12, se ven reflejados en ingresos por el mismo
monto. Dado que este servicio es prestado, administrado
y/o supervisado por la empresa relacionada Proyectos de
Infraestructura del Perú S.A.C. (PDI) o terceros, este no
genera utilidad para REP. Al cierre del primer semestre
del presente año, este concepto ascendió a US$16.2
millones, monto igual por costos y por ingresos.
Jun.15
Margen Operativo
Margen Neto
Fuente: REP / Elaboración: Equilibrium
En cuanto a los indicadores de rentabilidad, éstos se
incrementaron respecto al periodo anterior, impulsados
por el crecimiento de la utilidad neta de la Compañía y de
las variaciones relativas de los activos (-1.2%) y
patrimonio (-3.2%) en el periodo de análisis. En este
sentido, el ROAA anualizado al 30 de junio de 2015 se
sitúa en 7.8%, por encima del 6.2% registrado en
diciembre de 2014 y el ROAE anualizado pasó de 16.9%
en diciembre de 2014 a 21.5% en junio de 2015.
Además del incremento en el resultado bruto, se registró
una disminución equivalente a 2.1% en los gastos de
administración entre los semestres analizados como
consecuencia de menores gastos de personal, los mismos
que pasaron de US$2.2 millones a US$2.1 millones en los
semestres evaluados. De este modo, el resultado operativo
de la Compañía creció 45.5% en términos absolutos en el
periodo analizado y el margen operativo fue de 47.5%,
superando el 34.2% de junio de 2014.
Evolución de Rentabilidad
25%
21.5%
20%
15%
10%
16.9%
8.9%
7.2%
10.7%
7.8%
5%
Cabe recordar que desde el año 2005 la Compañía
presenta sus Estados Financieros en dólares
estadounidenses con el objetivo de mitigar los riesgos de
la volatilidad del tipo de cambio. No obstante, REP
mantiene partidas monetarias en moneda nacional, tales
como las retribuciones de planillas e impuestos, las cuales
generan diferencias en cambio. A la fecha de análisis, se
generó una pérdida de US$355 miles (pérdida de US$560
miles a junio de 2014), que es equivalente al 0.5% del
total de ingresos.
0%
6.2%
3.2%
Dic.11
4.5%
3.5%
Dic.12
Dic.13
ROAA
Dic.14
Jun.15
ROAE
Indicadores anualizados
Fuente: REP / Elaboración: Equilibrium
Considerando que los ingresos de actividades ordinarias
de REP mantienen un crecimiento sostenido y que la
Compañía viene registrando mejoras en los niveles de
eficiencia en el manejo de los costos de servicio de
transmisión y gastos administrativos, los niveles de
generación de la Empresa medidos a través del EBITDA2
anualizado mejoraron, toda vez que dicho indicador se
Entre junio de 2014 y junio de 2015 se observó una
contracción en los gastos financieros, los que pasaron de
US$5.5 millones a US$5.2 millones (8.0% del total de
ingresos) en los meses analizados, lo que a su vez se
originó en la capitalización de US$1.7 millones de gastos
2
EBITDA = Utilidad Operativa + Amortización + Depreciación + Provisión
para Mantenimiento y Reemplazo de las Líneas de Transmisión
8
situó en US$91.1 millones, cifra 6.7% por encima de la
de diciembre de 2014. Asimismo, el margen EBITDA
pasó de 65.4% al cierre de 2014 a 69.7% al 30 de junio de
2015.
manteniéndose en niveles adecuados. Sin embargo, la
liquidez ácida se vio afectada, retrocediendo hasta 0.85
veces, tras situarse en 1.33 veces al cierre de 2014.
Endeudamiento y Solvencia
Al 30 de junio de 2015, el 63.6% de los activos de la
Compañía fue financiado por pasivos (62.8% a diciembre
de 2014) y el 36.4% fue financiado por el patrimonio
(37.2% a diciembre de 2014). Los primeros no registraron
variación en el semestre analizado, mientras que el último
disminuyó 3.2% del cierre del 2014 a junio de 2015. El
pasivo se mantuvo sin variaciones debido a que el
incremento observado de US$3.9 millones del pasivo
corriente contrarrestó la disminución de US$4.0 del
pasivo no corriente. Estas variaciones, a su vez, son
impulsadas por el incremento de US$4.7 millones en las
cuentas por pagar a entidades relacionadas corrientes -y
que incluyen los dividendos por pagar-, los US$8.1
millones menos de obligaciones financieras no corrientes
y US$3.2 millones más por otros pasivos financieros no
corrientes, que reflejan el valor de los otros instrumentos
derivados de cobertura con los que cuenta la Compañía.
Activos y Liquidez
Al 30 de junio de 2015 el Activo Total de REP ascendió a
US$513.3 millones, habiendo disminuido 1.2% respecto a
diciembre de 2014, toda vez que se registrara un retroceso
de US$13.9 millones en los Activos Corrientes y un
incremento de US$7.6 millones en los Activos No
Corrientes.
Cabe mencionar que a lo largo de los periodos analizados
se observó que el rubro con mayor participación es el de
Activos Intangibles (86.2% a junio de 2015), seguido por
Efectivo y Equivalentes de Efectivo (4.3%) y por
Instalaciones, Muebles y Equipo (2.6%). Siendo así, la
porción de activos no corrientes de REP es mucho mayor
a la de activos corrientes, participando en el total de
activos con 89.7% y 10.3% respectivamente a junio de
2015.
En cuanto a los Activos Intangibles, estos ascendieron a
US$442.6 millones a junio de 2015, monto que incluye el
valor de concesiones del sistema de transmisión eléctrica
(concesión inicial), las adiciones a la concesión, software
y proyectos en curso y mostró un incremento de 1.7%
entre el cierre del periodo 2014 y junio de 2015, lo que
responde a las adiciones de US$18.2 millones de
proyectos en curso, que comprenden las ampliaciones No
13, 14, 15 y 16, crecimiento que es parcialmente
contrarrestado por la amortización del intangible inicial
(US$-4.8 millones), de las ampliaciones adicionales en
operación (US$-5.9 millones) y de la amortización del
software (US$-44.0 mil). Por su parte, los activos
corrientes disminuyeron 20.7% en los seis meses
analizados, impulsados por dos factores: i) la
amortización de US$7.0 millones del préstamo que se
había otorgado a CTM en el periodo 2014 a corto plazo
para desarrollo de proyectos de concesión y que originó
una reducción de 76.5% en las cuentas por cobrar a
entidades relacionadas; y ii) el retroceso de 30.5% del
efectivo y equivalentes, cuyos niveles, según indicado por
la Gerencia de la Compañía, serán controlados en pro de
la mejora de eficiencia que persigue REP.
Respecto a esa última cuenta, se trata de contratos de
cobertura Cross Currency Swap que REP adquirió para
mitigar el riesgo de volatilidad cambiaria del Nuevo Sol,
considerando que la moneda funcional de la Compañía es
el dólar estadounidense, pero cuentan con obligaciones
financieras en nuevos soles. Cabe mencionar que estos
instrumentos financieros derivados3 de cobertura de flujos
de efectivo tienen resultados no realizados, netos de su
efecto impositivo, originados por cambios en el valor
estimado de mercado de los instrumentos, los que se
registran en el patrimonio como otras reservas.
Como consecuencia de la decisión de repartición de
dividendos de REP, US$5.0 millones del resultado del
ejercicio del año 2014 se registraron en junio de 2015
como cuentas por pagar a entidades relacionadas,
mientras que US$19.0 millones ya fueron distribuidos,
originando la reducción de 3.2% del patrimonio. Cabe
mencionar que durante el año 2014 se repartieron
dividendos equivalentes a US$14.00 millones.
Evolución de Apalancamiento
2.0
1.79
1.8
Evolución de Liquidez
2.0
1.8
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
1.74
1.69
1.55
1.6
1.4
1.73
1.36
1.37
1.49
1.74
1.52
1.16
1.2
0.96
1.09
1.20
1.16
Dic.13
Dic.14
1.0
1.25
0.99
1.47
0.8
1.33
0.84
0.6
0.81
Dic.11
0.62
Dic.12
0.85
Deuda Financiera/Patrimonio Neto (veces)
Endeudamiento patrimonial (veces)
Pasivo No Corriente/Patrimonio Neto
0.72
0.40
Fuente: REP / Elaboración: Equilibrium
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Liquidez general (veces)
Dic.14
Jun.15
Como consecuencia de la reducción del patrimonio ante
la ausencia de cambios en el pasivo, el ratio de
apalancamiento patrimonial incrementó y se situó en 1.74
veces a junio de 2015 (1.69 veces al 31 de diciembre de
2014) y, por su parte, los indicadores de Deuda
Liquidez ácida (veces)
Fuente: REP / Elaboración: Equilibrium
Dado el incremento de 10.0% del pasivo corriente y la
mencionada reducción de 20.7% del activo corriente, el
ratio de liquidez general pasó de 1.73 veces en diciembre
de 2014 a 1.25 veces en junio de 2015, pero aún
3
Instrumento derivado relacionado a las emisiones realizadas en nuevos soles
correspondientes al Tercer Programa de Bonos Corporativos.
9
Financiera/Patrimonio
Corriente/Patrimonio
comportamiento similar.
Neto
Neto
y
Pasivo
presentaron
No
un
Pago de Interés: El pago de los intereses se efectuará
cada trimestre vencido, contado a partir de la fecha del
primer vencimiento (luego de la fecha de emisión), hasta
la respectiva fecha de redención.
Por último, los indicadores de cobertura de REP
mejoraron en el semestre bajo análisis producto del
crecimiento de 6.7% del EBITDA respecto a diciembre
de 2014 y producto de la disminución de 1.6% en el gasto
financiero anualizado (US$10.3 millones en junio de
2015 y US$10.5 millones en diciembre de 2014) y del
menor servicio de deuda anualizado (US$15.2 millones
en junio de 2015 vs. US$15.9 millones en diciembre de
2014).
Al 30 de junio de 2015, las emisiones que se
encuentran vigentes bajo el Segundo Programa de
Bonos Corporativos son:
Cuarta Emisión – Serie A
Por un importe de hasta US$150 millones. El 16 de
febrero de 2007 se realizó la emisión de la serie A por un
monto de US$ 21.5 millones.
Moneda: Dólares.
Tasa de Interés: Libor 90 días + 0.75% anual.
Fecha de Redención: 16 de febrero de 2019.
Amortización del Principal: La amortización del principal
será efectuada en 44 pagos trimestrales iguales, a ser
efectuados por el emisor a partir del vencimiento del
quinto trimestre del plazo de vigencia de los bonos.
Evolución de Cobertura
10.0
9.0
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
8.78
8.09
6.09
4.66
5.64
5.37
5.90
4.02
1.91
2.06
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Dic.14
Decimoquinta Emisión – Serie A
Por un importe de hasta US$150 millones. El 14 de mayo
de 2009 se realizó la emisión de la serie A por un monto
de US$ 20 millones.
Moneda: Dólares.
Tipo de Tasa de Interés: 6.5% nominal anual.
Fecha de Redención: 15 de mayo de 2016.
Amortización del Principal: La amortización del principal
será efectuada al vencimiento (tipo bullet) mientras que
los intereses y se pagan en forma trimestral.
Jun.15
EBITDA / Gastos Financieros (veces)
EBITDA / Servicio de deuda (veces)
Fuente: REP / Elaboración: Equilibrium
SEGUNDO PROGRAMA DE BONOS
RED DE ENERGIA DEL PERU
Decimoséptima Emisión – Serie A
Por un importe máximo de US$58 millones. El 19 de
enero de 2011 se realizó la emisión de la Serie A por un
monto de US$ 20 millones.
Moneda: Dólares.
Tasa de Interés: 5.75%
Fecha de Redención: 20 de enero de 2018.
Amortización del Principal: La amortización del principal
será efectuada al vencimiento (tipo bullet) mientras que
los intereses se pagan en forma trimestral.
El programa tiene por denominación: “Segundo Programa
de Bonos Red de Energía del Perú”, siendo la entidad
estructuradora el Banco de Crédito del Perú y la entidad
colocadora Credibolsa S.A. S.A.B. El programa fue hasta
por un importe total de US$150 millones o su equivalente
en nuevos soles por un plazo de 2 años y fue aprobado
por CONASEV el 24 de enero de 2007 y renovado el 24
de enero de 2009.
Garantías
Los Bonos emitidos bajo el Programa se encuentran
garantizados por la hipoteca de los bienes de la concesión,
la prenda del 100% de acciones y el fideicomiso de los
flujos de caja generados.
Vigésima Emisión – Serie A
Por un importe máximo de US$58 millones. El 19 de
enero de 2011 se realizó la emisión de la Serie A por un
monto de US$ 38 millones.
Moneda: Dólares.
Tasa de Interés: 6.5%
Fecha de Redención: 20 de enero de 2026.
Amortización del Principal: La amortización del principal
será efectuada al vencimiento (tipo bullet) mientras que
los intereses se pagan en forma trimestral.
Opción de Rescate: El emisor podrá rescatar total o
parcialmente una o más series de los bonos, a partir del
inicio del quinto año de vigencia de cada serie (es decir, a
partir de la décimo sétima fecha de vencimiento), con
sujeción a una serie de características.
Fecha de Redención y Fecha de Vencimiento: La fecha
de redención es aquella en la que vence el plazo de la
respectiva emisión o serie. Las fechas de vencimiento son
aquellas en las que se pagará el cupón de los bonos, y de
ser el caso, la amortización del principal de los bonos.
TERCER PROGRAMA DE BONOS
RED DE ENERGIA DEL PERU
El programa tiene por denominación: “Tercer Programa
de Bonos Red de Energía del Perú”, siendo la entidad
estructuradora el BBVA Continental y la entidad
colocadora BBVA Continental S.A.B. El programa es
hasta por un importe total de US$250 millones o su
equivalente en nuevos soles, por un plazo de dos años a
partir de su inscripción, siendo renovado por dos años
adicionales el 24 de octubre de 2014. Los bonos bajo este
Emisiones y Series: Se podrá emitir una o más emisiones
y una o más series hasta de US$150 millones. En su
conjunto, el valor total de las series no podrá exceder
dicho importe.
10
programa pueden ser emitidos en dólares o nuevos soles.
La amortización del capital puede darse a través de un
único pago (tipo bullet) o mediante amortizaciones
parciales en distintos periodos, conforme se indique en el
respectivo prospecto complementario. No se han incluido
resguardos para el presente Programa.
Moneda: Dólares.
Tasa de Interés: 4.625% nominal anual.
Fecha de Redención: 07 de febrero de 2018.
Amortización del Principal: tipo bullet.
Cuarta Emisión – Serie A
El 18 de octubre de 2012 se realizó la colocación de
US$40.0 millones correspondientes a la Cuarta Emisión
del Tercer Programa de Bonos Corporativos.
Moneda: Dólares.
Tasa de Interés: 5.875% nominal anual.
Fecha de Redención: 19 de abril de 2031.
Amortización del Principal: tipo bullet.
Garantías
Los Bonos a ser emitidos bajo el Programa estarán
garantizados con las mismas garantías atribuidas al
segundo programa de Bonos.
Opción de Rescate: El emisor podrá rescatar total o
parcialmente una o más series de los bonos, si así lo
estableciese el Contrato Complementario y el Prospecto
Complementario, siguiendo la forma y los plazos que
para tal efecto se establezcan en los mismos. El
procedimiento de rescate deberá asegurar un trato
equitativo para todos los titulares de bonos de la emisión.
Séptima Emisión – Serie A
El 11 de julio de 2014 se realizó la colocación de
US$20.0 millones correspondientes a la Séptima Emisión
del Tercer Programa de Bonos Corporativos.
Moneda: Dólares.
Tasa de Interés: 3.75% nominal anual.
Fecha de Redención: 14 de julio de 2021.
Amortización del Principal: La amortización del principal
se realizará en 12 cuotas semestrales iguales, tras la
culminación del periodo de gracia de un (1) año contado a
partir de la fecha de emisión.
Fecha de Redención y Fecha de Vencimiento: La fecha
de redención es aquella en la que vence el plazo de la
respectiva emisión o serie. Las fechas de vencimiento son
aquellas en las que se pagará el cupón de los bonos, y de
ser el caso, la amortización parcial o total del principal de
los bonos.
Emisiones y Series: Se podrá emitir una o más emisiones
y una o más series hasta de US$250 millones. En su
conjunto, el valor total de las series no podrá exceder
dicho importe.
PRIMER PROGRAMA DE EMISIÓN DE PAPELES
COMERCIALES DE
RED DE ENERGIA DEL PERU S.A.
Sus términos y condiciones fueron aprobados el 19 de
septiembre de 2012, por la Junta General de Accionistas
de Red de Energía del Perú S.A. y fue inscrito en el
Registro Público del Mercado de Valores de la SMV el 22
de noviembre de 2012, con vigencia de seis (6) años. La
entidad estructuradora es BBVA Banco Continental y la
entidad colocadora es BBVA Continental S.A.B.
Pago de Interés: El pago de los intereses se efectuará
según lo estipulado en los respectivos Contratos
Complementarios y Prospectos Complementarios.
Al 30 de junio de 2015, las emisiones que se
encuentran vigentes bajo el Tercer Programa de
Bonos Corporativos son:
Monto: US$70.0 millones o su equivalente en Nuevos
Soles.
Moneda: Nuevos soles y/o Dólares.
Características: Estos papeles comerciales serán
instrumentos representativos de deuda nominativos,
indivisibles,
libremente
negociables
y
estarán
representados por anotaciones en cuenta a través de
CAVALI.
Vigencia del Programa: El programa tiene una duración
de seis (6) años contados a partir de la fecha de su
inscripción en el Registro Público del Mercado de
Valores.
Plazo de Vencimiento: Cada Emisión tendrá un plazo de
vencimiento máximo de hasta un (1) año.
Garantías: Se encuentran respaldados genéricamente con
el patrimonio del emisor. No cuentan con garantía
específica sobre los activos o derechos del Emisor.
Primera Emisión – Serie A
El 7 de noviembre de 2012 se realizó la colocación de
S/.104.1 millones correspondientes a la Primera Emisión
del Tercer Programa de Bonos Corporativos.
Moneda: Soles.
Tasa de Interés: 5.375% nominal anual.
Fecha de Redención: 08 de noviembre de 2022.
Amortización del Principal: tipo bullet.
Primera Emisión – Serie B
El 6 de febrero de 2013 se realizó la colocación de S/.77.3
millones correspondientes a la Primera Emisión del
Tercer Programa de Bonos Corporativos.
Moneda: Soles.
Tasa de Interés: 5.125% nominal anual.
Fecha de Redención: 07 de febrero de 2023.
Amortización del Principal: tipo bullet.
A la fecha del presente informe, la Compañía no mantiene
emisiones vigentes bajo este programa.
Tercera Emisión - Serie A
El 6 de febrero de 2013 se realizó la colocación de
US$10.0 millones correspondientes a la Tercera Emisión
del Tercer Programa de Bonos Corporativos.
11
RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. - R.E.P
ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA
(US$ miles)
ACTIVOS
Activo Corriente
Efectivo y Equivalente de Efectivo
Cuentas por Cobrar Comerciales
Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas
Otras Cuentas por Cobrar
Suministros y Repuestos
Otros Activos
Total Activo Corriente
Otros Activos Financieros
Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas
Instalaciones, Muebles y Equipo
Activos Intangibles
Otras Cuentas por Cobrar
Total Activo No Corriente
TOTAL ACTIVOS
PASIVOS
Pasivo Corriente
Obligaciones Financieras
Cuenas por Pagar Comerciales
Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas
Impuesto a la Renta
Otros Pasivos
Provisiones
Total Pasivo Corriente
Obligaciones Financieras
Otros Pasivos Financieros
Otros Pasivos
Provisiones
Pasivo por Impuesto a la Renta Diferido
Total Pasivo No Corriente
TOTAL PASIVO
Patrimonio
Capital social
Prima de Emisión
Otras Reservas de Capital
Otras Reservas de Patrimonio
Resultados Acumulados
Resultado del Ejercicio
TOTAL PATRIMONIO NETO
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
Dic.11
11,842
9,185
44,037
1,345
5,591
1,408
73,408
0
50,000
13,263
390,765
0
454,029
527,437
Dic.12
2.2%
1.7%
8.3%
0.3%
1.1%
0.3%
13.9%
0.0%
9.5%
2.5%
74.1%
0.0%
86.1%
100.0%
Dic.11
14,509
10,035
3,321
3,114
9,949
2,124
43,052
453
120,000
15,265
408,797
0
544,515
587,567
Dic.13
2.5%
1.7%
0.6%
0.5%
1.7%
0.4%
7.3%
0.1%
20.4%
2.6%
69.6%
0.0%
92.7%
100.0%
Dic.12
48,774
10,175
4,250
5,073
5,825
730
74,828
0
0
15,009
408,586
0
423,594
498,422
Jun. 14
9.8%
2.0%
0.9%
1.0%
1.2%
0.1%
15.0%
0.0%
0.0%
3.0%
82.0%
0.0%
85.0%
100.0%
Dic.13
16,634
13,123
3,023
8,694
6,861
1,528
49,863
0
0
14,216
420,801
660
435,677
485,540
Dic.14
3.4%
2.7%
0.6%
1.8%
1.4%
0.3%
10.3%
0.0%
0.0%
2.9%
86.7%
0.1%
89.7%
100.0%
Jun. 14
31,683
11,768
8,031
7,666
7,312
516
66,977
0
1,067
13,963
435,361
2,141
452,531
519,508
Var %
Var %
Jun.15/Dic.14 Jun.15/Jun.14
Jun.15
6.1%
2.3%
1.5%
1.5%
1.4%
0.1%
12.9%
0.0%
0.2%
2.7%
83.8%
0.4%
87.1%
100.0%
Dic.14
22,016
12,322
1,888
6,948
9,511
413
53,098
0
1,036
13,229
442,588
3,299
460,152
513,250
4.3%
2.4%
0.4%
1.4%
1.9%
0.1%
10.3%
0.0%
0.2%
2.6%
86.2%
0.6%
89.7%
100.0%
-30.5%
4.7%
-76.5%
-9.4%
30.1%
-20.0%
-20.7%
N.A.
-2.9%
-5.3%
1.7%
54.1%
1.7%
-1.2%
32.4%
-6.1%
-37.5%
-20.1%
38.6%
-73.0%
6.5%
N.A.
N.A.
-6.9%
5.2%
399.8%
5.6%
5.7%
Var %
Var %
Jun.15/Dic.14 Jun.15/Jun.14
Jun.15
68,347
8,532
2,003
747
3,660
7,125
90,415
152,007
0
0
27,969
33,799
213,775
304,190
13.0%
1.6%
0.4%
0.1%
0.7%
1.4%
17.1%
28.8%
0.0%
0.0%
5.3%
6.4%
40.5%
57.7%
34,043
12,769
1,390
3,888
6,818
11,058
69,966
210,537
178
273
24,576
34,078
269,641
339,607
5.8%
2.2%
0.2%
0.7%
1.2%
1.9%
11.9%
35.8%
0.0%
0.0%
4.2%
5.8%
45.9%
57.8%
5,355
10,460
1,839
8,452
8,011
8,877
42,993
208,119
17,230
87
28,095
23,325
276,856
319,849
1.1%
2.1%
0.4%
1.7%
1.6%
1.8%
8.6%
41.8%
3.5%
0.0%
5.6%
4.7%
55.5%
64.2%
5,355
7,545
938
2,767
6,972
8,642
32,219
205,229
21,086
0
34,687
18,546
279,548
311,767
1.1%
1.6%
0.2%
0.6%
1.4%
1.8%
6.6%
42.3%
4.3%
0.0%
7.1%
3.8%
57.6%
64.2%
5,355
7,579
2,456
4,941
8,974
9,335
38,640
218,689
25,116
82
26,825
16,959
287,671
326,311
1.0%
1.5%
0.5%
1.0%
1.7%
1.8%
7.4%
42.1%
4.8%
0.0%
5.2%
3.3%
55.4%
62.8%
7,021
6,523
7,128
3,727
8,911
9,191
42,501
210,601
28,292
0
29,812
15,009
283,714
326,215
1.4%
1.3%
1.4%
0.7%
1.7%
1.8%
8.3%
41.0%
5.5%
0.0%
5.8%
2.9%
55.3%
63.6%
31.1%
-13.9%
190.2%
-24.6%
-0.7%
-1.5%
10.0%
-3.7%
12.6%
-100.0%
11.1%
-11.5%
-1.4%
0.0%
31.1%
-13.5%
659.9%
34.7%
27.8%
6.4%
31.9%
2.6%
34.2%
N.A.
-14.1%
-19.1%
1.5%
4.6%
23,683
97,571
4,737
0
81,754
15,503
223,247
527,437
4.5%
18.5%
0.9%
0.0%
15.5%
2.9%
42.3%
100.0%
23,683
97,571
4,737
-424
97,256
25,138
247,960
587,567
4.0%
16.6%
0.8%
-0.1%
16.6%
4.3%
42.2%
100.0%
23,683
97,571
4,737
-8,892
42,394
19,081
178,573
498,422
4.8%
19.6%
1.0%
-1.8%
8.5%
3.8%
35.8%
100.0%
23,683
97,571
4,737
-11,543
47,475
11,850
173,773
485,540
4.9%
20.1%
1.0%
-2.4%
9.8%
2.4%
35.8%
100.0%
23,683
97,571
4,737
-11,675
47,475
31,407
193,198
519,508
4.6%
18.8%
0.9%
-2.2%
9.1%
6.0%
37.2%
100.0%
23,683
97,571
4,737
-11,056
52,882
19,218
187,035
513,250
4.6%
19.0%
0.9%
-2.2%
10.3%
3.7%
36.4%
100.0%
0.0%
0.0%
0.0%
-5.3%
11.4%
-38.8%
-3.2%
-1.2%
0.0%
0.0%
0.0%
-4.2%
11.4%
62.2%
7.6%
5.7%
12
RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. - R.E.P
ESTADO DE RESULTADOS
(US$ miles)
Dic.11
Servicios de Transmisión de Energía Eléctrica
Servicios Complemetarios
Total Ingresos de Actividades Ordinarias
Total Costo de Servicios
Costo de Servicio de Transmisión Eléctrica
Provisión para Mantenimiento y Reemplazos
Resultado bruto
Servicios de Construcción
Costo de Servicio de Construcción
Gastos de Administración
Otros Ingresos Operacionales, neto
Resultado Operativo
Ingresos financieros
Gastos Financieros
Diferencia en Cambio
Resultado antes de Impuesto a la Renta
Gasto por Impuesto a la Renta
Resultados Integrales
85,627
13,642
99,270
-57,997
-47,142
-10,856
41,272
44,157
-44,157
-9,903
1,242
32,612
3,973
-13,576
-1,062
21,946
-6,443
15,503
Dic.12
86.3%
13.7%
100.0%
-58.4%
-47.5%
-10.9%
41.6%
44.5%
-44.5%
-10.0%
1.3%
32.9%
4.0%
-13.7%
-1.1%
22.1%
-6.5%
15.6%
94,009
18,155
112,164
-62,460
-52,121
-10,339
49,704
36,409
-36,409
-13,145
2,384
38,943
7,621
-11,451
-220
34,893
-9,756
25,138
Dic.13
83.8%
16.2%
100.0%
-55.7%
-46.5%
-9.2%
44.3%
32.5%
-32.5%
-11.7%
2.1%
34.7%
6.8%
-10.2%
-0.2%
31.1%
-8.7%
22.4%
99,556
23,218
122,774
-73,022
-58,877
-14,145
49,752
20,865
-20,608
-12,753
655
37,911
4,328
-13,274
-1,645
27,319
-8,239
19,081
Jun. 14
81.1%
18.9%
100.0%
-59.5%
-48.0%
-11.5%
40.5%
17.0%
-16.8%
-10.4%
0.5%
30.9%
3.5%
-10.8%
-1.3%
22.3%
-6.7%
15.5%
53,232
10,454
63,686
-36,973
-29,704
-7,269
26,713
22,363
-22,363
-4,919
0
21,794
135
-5,528
-560
15,841
-3,991
11,850
83.6%
16.4%
100.0%
-58.1%
-46.6%
-11.4%
41.9%
35.1%
-35.1%
-7.7%
0.0%
34.2%
0.2%
-8.7%
-0.9%
24.9%
-6.3%
18.6%
Dic.14
106,268
24,368
130,636
-64,688
-58,710
-5,978
65,948
47,784
-47,784
-12,171
1,900
55,678
325
-10,550
-1,860
43,592
-12,185
31,407
Jun.15
81.3%
18.7%
100.0%
-49.5%
-44.9%
-4.6%
50.5%
36.6%
-36.6%
-9.3%
1.5%
42.6%
0.2%
-8.1%
-1.4%
33.4%
-9.3%
24.0%
54,891
11,957
66,848
-30,311
-27,202
-3,109
36,537
16,203
-16,203
-4,817
0
31,720
194
-5,358
-355
26,201
-6,983
19,218
82.1%
17.9%
100.0%
-45.3%
-40.7%
-4.7%
54.7%
24.2%
-24.2%
-7.2%
0.0%
47.5%
0.3%
-8.0%
-0.5%
39.2%
-10.4%
28.7%
RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. - R.E.P
Principales Indicadores
Liquidez
Liquidez general (veces)
Liquidez ácida (veces)
Capital de Trabajo (en miles US$)
Apalancamiento
Endeudamiento patrimonial (veces)
Endeudamiento del activo (veces)
Deuda Financiera / Patrimonio Neto (veces)
Deuda Financiera / EBITDA * (veces)
Pasivo No Corriente / Total Pasivo
Pasivo No Corriente / Patrimonio Neto
Rentabilidad
Margen Bruto
Margen Operativo
Margen EBITDA
Margen Neto
ROAA *
ROAE *
Generación
EBIT * (en miles US$)
EBITDA * (en miles US$)
FCO * (en miles US$)
Cobertura
EBITDA * / Servicio de deuda *(veces)
EBITDA * / Gastos Financieros *(veces)
FCO / Servicio de Deuda * (veces)
* Indicadores anualizados
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Jun. 14
Dic.14
Jun.15
0.81
0.72
-17,006
0.62
0.40
-26,913
1.74
1.47
31,835
1.55
1.02
17,644
1.73
1.33
28,337
1.25
0.85
10,597
1.36
0.58
0.84
2.98
0.70
0.96
1.37
0.58
0.99
3.50
0.79
1.09
1.79
0.64
1.20
2.85
0.87
1.55
1.79
0.64
1.21
2.53
0.90
1.61
1.69
0.63
1.16
2.62
0.88
1.49
1.74
0.64
1.16
2.39
0.87
1.52
41.6%
32.9%
63.7%
15.6%
3.2%
7.2%
44.3%
34.7%
62.2%
22.4%
4.5%
10.7%
40.5%
30.9%
61.0%
15.5%
3.5%
8.9%
41.9%
34.2%
64.3%
18.6%
3.8%
10.0%
50.5%
42.6%
65.4%
24.0%
6.2%
16.9%
54.7%
47.5%
69.7%
28.7%
7.8%
21.5%
32,612
63,265
41,569
38,943
69,789
49,807
37,911
74,887
42,373
40,360
83,160
31,281
55,678
85,399
42,893
65,604
91,092
59,770
1.91
4.66
1.25
2.06
6.09
1.47
4.02
5.64
2.27
2.98
6.64
1.12
5.37
8.09
2.70
5.90
8.78
3.87
13
Var %
Var %
Jun.15/Jun.14 Dic.14/Dic.13
3.1%
6.7%
14.4%
5.0%
5.0%
6.4%
-18.0%
-11.4%
-8.4%
-0.3%
-57.2%
-57.7%
36.8%
32.6%
-27.5%
129.0%
-27.5%
131.9%
-2.1%
-4.6%
N.A.
190.1%
45.5%
46.9%
43.7%
-92.5%
-3.1%
-20.5%
-36.6%
13.1%
65.4%
59.6%
75.0%
47.9%
62.2%
64.6%