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Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.
Informe de Clasificación
Contacto:
Gabriela Bedregal
[email protected]
María Luisa Tejada
[email protected]
511- 616 0400
DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A.
Lima, Perú
17 de diciembre de 2015
Clasificación
Categoría
Definición de Categoría
Bonos Corporativos
Segundo Programa, 1ª emisión
AAA.pe
Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los
términos y condiciones pactados.
Bonos Corporativos
Segundo Programa, 2ª emisión
AAA.pe
Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los
términos y condiciones pactados.
“La clasificación que se otorga al presente valor no implica recomendación para comprarlo, venderlo o mantenerlo.”
-------------------------Millones de S/.----------------------Dic.14 Sep.15
Activos: 1,063.3 1,143.9
Pasivos:
459.5
443.1
Patrimonio: 603.5
700.8
*Anualizados
Utilidad*:
ROAA*:
ROAE*:
Dic.14
156.62
12.8%
23.1%
Sep.15
156.8
13.4%
21.9%
Historia: Segundo Programa - 1ª Emisión  AAA.pe (asignada
12.10.11); 2ª Emisión  AAA.pe (asignada 19.01.12).
Al efectuar la evaluación se han utilizado los estados financieros auditados de Duke Energy EGENOR S. en C. por A. al 31 de diciembre de 2011,
2011, 2012 y 2014 así como los estados financieros intermedios al 30 de septiembre de 2014 y 2015. Adicionalmente, se ha incluido información
proporcionada por la Compañía y a través de los hechos de importancia publicados por la Bolsa de Valores de Lima.
Fundamento: Luego de la evaluación realizada, el Comité
de Clasificación de Equilibrium decidió ratificar la categoría AAA.pe a la primera y segunda emisión del Segundo
Programa de Bonos Corporativos de Duke Energy Egenor
S. en C. por A. (en adelante Egenor o la Compañía).
Sustenta dicha decisión la sólida estructura financiera
reflejada en los reducidos niveles de apalancamiento contable y financiero, los amplios ratios de liquidez, la adecuada cobertura de servicio de deuda y gastos financieros
y la mejora en la eficiencia operativa. De igual modo, la
clasificación incorpora el adecuado nivel de generación de
ingresos por parte de las centrales hidroeléctricas, las
mismas que tienen prioridad en el despacho de energía por
los bajos costos marginales de generación eléctrica. Asimismo, se toma en cuenta el respaldo del accionista comanditario, Duke Energy Perú Holdings S.R.L., la misma
que forma parte de Duke Energy Corporation, la empresa
de generación de energía más grande de Estados Unidos.
No obstante lo indicado anteriormente, la clasificación
considera el riesgo asociado a la concentración de la generación de Egenor en sus centrales hidroeléctricas dado que
el recurso hídrico se encuentra limitado a la estacionalidad
de las lluvias en la sierra del país. Siendo así que, ante un
escenario de escasez de lluvias en la zona, el nivel de
generación de la Compañía sería afectado, viéndose ésta
obligada a adquirir energía en el mercado spot a fin de
cumplir con sus contratos vigentes, reduciéndose los
márgenes operativos.
Egenor es una empresa peruana que se dedica desde 1999
a la generación y comercialización de energía eléctrica a
través de dos centrales hidroeléctricas (Cañón del Pato en
Ancash y Carhuaquero en Cajamarca), una central térmica,
una planta de gas y una de fraccionamiento de gas en
Ucayali. Al 30 de septiembre de 2015, la generación eléctrica de Egenor se encuentra concentrada al 100% en sus
centrales hidroeléctricas lo cual le permite tener prioridad
para el despacho de energía al contar con reducidos costos
La nomenclatura “.pe” refleja riesgos solo comparables en el Perú.
marginales, ganando eficiencia en comparación al ejercicio
anterior.
A la fecha de corte, la Compañía participa en la producción total de energía eléctrica en Perú con el 5.0%, representando el sexto lugar de acuerdo a lo señalado por el
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).
Como se mencionó anteriormente, la Compañía es subsidiaria de Duke Energy International, la que a su vez forma
parte de Duke Energy Corporation cuya clasificación de
riesgo internacional fue bajada en octubre de 2015 por
Moody’s (pasó de A2 a A3).
Al 30 de septiembre de 2015, el nivel de generación de la
Compañía medido a través del margen EBITDA anualizado mejoró al pasar de 41.7% a 45.3%, esto en línea con las
mayores ganancias operativas, superando la disminución
que hubo al cierre del año 2014 tras la venta de la C.T. Las
Flores (por el menor gasto por depreciación y la menor
generación térmica de energía). Las operaciones continuas
de Egenor registraron mayores resultados entre septiembre
de 2014 y septiembre de 2015 (+38.2%), el mismo que
responde a la aplicación de medidas de ajuste de costos y
gastos así como a la firma de un contrato estacional con
Distriluz por 70MW. Dado que la evolución de los resultados es producto del ajuste de costos y de la mayor contratación con clientes y no depende del desarrollo de proyectos que comprometan sus flujos operativos, el nivel de
pasivos de la Compañía exhibe una tendencia decreciente a
lo largo de los últimos periodos, dando lugar a bajos indicadores de apalancamiento y holgados ratios de cobertura.
Es así que el apalancamiento contable de Egenor resulta en
0.6 veces y el apalancamiento financiero en 1.4 veces a
septiembre de 2015 (0.8 y 1.5 veces a diciembre de 2014,
respectivamente).
De ese modo, los ratios anualizados de cobertura de gasto
financiero y servicio de deuda se incrementaron dado el
mayor EBITDA a septiembre de 2015, pasando la cobertu-
ra de gastos financieros de 9.5 a 11.9 veces en los meses
analizados y la cobertura de servicio de deuda de 7.4 a 9.3
veces en el mismo periodo.
En junio de 2009, la junta general de socios aprobó la
emisión del segundo programa de bonos corporativos con
el objeto de sustituir los pasivos de Egenor para otros usos
corporativos. El monto del segundo programa de bonos se
inscribió por la suma de US$200.0 millones de dólares o
su equivalente en moneda nacional, habiéndose colocado
US$35.0 millones bajo la primera emisión y US$40.0
millones bajo la segunda emisión. Los saldos vigentes a la
fecha son S/.116.0 millones y S/.130.4 millones respectivamente, con vencimientos en noviembre de 2026 y febrero de 2024.
Al respecto, la Compañía mantiene un covenant de endeudamiento (deuda financiera/patrimonio neto) no mayor a
1.50 veces para las emisiones vigentes que mantiene en el
Segundo Programa de Bonos Corporativos, el mismo que
se viene cumpliendo satisfactoriamente siendo dicho indicador al cierre del tercer trimestre del presente año de 0.4
veces.
Cabe recordar que con fecha 24 de octubre de 2014, la
Junta General de Accionistas aprobó la reducción del
capital social de S/.538.5 millones a S/.353.5 millones, es
decir, por un monto de S/.185.0 millones, manteniéndose
el porcentaje de participación de los accionistas en el capital. Dicha reducción de capital social no comprometió el
resguardo antes mencionado.
Por último, Equilibrium continuará monitoreando las medidas que tome Egenor en función de ampliar la diversificación de sus fuentes de generación, las mismas que a la
fecha se encuentran concentradas en las centrales hidroeléctricas, considerando que la dependencia de la generación hídrica la hace vulnerable en épocas de estiaje. Asimismo, el desempeño financiero de la Compañía, incluyendo el crecimiento de sus ingresos y de sus niveles de
endeudamiento, seguirá bajo análisis, ya que si bien los
indicadores de solvencia que registra van de la mano con
la política de repartición de dividendos, se deberá mantener en todo momento una adecuada estructura financiera,
en línea con la clasificación asignada.
Fortalezas
1. Reducidos costos marginales de producción (generación hídrica) que permiten tener prioridad en el despacho de energía
y contar con una ventaja competitiva para la adjudicación de la venta de potencia y energía.
2. Bajos niveles de endeudamiento financiero al no encontrarse en periodos de inversión en proyectos importantes.
3. Respaldo del principal accionista Duke Energy Perú Holdings S.R.L.
Debilidades
1. Elevada dependencia de recursos hídricos, los mismos que presentan una estacionalidad marcada durante el año por la
ausencia de lluvias en la sierra en periodos de estiaje.
2. Alta concentración de la generación de energía en centrales hidroeléctricas.
Oportunidades
1. Ampliación de cartera de clientes.
2. Desarrollo de nuevos proyectos y adjudicación de concesiones.
3. Mayor diversificación de su matriz energética.
Amenazas
1. Cambios inesperados en el marco regulatorio que pudiesen afectar el desarrollo del sector.
2. Cambios climáticos que afecten los niveles de hidrología, como el Fenómeno El Niño.
2
eléctrica el 47.4%, la eólica el 2.5% y la solar apenas el
0.50%. En contraste al comportamiento de años anteriores,
en los cuales la brecha entre producción hidráulica y termoeléctrica se iba acotando, en el periodo 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 PERUANO
La Ley de Concesiones Eléctricas – Ley Nº 25844 entró en
vigencia en el año 1992 con la finalidad de implementar
las primeras reformas en el sector eléctrico. Entre otras, la
ley incluía 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, buscó otorgar incentivos para fomentar la participación de capitales privados, creándose adicionalmente una
institución reguladora denominada OSINERGMIN1, la
misma que se encarga de la regulación de la estructura
tarifaria. Con la finalidad de supervisar las actividades de
generación, transmisión y distribución, se establecieron
dos mercados diferentes: (i) el de contratos de suministro
de energía, ya sea bajo regulación de precios o de libertad
de precios, y (ii) 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.
53.5%
2009
2010
2011
2012
2013
Hidráulica
Térmica
49.2%
47.4%
50.8%
55.9%
2008
50.8%
57.9%
46.5%
58.5%
44.0%
42.1%
41.5%
37.1%
39.1%
62.9%
2007
60.9%
68.2%
31.8%
Producción por Tipo
2014 Sept.2015
Solar y Eólica
Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium
A raíz de las reformas suscitadas en el sector eléctrico
peruano así como por el sostenido crecimiento macroeconómico del país, la demanda de energía ha tenido un
crecimiento sostenido, lo que se explica en las mayores
necesidades derivadas del mayor número de inversiones
realizadas por los diferentes agentes económicos. Por tal
motivo, la máxima demanda al 30 de septiembre de 2015
ascendió a 5,900 MW, 5.5% superior a la registrada en
similar periodo del ejercicio previo (5,592 MW) superando
el crecimiento registrado por el PBI.
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$/MW.h), cayendo por segundo año consecutivo. Dichos costos están correlacionados con el desarrollo hidrológico de las cuencas que abastecen a las Centrales Hidroeléctricas que conforman el SEIN. En lo que va
del año, se viene observando niveles de costos bastante
inferiores a aquellos exhibidos en años anteriores, siendo
el promedio de los primeros nueve meses 15.45
US$/MW.h (44.0% inferior al p.a. del año 2014).
Máxima Demanda vs PBI
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
2014
Sept.2015
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
-
2000
1,000
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
-
Costo Marginal Promedio Mensual (USD/MW.h)
70
60
50
40
30
20
10
PBI (Millones S/., eje derecho)
Máxima Demanda (MW, eje izquierdo)
0
Ene
Fuentes: COES, BCRP / Elaboración: Equilibrium
Feb
Mar
Abr May
2012
El sector eléctrico registró al tercer trimestre de 2015 una
producción total de 32.856 GWh según información publicada por el COES. Este nivel de generación superaría a
aquel expuesto en mismo periodo del año 2014 (+5.6%),
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 en el año
2004, la matriz energética se modificó al incrementarse
sustancialmente las Centrales Termoeléctricas. En los
primeros tres meses del presente año la producción hidráulica representó el 50.8% del total mientras que la termo1
Jun
2013
Jul
Ago
2014
Sep
Oct
Nov
Dic
2015
Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium
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.
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
3
mismo, 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.
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.
Duke Energy Egenor S. en C. por A. es una empresa
peruana subsidiaria de Duke Energy International, la que a
su vez forma parte de Duke Energy Corporation, la compañía de servicios públicos de electricidad más grande de
Estados Unidos de Norteamérica. Egenor se dedica desde
1999 a la generación y comercialización de energía eléctrica, para lo que cuenta con dos centrales hidroeléctricas:
Cañón del Pato en Ancash y Carhuaquero en Cajamarca,
una central térmica, una planta de gas y una de fraccionamiento de gas en Ucayali. Su capacidad instalada de generación eléctrica es de 550 MW, equivalente al consumo de
más de cinco millones de familias.
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.

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.

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
en caso de incumplimiento de los parámetros establecidos por la norma.

PERFIL DE LA COMPAÑÍA
Hechos relevantes
El 9 de mayo de 2008 se aprobó en Junta General de
Socios la construcción de la central térmica de generación
a ciclo simple “Las Flores” (192 MW), ubicada al sur de
Lima en la provincia de Cañete (Chilca). En junio de
2008, Egenor celebró un contrato llave en mano con la
empresa Siemens, para la construcción de dicha central.
El 12 de enero de 2009 se dio inicio a su construcción y
fue inaugurada en mayo de 2010.
El 04 de diciembre de 2013, Egenor comunicó el acuerdo
de compra-venta de los activos de la C.T. Las Flores a
favor de la empresa Kallpa Generación S.A. por US$ 114
millones más IGV. La transferencia de la central térmica
se materializó el 01 de abril de 2014 al haberse cumplido
las condiciones suspensivas estipuladas en el acuerdo de
compra-venta.
Con fecha 03 de noviembre del 2014, la Compañía comunicó el acuerdo de venta real y enajenación de las centrales
térmicas C.T. Paita y C.T. Sullana a Compañía Eléctrica el
Platanal S.A. El monto total de la compra-venta fue por
US$4.4 millones correspondiente a los predios y US$100
mil por los bienes muebles ubicados en dichos predios.
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.
Con fecha 24 de octubre de 2014, la JGA aprobó el pago
de remesas a sus accionistas por un monto total de S/.185
millones a través de la reducción de capital social, considerando que la reducción afecta a todos los accionistas a
prorrata de su participación en el capital, sin modificar su
porcentaje accionario.
Contratos suscritos con entidades relacionadas
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. Asi-
Contrato de operación y mantenimiento. La Compañía y
Aguaytía Energy del Perú S.R.L., entidad relacionada,
suscribieron un contrato por medio del cual la Compañía
presta servicios de operación y mantenimiento desde
marzo de 2010, así como con Termoselva S.R.L desde el
mes de setiembre de 2014. Las renovaciones son automáticas a menos que cualquiera de las partes manifieste por
escrito su voluntad de rescindirlo.
4
Contrato de administración y otros servicios. La Compañía y sus empresas relacionadas Aguaytía Energy del
Perú S.R.L, Termoselva S.R.L., Gas Integral S.R.L. y
Eteselva S.R.L., suscribieron un contrato de administración, gerencia, gestión y otros servicios en febrero de
2009, por un plazo de 5 años. En diciembre de 2013 se
firmó la adenda de ampliación de contrato por dos años
adicionales, con renovación automática por el mismo
periodo a menos que cualquiera de las partes manifieste
por escrito su voluntad de rescindirlo.
Plana Gerencial
Al 30 de septiembre de 2015, la plana gerencial se encuentra constituida por los siguientes ejecutivos:
Plana Gerencial
Gerente General
Directora Legal
Director Comercial
Directora de Finanzas,
Contraloría y TI
Director SYMA
Contrato de administración y mantenimiento. La Compañía y Etenorte S.R.L, entidad relacionada, suscribieron
en diciembre de 2006 dos contratos a través de los que
Egenor se compromete a ejercer las facultades de Gerente
General asumiendo la gestión y administración de Etenorte S.R.L así como brindar servicios de mantenimiento y
operación de la red en transmisión. En diciembre de 2013
se amplió el contrato por dos años y su renovación es
automática.
Director de Operaciones
Gerente de RRHH,
Adm. y Logística
99.97%
Total
100.0%
Nelly Angélica Lourdes García Díaz
Manuel Gonzalo Aurelio De la Puente
Solís
Cesar Augusto Vega Medina
Javier Martin Uchuya Mendoza
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Directorio
Debido a su naturaleza jurídica como Sociedad en Comandita por Acciones, EGENOR no requiere contar con
un Directorio.
Composición Accionaria
La composición accionaria de Egenor al 30 de septiembre
de 2015 es la siguiente:
Accionistas
Duke Energy Perú Holdings S.R.L. (socio colectivo)
Accionistas Minoritarios (socios comanditarios)
Raúl Enrique Espinoza Arellano
Dora María Avendaño Arana
Carlos Luis Fossati
Marco Regulatorio
Las principales regulaciones operativas y normas legales
del sector eléctrico donde opera la Compañía, son las
siguientes:
%
Ley de Concesiones Eléctricas. Las operaciones de las
centrales de generación y de los sistemas de transmisión
están sujetas a las disposiciones establecidas por el COES-SINAC, con la finalidad de garantizar 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, así como las compensaciones a los
titulares de los sistemas de transmisión.
0.03%
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Perfil del Accionista
Duke Energy International es una empresa con sede en
Houston, Estados Unidos, subsidiaria de Duke Energy
Corporation, la empresa de generación de energía más
grande de los Estados Unidos, tras su fusión con Progress
Energy en julio de 2012. El número de clientes atendidos
por la Compañía en los Estados Unidos, tras la fusión, es
de 7.2 millones, distribuidos a lo largo de seis estados
(Carolina del Norte, Carolina del Sur, Indiana, Ohio,
Kentucky y Florida). La capacidad de generación dentro
de los Estados Unidos asciende a 58,200 MW (36,000
MW de Duke Energy y 22,200 MW de Progress Energy),
con un total de activos superior a US$100 mil millones.
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, la cual establece como uno de sus objetivos
principales 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.
Actualmente, Duke Energy Corporation posee la clasificación internacional de largo plazo de A3 por Moody’s Investors Service, dado el upgrade ocurrido en enero de
2014 basado en el favorable marco regulatorio en Estados
Unidos (antes tenía clasificación Baa1). Cabe mencionar
que durante el mes de octubre de 2015, la clasificación de
Duke Energy Corporation fue puesta en revisión para un
posible downgrade por Moody’s.
Ley Antimonopolio y Antioligopolio 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.
Duke Energy International mantiene la administración de
empresas de generación y comercialización de energía
eléctrica en Argentina, Brasil, Ecuador, El Salvador,
Guatemala, Chile y Perú, con una capacidad instalada de
generación superior a 4,636MW, la misma que representa
alrededor del 70.0% de la energía generada de origen
hidroeléctrico.
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
5
OSINERGMIN, así como la aplicación de penalidades y
compensaciones en caso de incumplimiento de los parámetros establecidos por la norma.
los contratos de concesión firmados y del cumplimiento
de los dispositivos legales y normas técnicas vigentes.
Egenor: Operaciones
A la fecha de elaboración del presente informe, Egenor
cuenta con una potencia firme de 357.1 MW, siendo esta
16.8% inferior a la presentada a septiembre de 2014 producto del retiro comercial de las plantas térmicas de
Chimbote, Chiclayo y Piura (72 MW). Actualmente,
Egenor concentra el 100% de su potencia instalada para la
generación en sus Centrales Hidroeléctricas incorporando
el riesgo que esto conlleva.
Norma que dicta medidas extraordinarias en caso de
interrupción del suministro de gas para generación. El
D.S N°001-2008-EM asegura el desarrollo eficiente de la
generación eléctrica, estableciéndose que en caso de interrupción total o parcial del suministro de gas natural a las
centrales de generación eléctrica, como consecuencia de
problemas en la inyección o fallas en el sistema de transporte de la red principal, los costos adicionales de combustible incurridos por las unidades de respaldo (aquellas
que operen con costos marginales más altos que los registrados en la semana previa) serán asignados a los generadores que realicen retiros netos positivos de energía durante el período de interrupción en proporción de dichos
retiros.
Centrales de Generación
Cañón del Pato
Caña Brava
Carhuaquero
Total
Potencia instalada
(MW)
246.7
5.3
105.1
357.1
%
69%
2%
29%
100%
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Decreto de urgencia que asegura la continuidad en la
prestación del servicio eléctrico. Los retiros físicos de
potencia y energía del Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional (SEIN), efectuados por las empresas distribuidoras de electricidad para atender la demanda de sus usuarios regulados, sin contar con los respectivos contratos de
suministro, serán asignados a las empresas generadoras de
electricidad, valorizados a 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 fue prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2016.
Central Hidroeléctrica Cañón del Pato: Puesta en marcha durante el año 1958, cuenta con una capacidad de
generación de 246.7 MW. Se abastece del caudal del río
Santa, el mismo que cuenta con una cuenca de captación
de 4,897 km2 y el caudal requerido para que la central
opere al 100% de su capacidad es de 80 m3/s.
Central Hidroeléctrica Carhuaquero: Con operaciones
desde 1991 y mantiene una capacidad de generación de
105.1 MW incluyendo las pequeñas centrales hidroeléctricas Carhuaquero IV y V (Caña Brava). La central se abastece de las aguas del río Chancay, el cual tiene una cuenca
de 1,622 km2 y el caudal requerido para la operación al
100% de la capacidad de la central es de 24 m3/s.
Ley que crea el sistema de seguridad energética en
hidrocarburos y el fondo de inclusión social energético
(FISE). Mediante Ley N°29583 se creó el Fondo como un
sistema de compensación energética, que permite brindar
seguridad al sistema, así como un sistema de compensación social y de servicio universal para los sectores más
vulnerables de la población para promover el acceso al
GLP.
Otras Centrales Térmicas: Es importante mencionar que
hasta agosto de 2014, Egenor operó tres centrales termoeléctricas ubicadas en la zona norte del país, ubicadas en
Chimbote, Chiclayo y Piura; todas ellas con una potencia
instalada conjunta de aproximadamente 72MW. Dichas
centrales térmicas se utilizaban como complemento a la
energía generada por las centrales hidroeléctricas durante
la menor producción de las mismas a causa de la estacionalidad del recurso hídrico. No obstante, a partir del mes
de setiembre de 2014 se retiraron de operaciones al ser
consideradas muy antiguas e ineficientes debido a los
elevados costos de operación que registraban así como el
riesgo asociado a fallas en pruebas, dando lugar a posibles
sanciones.
Decreto Supremo que aprueba medidas transitorias
sobre el mercado de electricidad. Mediante D.S. N° 0322012-EM se cumpliría con garantizar o asegurar el transporte de gas natural para cada unidad termoeléctrica, si la
respectiva capacidad contratada diaria firme corresponde
o excede al volumen requerido para operar a potencia
efectiva durante horas punta del día. Esta disposición se
mantendrá vigente hasta que se cumpla la ampliación de
capacidad de transporte de gas por TGP.
Adicionalmente, con fecha 03 de noviembre de 2014,
Egenor anunció el acuerdo de venta real y enajenación de
las centrales térmicas C.T. Paita y C.T. Sullana a Compañía Eléctrica el Platanal S.A. por un total de US$4.4 millones correspondiente a los predios y US$100 mil por los
bienes muebles ubicados en dichos predios. Cabe señalar
que dichas centrales térmicas se retiraron de operación
durante el ejercicio 2010, junto con la central térmica
Trujillo así como la unidad TG-1 de Chimbote y durante el
año 2012 hicieron lo propio las unidades de Chiclayo
(GMT-1 y GMT-3).
Decreto Supremo N°011-2012-EM que aprueba el reglamento interno para la aplicación de la decisión 757
del acuerdo de la CAN. Mediante DS se reglamentó los
intercambios internacionales de electricidad entre Perú y
los miembros de la Comunidad Andina de Naciones
(CAN).
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
6
Líneas de Transmisión: Etenorte S.R.L. opera las siguientes líneas de transmisión:
Generación y Rentabilidad
La Compañía cuenta con una cartera de clientes diversificada que incluye tanto clientes libres como empresas
distribuidoras -que atienden principalmente el mercado
regulado- así como otras empresas generadoras en el
mercado spot.
Línea 138 kV SE Huallanca – SE Chimbote 1
Cuenta con una longitud de 83.9Km, transporta la producción de la central hidroeléctrica Cañón del Pato y la inyecta al SEIN. Cada línea cuenta con una capacidad de
transmisión de 110 MW.
Al 30 de septiembre de 2015, las ventas derivadas de
contratos con empresas distribuidoras representan el
60.5% del total de potencia contratada (49.3% a diciembre
de 2014) concentrando el 47.9% con Luz del Sur, 16.1%
con Hidrandina y 11.3% con Electronorte. A nivel de
clientes libres, estos concentran el 33.7% del total de
potencia contratada (31.6% al cierre del ejercicio 2014) y
corresponden a contratos con Minera Yanacocha, Minera
Barrick y Tecnofil. La participación de las ventas al COES disminuyeron debido a menores costos marginales
(16.2 $/MWh en el año 2015 contra 26.7 $/MWh en el
año 2014), lo que se originó en la menor demanda y la
entrada de nuevos competidores en el mercado.
Línea de transmisión 220 kV CH. Carhuaquero- SE
Chiclayo Oeste
Cuenta con una longitud de 83Km y con una capacidad de
transmisión de 150MW, que permite transmitir la producción de la central hidroeléctrica Carhuaquero hasta la
ciudad de Chiclayo e inyectarla en el SEIN.
Producción
Durante los primeros tres trimestres del ejercicio 2015, la
Compañía registró un nivel de generación total de 1,641.0
GWh, siendo este un nivel mayor a la producción de
electricidad generada en similar periodo del ejercicio 2014
(+8.3%) según información del COES. De esta manera,
Egenor se ubicó en el sexto lugar de la generación total de
energía eléctrica del SEIN a la fecha de evaluación, registrando una participación promedio de 5.0%.
Estructura de ventas por tipo de cliente (%)
22.1%
27.0%
5.8%
17.0%
19.0%
54.0%
49.3%
29.0%
31.6%
33.7%
2013
2014
Sept.15
60.5%
Respecto a las fuentes de generación, la producción termoeléctrica de la Compañía disminuyó en términos absolutos
por los menores despachos de energía dada la venta de la
C.T. Las Flores, C.T. Paita y C.T. Sullana. En línea con lo
anterior, Egenor registra una dependencia del 100% de la
producción en centrales hidroeléctricas y una extinción de
la contribución de las centrales térmicas debido al retiro de
operaciones de las mismas durante el ejercicio 2014.
63.0%
43.0%
29.0%
13.9%
2011
2012
Clientes Libres
Distribuidoras
Mercado Spot
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Al 30 de septiembre de 2015 los ingresos totales de Egenor ascendieron a S/.311.7 millones, registrando un crecimiento interanual de 10.4% (S/.+29.5 millones frente a
septiembre de 2014) gracias a un mayor nivel de contratación y mayores volúmenes vendidos a clientes, además de
incorporarse el efecto del Contrato Estacional firmado con
Distriluz2 por 70MW.
Producción Mensual Egenor (Gwh)
350
300
250
200
150
100
El total del costo de ventas de la Compañía tuvo un incremento de 5.3% (S/.+8.0 millones) entre septiembre de
2014 y septiembre de 2015. Como porcentaje respecto a
ingresos, el costo de ventas mantiene una tendencia decreciente explicada en los últimos periodos por la venta de la
C.T. Las Flores conllevando a un menor consumo de
combustible, la salida de operación comercial de las C.T.
Piura, Chiclayo y Chimbote y por las menores compras de
energía en el mercado spot siguiendo menores costos
marginales.
jul-15
abr-15
ene-15
jul-14
oct-14
abr-14
ene-14
jul-13
oct-13
abr-13
ene-13
jul-12
oct-12
abr-12
ene-12
jul-11
oct-11
abr-11
0
ene-11
50
Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium
ANÁLISIS FINANCIERO
Egenor elabora sus Estados Financieros sobre la base de
las IFRS (International Financial Reporting Standards),
según Resolución N° 102-2010-EF/94.01.1 emitida por la
SMV1 que hace necesaria la aplicación de la norma internacional.
El resultado bruto de Egenor aumentó 16.2% (S/.+21.5
millones) en los doce meses en cuestión, en línea con la
evolución del nivel de contratación y debido a que la
elevada concentración de la generación en las centrales
hidroeléctricas permite menores costos en comparación a
las generadoras de energía a través de centrales térmicas.
Como consecuencia de la venta de la C.T. Las Flores
durante el año 2014, la Compañía reexpresó los estados
financieros para los periodos 2012 y 2013 presentando las
operaciones de dicha central térmica como operaciones
discontinuas.
2
1
Distriluz es un grupo de empresas que genera y distribuye energía eléctrica
con presencia en Piura (Electronoroeste S.A.), Chiclayo (Electronorte S.A),
Trujillo (Hidrandina S.A.) y Huancayo (Electrocentro S.A.)
Superintendencia del Mercado de Valores (SMV).
7
Por su parte, el resultado operativo totalizó S/.113.3 millones, superior en 31.7% al ejercicio anterior, debido a
menores gastos de administración y de ventas, los mismos
que redujeron su participación respecto a ingresos en los
12 meses analizados, como resultado de los esfuerzos de
la Gerencia de Finanzas en la reducción de gastos.
Los gastos financieros fueron de S/.12.1 millones, reduciéndose en 7.8% debido a los menores saldos de obligaciones financieras, especialmente arrendamientos financieros. Adicionalmente, se incluye una pérdida en cambio
equivalente a S/.4.3 millones (ganancia de S/.136 mil en
septiembre de 2014) siguiendo la devaluación de la moneda local frente al Dólar Americano, para lo que la Compañía mantuvo saldos de efectivo en moneda extranjera,
permitiéndole mitigar el riesgo cambiario.
Los indicadores de rentabilidad tanto sobre activos como
patrimonio registraron también incrementos sostenidos
como consecuencia del crecimiento de los ingresos, la
reducción de niveles de activos totales por las ventas y la
enajenación de las centrales térmicas de propiedad de
Egenor, así como la reducción de patrimonio a través de la
distribución de dividendos y reciente disminución de
capital social.
Indicadores de Rentabilidad
ROAA
23.1%
12.4%
Cabe mencionar que el rubro de ingresos y gastos diversos
de la Compañía, que se ubicó en S/.35.9 millones al tercer
trimestre del presente año (+55.4% frente a septiembre de
2014), incluye ingresos por la prestación de servicios de
administración y operaciones a sus empresas relacionadas
Aguaytía Energy del Perú S.R.L., Termoselva S.R.L.,
Eteselva S.R.L. y Gas Integral S.R.L. Del mismo modo,
contiene ingresos por participación en ganancias de subsidiarias dado que posee el 100% de acciones de Etenorte
S.R.L., empresa dedicada a la transmisión de energía, así
como ingresos por concepto de servicios de mantenimiento, gerenciamiento y administración con sus empresas
relacionadas.
Ganancia Neta
2011
2012
2013
2014
Sep2015
70.4
77.2
88.1
70.4
97.3
0.0
22.1
2.7
27.4
0.0
70.4
99.3
90.8
156.6
97.3
7.0%
2011
33.5%
27.6%
49.4%
36.3%
31.2%
23.5%
17.0%
2011
Mg Bruto
2012
2013
Mg Oper.
2014
2014
Sept.15
Respecto a los niveles de liquidez de la Compañía, entre
los años 2013 y 2014 el activo corriente disminuyó en
58.5% tras la venta de la C.T. Las Flores, mientras que a
septiembre de 2015, como mencionado, el mayor saldo de
caja y bancos conllevó a un aumento de 46.7% del activo
corriente. En cuanto al pasivo circulante, al cierre de 2014
éste se contrajo en 63.6% por menores obligaciones financieras relacionadas a la venta de la C.T. Las Flores, mientras que al noveno mes del presente año el pasivo corriente disminuyó 39.6% por menores pasivos por impuesto a
las ganancias (S/.-33.4 millones), toda vez que a finales
del año 2014 se aplicara la reducción de la tasa de impuesto a las ganancias.
18.8%
20.5%
2013
Activos y Liquidez
Al 31 de diciembre de 2014, el total de activos de Egenor
disminuyó en 23.2% respecto al mismo periodo en el
2013 ascendiendo a S/.1,063.0 millones, dado que se
incorpora, además de la depreciación natural del activo, la
venta de la C.T. Las Flores y de los predios denominados
C.T. Sullana y C.T. Paita. Entre diciembre de 2014 y
septiembre de 2015 los activos se incrementaron 7.6%,
gracias principalmente a los mayores saldos de efectivo
(+78.6% en el periodo de análisis) mantenidos para mitigar los efectos de la devaluación de la moneda local frente
al Dólar Americano.
34.6%
31.5%
2012
El nivel de generación medido a través del EBITDA anualizado se ubicó en S/.182.3 millones al cierre de septiembre de 2015 (S/.155.4 millones en diciembre de 2014),
registrando un incremento de 17.3% respecto al ejercicio
2014, considerando la mayor ganancia operativa por los
mayores despachos de energía.
41.1%
30.6%
6.6%
En este sentido, cabe indicar que el patrimonio promedio
de septiembre de 2014 y de 2015 es mayor que el de diciembre de 2013 y de 2014, debido a que incorpora los
mayores resultados acumulados registrados en el corte de
2015, a diferencia de la pérdida acumulada de diciembre
de 2014. En línea con lo anterior, el ROAA se incrementó
de 12.8% a 13.4% entre diciembre de 2014 y septiembre
de 2015, mientras que el ROAE disminuyó de 23.1% a
21.9% durante el mismo periodo.
Evolución de Márgenes
47.1%
13.4%
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Los resultados de Egenor registran una tendencia creciente en los periodos evaluados, lo que va de la mano con las
mejores condiciones pactadas en los Power Purchase
Agreements (PPA), con la disminución en los costos asociados a la C.T. Las Flores y con la aplicación de medidas
de la Gerencia Financiera para ajustar egresos.
47.3%
12.8%
8.9%
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
55%
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
11.9%
21.9%
4.9%
Como se mencionó anteriormente, luego de la venta de
C.T. Las Flores Egenor reexpresó sus Estados Financieros
para que éstos incluyeran, en la línea de Ganancia Neta de
Operaciones Discontinuas, los ingresos netos de las operaciones relacionadas con dicha Central Térmica. Esa línea
está después de impuestos.
Ganancia Neta
(En S/.MM)
De Operaciones
Continuas
De Operaciones
Discontinuas
ROAE
Sept.15
Mg Neto
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
8
El incremento de 7.9% de las obligaciones financieras
entre diciembre de 2014 y septiembre de 2015 es un efecto de la devaluación del Nuevo Sol frente al Dólar Americano, considerando que el 99.9% de las obligaciones
financieras de Egenor corresponden al outstanding del
Segundo Programa de bonos corporativos emitidos en
moneda extranjera entre los años 2011 y 2012.
Evolución de Liquidez
300
5.41
250
5.00
200
150
6.00
4.00
3.06
2.49
3.00
2.21
2.14
100
2.00
50
1.00
126
101
252
118
252
0
2011
2012
2013
Capital de Trabajo (S/.MM)
2014
Saldo S/.000
Acreedor
0.00
Sept.15
Dic.2014
Sept.2015
227,842
856
228,698
246,461
235
246,696
Bonistas
BBVA (Leasing)
Total Deuda
Prueba ácida (Veces, eje derecho)
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Fuente: Egenor /Elaboración: Equilibrium
De este modo, el capital de trabajo de Egenor al 30 de
septiembre de 2015 ascendió a S/.251.8 millones, ubicándose en un nivel similar al de septiembre de 2014
(S/.256.7 millones) y estando por encima de lo registrado
en diciembre de dicho año (S/.117.6 millones). En línea
con lo anterior, la liquidez ácida pasó de 2.2 veces al
cierre de 2014 a 5.4 veces al cierre de septiembre de 2015.
Cabe mencionar que la estructura del Segundo Programa
de Bonos Corporativos que tiene la Compañía incorpora
un resguardo financiero según el cual Egenor debe mantener un ratio de apalancamiento medido como Deuda Financiera/Patrimonio Neto inferior a 1.5 veces, el mismo
que al 30 de septiembre de 2015 se ubicó en 0.4 veces, sin
variaciones frente al de diciembre de 2014. Este comportamiento agradece al menor saldo del arrendamiento financiero con el BBVA (a ser cancelado en diciembre de
2015) y el incremento en los resultados, pese a la distribución de dividendos durante el primer trimestre del 2014 y
la reducción del capital social acordada el 24 de octubre
de 2014 por S/.185.0 millones.
Endeudamiento y Solvencia
El nivel de endeudamiento de Egenor es menor al del
resto de empresas del sector toda vez que a la fecha no
cuenta con proyectos de inversión que demanden recursos
y, por ende, no se ha visto en la necesidad de tomar deuda.
En tal sentido, el ratio de deuda financiera/EBITDA mantiene una tendencia a la baja desde el año 2011, el mismo
que se redujo desde 1.5 veces hasta 1.4 veces entre el
cierre del ejercicio 2014 y septiembre de 2015.
Resguardo Segundo
Programa de Bonos
Apalancamiento
< 1.50x
Por su parte, al tercer trimestre del presente año el nivel de
endeudamiento contable (pasivo/patrimonio) de la Compañía se ubicó en 0.4 veces, igual que a diciembre de 2014,
a pesar de su política de distribución de dividendos, la
misma que no tiene restricciones para la remesa de beneficios ni para la repatriación del capital a los inversionistas
extranjeros.
2011
2012
2013
2014
Sep2015
0.5
0.5
0.5
0.4
0.4
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
A raíz de los menores niveles de endeudamiento y el
adecuado margen operativo, la Compañía registra constantes incrementos en sus ratios de cobertura de servicio
de deuda y gasto financiero.
Indicadores de Apalancamiento
Cobertura de EBITDA
14.00
Sept.15
2014
2013
2012
2011
63.2%
11.86
10.00
76.2%
Apalancamiento Contable
1.5
6.00
2.3
Deuda Financiera /
EBITDA
79.9%
0.00
3.21
1.79
2011
3.1
3.0
9.34
7.43
3.92
2.00
2.4
2.0
5.62
4.00
75.8%
1.0
9.48
9.54
8.00
83.4%
0.0
12.54
12.00
1.4
2012
2013
EBITDA/Servicio de deuda
4.0
2014
Sept.15
EBITDA/G.Financieros
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Dado lo mencionado en el anterior párrafo, se debe recordar que durante el año 2014 la Junta Obligatoria Anual de
Socios del 26 de marzo acordó distribuir dividendos por
S/.122.6 millones, con cargo a la cuenta de resultados
acumulados al cierre del ejercicio 2013 y la JGA del 24 de
octubre aprobó el pago de remesas a sus accionistas por un
monto total de S/.185 millones a través de la reducción del
capital social, la que se realizó a prorrata de su participación en el capital, sin modificar su porcentaje accionario,
dado el menor requerimiento de capital por la venta de la
C.T. Las Flores.
Segundo Programa de Bonos Corporativos Duke Energy Egenor hasta por un monto máximo en circulación
de US$ 200 millones.
Denominación del programa: Segundo Programa de
Bonos Corporativos Duke Energy Egenor
Monto del programa: Hasta por un importe total emitido
de US$200 millones (doscientos y 00/100 millones de
Dólares) o su equivalente en Nuevos Soles.
Moneda de la emisión: Dólares o nuevos soles.
9
Emisiones y series: El Emisor podrá efectuar una o más
emisiones de los Bonos bajo el Programa. El importe total
de las Emisiones que se realicen bajo el Programa no
podrá exceder el Monto del Programa. Cada una de las
Emisiones que formen parte del Programa podrá comprender una o más Series.
Clase: Los Bonos serán nominativos, indivisibles y libremente negociables. Estarán representados por anotaciones
en cuenta e inscritos en CAVALI.
Plazo del programa: El Programa tendrá una duración de
cuatro (4) años contados a partir de la fecha de su inscripción en el Registro Público del Mercado de Valores de la
SMV. Dicho plazo podrá renovarse de acuerdo a las Normas Aplicables a sólo criterio de las personas facultadas
por el Emisor y sin necesidad de contar con el consentimiento previo de los Bonistas, ni del Representante de los
Obligacionistas, ni de la Entidad Estructuradora.
Precio de colocación: Los Bonos se podrán colocar a la
par, sobre la par o bajo la par, de acuerdo con las condiciones del mercado en el momento de la colocación.
Redención y pagos del Principal: La Fecha de Redención es aquella en la que vence el plazo de la respectiva
Emisión o Serie y cancelarla totalidad del saldo vigente
del principal de los Bonos. El principal de los Bonos, y de
ser el caso, el pago de sus intereses, se realizará conforme
se indique en los respectivos Contratos Complementarios
y Prospectos Complementarios. Para efectos del pago del
principal e intereses, se considerará a los Bonistas cuyas
operaciones hayan sido liquidadas a más tardar el día
hábil anterior a la Fecha de Vencimiento o Fecha de Redención, según sea el caso.
El pago de los Bonos y el cumplimiento de todas las obligaciones del Emisor en relación con los mismos no se
encuentran condicionados ni subordinados a otras obligaciones del Emisor, salvo en los casos establecidos en las
Leyes Aplicables.
Destino de los recursos: Los recursos serán utilizados
para la sustitución de los pasivos del Emisor o para otros
usos corporativos, según se establezca en el Contrato
Complementario y Prospecto Complementario correspondientes.
Garantías específicas: No existen garantías específicas.
Los Bonos quedarán garantizados en forma genérica por
el patrimonio del Emisor.
Adicionalmente, dentro de las principales restricciones a
las que está sujeto el Emisor, destacan:
- En caso se produzca algún hecho de incumplimiento
el Emisor no podrá: (i) acordar reparto de utilidades o
realizar distribuciones de dividendos o cualquier otra
forma de distribución a Accionistas, (ii) otorgar
préstamos a terceros o a empresas pertenecientes a su
Grupo Económico, (iii) realizar cualquier pago de
principal, intereses, primas u otros montos con
relación a cualquier deuda del Emisor.
- El Emisor no podrá vender, arrendar, dar en uso o en
usufructo, enajenar o transferir de cualquier forma sus
activos (sean estos fijos o intangibles) o ceder los
derechos sobre ellos, bajo cualquier título o
modalidad, incluidas las transferencias en dominio
fiduciario, que de manera individual o agregada
excedan el 25% de su Patrimonio Neto.
- El Emisor está obligado a mantener un Ratio de Apalancamiento menor o igual a 1.5. Será calculado al cierre de los períodos intermedios que vencen el 31 de
marzo, 30 de junio, 30 de septiembre y 31 de diciembre de cada año durante la vigencia de los Bonos.
Primera Emisión
Monto: US$ 35.0 millones.
Fecha de Emisión: 10 de noviembre del 2011.
Fecha de Redención: 11 de noviembre del 2026.
Plazo: 15 años.
Tasa de Interés: fija anual de 6.375%
Amortización de Principal: el 100% del principal se
pagará en la fecha de redención a su valor nominal.
Opción de rescate: Será especificada para cada Emisión
de los Bonos en los respectivos Prospectos Complementarios y Contratos Complementarios. Sin embargo, el Emisor podrá rescatar los Bonos emitidos o parte de ellos aun
cuando el Prospecto Complementario y el Contrato Complementario respectivos no hubieren contemplado la existencia de Opción de Rescate
Tasa de interés: La tasa de interés de los Bonos será
establecida por las personas facultadas por el Emisor antes
de la Fecha de Emisión de cada una de las Series, con
arreglo al mecanismo de colocación que se establezca en
el respectivo Prospecto Complementario. La tasa de interés de los Bonos podrá ser: (i) fija, (ii) variable, (iii)
sujeta a la evolución de un indicador; o, (iv) cupón cero
(“descuento”).
Segunda Emisión
Monto: US$ 40.0 millones.
Fecha de Emisión: 10 de febrero del 2012.
Fecha de Redención: 12 de febrero del 2024.
Plazo: 12 años.
Tasa de Interés: fija anual de 5.8125%
Amortización de Principal: el 100% del principal se
pagará en la fecha de redención de la Emisión o Serie a su
Valor Nominal.
10
Duke Energy Egenor S. en C. por A.
Estado de Situación Financiera
(Miles de Soles)
ACTIVOS
Dic 11
Dic 12
Dic 13
Sept 14
Dic 14
Dic 14
Dic 13
Sept 15
Sept 15
Dic 14
Activo Corriente
Efectivo y Equivalentes de Efectivo
121,896
8.4%
105,854
7.6%
135,790
9.8%
283,215
23.5%
145,350
13.7%
259,546
22.7%
7.0%
78.6%
Cuentas por Cobrar Comerciales (neto)
58,135
4.0%
54,889
4.0%
59,075
4.3%
47,063
3.9%
51,118
4.8%
34,257
3.0%
-13.5%
-33.0%
A entidades relacionadas
8,580
0.6%
5,811
0.4%
8,164
0.6%
3,976
0.3%
5,922
0.6%
5,015
0.4%
-27.5%
-15.3%
Diversas
1,842
0.1%
1,772
0.1%
2,251
0.2%
969
0.1%
800
0.1%
1,538
0.1%
-64.5%
92.3%
Otras Cuentas por Cobrar :
Existencias:
0.0%
Suministros y repuestos
7,098
0.5%
6,926
0.5%
6,675
0.5%
6,580
0.5%
6,873
0.6%
6,384
0.6%
3.0%
-7.1%
Combustibles y lubricantes
4,969
0.3%
5,093
0.4%
3,162
0.2%
2,623
0.2%
2,594
0.2%
2,416
0.2%
-18.0%
-6.9%
70
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
-
-
1,031
0.1%
621
0.0%
684
0.0%
684
0.1%
3,454
0.3%
3,244
0.3%
405.0%
-6.1%
-7.6%
Existencias por recibir
Estimación para desvalorización
Total Existencias
11,106
0.8%
11,398
0.8%
9,153
0.7%
8,519
0.7%
6,013
0.6%
5,556
0.5%
-34.3%
Activo por impuesto a las ganancias
791
0.1%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
-
-
Gastos pagados por anticipado
757
0.1%
262
0.0%
235
0.0%
1,378
0.1%
376
0.0%
1,439
0.1%
60.0%
282.7%
Activos mantenidos para la venta
0
0.0%
0
0.0%
290,191
21.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
-100.0%
-
Total Activo Corriente
203,107
13.9%
179,986
13.0%
504,859
36.5%
345,120
28.7%
209,579
19.7%
307,351
26.9%
-58.5%
46.7%
Propiedades, planta y equipo (neto)
1,212,264
83.2%
1,169,794
84.2%
844,219
61.0%
820,826
68.2%
814,949
76.7%
793,861
69.4%
-3.5%
-2.6%
Inversiones en subsidiaria
32,959
2.3%
32,959
2.4%
30,619
2.2%
32,959
2.7%
33,974
3.2%
40,114
3.5%
11.0%
18.1%
Cuentas por cobrar a largo plazo
1,545
0.1%
1,377
0.1%
3,218
0.2%
3,218
0.3%
3,218
0.3%
1,504
0.1%
0.0%
-53.3%
Activos intangibles (neto)
1,175
0.1%
1,145
0.1%
0
0.0%
1,009
0.1%
0
0.0%
0
0.0%
-
-
Otros activos
5,556
0.4%
3,799
0.3%
1,012
0.1%
56
0.0%
1,315
0.1%
1,072
0.1%
29.9%
-18.5%
-2.0%
Total Activo No Corriente
1,253,499
86.1%
1,209,074
87.0%
879,068
63.5%
858,068
71.3%
853,456
80.3%
836,551
73.1%
-2.9%
TOTAL ACTIVOS
1,456,606
100.0%
1,389,060
100.0%
1,383,927
100.0%
1,203,188
100.0%
1,063,035
100.0%
1,143,902
100.0%
-23.2%
7.6%
Dic 14
Dic 13
Sept 15
Dic 14
28.7%
PASIVOS Y PATRIMONIO
Dic 11
Dic 12
Dic 13
Sept 14
Dic 14
Sept 15
Pasivo Corriente
Cuentas por pagar Comerciales
15,131
1.0%
16,975
1.2%
16,938
1.2%
Tributos
4,014
Remuneraciones y participaciones
7,784
Vinculadas
Depósitos en garantía
18,000
1.5%
0.3%
5,545
0.5%
10,731
435
0.0%
209
0.0%
5,928
0.4%
Compensación por tiempo de servicios
3,066
Porción Cte. Deuda L.P.
40,307
0
16,919
1.6%
0.4%
5,375
0.8%
10,895
158
0.0%
402
198
0.0%
253
6,622
0.5%
0.2%
3,373
2.8%
20,413
0.0%
14,489
21,772
2.0%
-0.1%
0.4%
2,771
0.8%
18,355
0.2%
4,531
1.5%
20,507
0.4%
4,400
0.4%
-15.7%
-2.9%
1.9%
12,693
1.2%
88.2%
-38.1%
0.0%
0.0%
48
0.0%
229
322
0.0%
334
0.0%
0
0.0%
-43.0%
-100.0%
0.0%
452
0.0%
32.0%
1,893
0.1%
2,324
0.2%
35.3%
1,745
0.2%
642
0.1%
-7.8%
-63.2%
0.2%
4,176
1.5%
4,183
0.3%
5,746
0.3%
4,280
0.5%
4,138
0.4%
5,859
0.5%
-0.9%
41.6%
0.4%
4,523
0.4%
4,146
0.4%
8.1%
1.0%
3,618
0.3%
36,538
-8.3%
3.0%
39,024
3.7%
5,588
0.5%
978.6%
-85.7%
Otras Cuentas por pagar:
Diversas
Pasivo por impuesto a las ganancias
Pasivos por los activos mantenidos para la venta
Total Pasivo Corriente
Provisión para desmantelamiento de activos
0
0.0%
0
0.0%
204,820
14.8%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
-100.0%
-
76,874
5.3%
78,504
5.7%
252,553
18.2%
88,384
7.3%
91,950
8.6%
55,552
5.2%
-63.59%
-39.6%
2,756
0.2%
2,979
0.2%
3,513
0.3%
4,168
0.3%
4,987
0.5%
6,573
0.6%
42.0%
31.8%
Pasivos por impuesto a las ganancias diferido
178,255
12.2%
193,255
13.9%
162,876
11.8%
163,145
13.5%
138,443
13.0%
138,422
12.9%
-15.0%
0.0%
Obligaciones financieras
369,935
25.4%
342,242
24.6%
210,500
15.2%
216,134
18.0%
224,175
21.1%
242,550
22.7%
6.5%
8.2%
Total Pasivo No Corriente
550,946
37.8%
538,476
38.8%
376,889
27.2%
383,447
31.8%
367,605
34.6%
387,545
36.2%
-2.5%
5.4%
TOTAL PASIVO
627,820
43.1%
616,980
44.4%
629,442
45.5%
471,831
39.2%
459,555
43.2%
443,097
41.4%
-27.0%
-3.6%
Capital social emitido
538,519
37.0%
538,519
38.8%
538,519
38.9%
538,519
44.7%
353,519
33.3%
353,519
33.0%
-34.4%
0.0%
Reservas
52,980
3.6%
52,980
3.8%
95,678
6.9%
95,678
7.9%
95,678
9.0%
70,705
6.6%
0.0%
-26.1%
Resultado del ejercicio
70,377
4.8%
99,294
7.1%
99,745
7.2%
98,002
8.1%
156,623
14.7%
97,327
16.8%
57.0%
-37.9%
Resultado Acumulados
166,910
11.5%
81,287
5.9%
20,543
1.5%
0
0.0%
-2,340
-0.2%
179,254
9.1%
-111.4%
-7760.4%
TOTAL PATRIMONIO NETO
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
828,786
56.9%
772,080
55.6%
754,485
54.5%
732,199
60.8%
603,480
56.8%
700,805
65.5%
-20.0%
16.1%
1,456,606
100.0%
1,389,060
100.0%
1,383,927
100.0%
1,204,030
100.0%
1,063,035
100.0%
1,143,902
106.9%
-23.2%
7.6%
11
Duke Energy Egenor S. en C. por A.
Estado de Resultados Integrales
(miles de soles)
Reexpresado por la venta
de la C.T. Las Flores
Dic 11
Dic 12
Dic 13
Sept 14
Dic 14
Sept 15
Dic 14
Sept 15
Dic 13
Sept 14
30.3%
Ventas de Energía
311,916
75.4%
188,221
50.0%
236,519
61.1%
154,655
54.8%
213,125
57.1%
201,565
64.7%
-9.9%
Ventas de Potencia
98,100
23.7%
57,776
15.4%
74,338
19.2%
60,273
21.4%
84,525
22.7%
92,097
29.5%
13.7%
52.8%
0
0.0%
127,167
33.8%
76,069
19.6%
65,305
23.1%
73,423
19.7%
16,899
5.4%
-3.5%
-74.1%
Compensación COES
Otros Servicios
3,744
0.9%
3,082
0.8%
334
0.1%
2,012
0.7%
2,013
0.5%
1,143
0.4%
502.7%
-43.2%
TOTAL INGRESOS
413,760
100.0%
376,246
100.0%
387,260
100.0%
282,245
100.0%
373,086
100.0%
311,704
100.0%
-3.7%
10.4%
Suministros, Repuestos y Combustibles
-112,354
-27.2%
-6,835
-1.8%
-11,397
-2.9%
-5,162
-1.8%
-6,229
-1.7%
-2,576
-0.8%
-45.3%
-50.1%
Compra de Energía y Peajes Eléctricos
-49,223
-11.9%
-129,754
-34.5%
-100,617
-26.0%
-68,826
-24.4%
-86,236
-23.1%
-86,453
-27.7%
-14.3%
25.6%
Cargas de Personal
-23,491
-5.7%
-21,341
-5.7%
-26,387
-6.8%
-28,535
-10.1%
-37,514
-10.1%
-23,948
-7.7%
42.2%
-16.1%
Servicios de Terceros
-18,047
-4.4%
-22,368
-5.9%
-24,462
-6.3%
-17,065
-6.0%
-22,909
-6.1%
-12,830
-4.1%
-6.3%
-24.8%
Otros
-84,218
-20.4%
-41,187
-10.9%
-41,098
-10.6%
-30,291
-10.7%
-44,618
-12.0%
-32,071
-10.3%
8.6%
5.9%
Total Costo de Ventas de Energía Eléctrica
-287,333
-69.4%
-221,485
-58.9%
-203,961
-52.7%
-149,879
-53.1%
-197,506
-52.9%
-157,878
-50.6%
-3.2%
5.3%
Ganancia Bruta
126,427
30.6%
154,761
41.1%
183,299
47.3%
132,366
46.9%
175,580
47.1%
153,826
49.4%
-4.2%
16.2%
Gasto de Administración
-40,575
-9.8%
-46,797
-12.4%
-49,008
-12.7%
-42,649
-15.1%
-53,273
-14.3%
-37,929
-12.2%
8.7%
-11.1%
Gastos de Ventas
-7,921
-1.9%
-3,943
-1.0%
-4,677
-1.2%
-3,724
-1.3%
-4,928
-1.3%
-2,635
-0.8%
5.4%
-29.2%
Ganancia de Operación
77,931
18.8%
104,021
27.6%
129,614
33.47%
85,993
30.5%
117,379
31.46%
113,262
36.3%
-9.4%
31.7%
-69.5%
Ingresos Financieros
1,065
0.3%
2,799
0.7%
3,001
0.8%
1,195
0.4%
1,429
0.4%
365
0.1%
-52.4%
Gastos Financieros
-33,742
-8.2%
-27,073
-7.2%
-13,280
-3.4%
-13,181
-4.7%
-16,394
-4.4%
-12,148
-3.9%
23.4%
-7.8%
Ganancia (Pérdida) en cambio
15,701
3.8%
12,454
3.3%
-30,619
-7.9%
136
0.0%
853
0.2%
-4,330
-1.4%
-102.8%
-3283.8%
Diversos,neto
36,082
8.7%
26,575
7.1%
40,242
10.4%
27,943
9.9%
50,145
13.4%
35,899
11.5%
24.6%
28.5%
Ganancia antes de Impuestos
97,037
23.5%
118,776
31.6%
128,958
33.3%
102,086
36.2%
153,412
41.1%
133,048
42.7%
19.0%
30.3%
Impuesto a las Ganancias
-26,660
-6.4%
-41,563
-11.0%
-40,853
-10.5%
-31,649
-11.2%
-24,149
-6.5%
-35,721
-11.5%
-40.9%
12.9%
Ganancia Neta (Operaciones Continuas)
70,377
17.0%
77,213
20.5%
88,105
22.8%
70,437
25.0%
129,263
34.6%
97,327
31.2%
46.7%
38.2%
Ganancia Neta (Operaciones Discontinuas)
Ganancia Neta del Año
0
0.0%
22,081
5.9%
2,737
0.7%
27,565
9.8%
27,360
7.3%
0
0.0%
899.6%
-100.0%
70,377
17.0%
99,294
26.4%
90,842
23.5%
98,002
34.7%
156,623
42.0%
97,327
31.2%
72.4%
-0.7%
Dic 11
Dic 12
Dic 13
Sept 14
Dic 14
Sept 15
Activo Fijo / Patrimonio
1.5
1.5
1.1
1.1
1.4
1.1
Pasivo / Patrimonio
0.8
0.8
0.8
0.6
0.8
0.6
43.1%
44.4%
45.5%
39.2%
43.2%
38.7%
Deuda Financiera / Patrimonio
0.5
0.5
0.5
0.3
0.4
0.4
Deuda Financiera / EBITDA *
3.1
2.4
2.3
1.4
1.5
1.4
Liquidez general (veces)
2.6
2.3
3.2
3.9
2.3
5.5
Liquidez ácida (veces)
2.5
2.1
3.1
3.8
2.2
5.4
126.2
101.5
252.3
256.7
117.6
251.8
Gtos. Ope. / Ingresos
11.7%
13.5%
13.9%
16.4%
15.6%
13.0%
Gtos. Finan. / Ingresos
8.2%
7.2%
3.4%
4.7%
4.4%
3.9%
Rotación Inventarios
11.8
15.7
13.7
13.0
9.3
8.1
Rotación Cobranzas
42.9
44.5
46.5
38.2
41.8
25.1
Rotación Cuentas por Pagar
16.1
23.4
25.6
27.6
26.6
31.6
Ciclo Comercial
38.6
36.9
34.6
23.6
24.5
1.6
Margen Neto
17.0%
26.4%
23.5%
34.7%
42.0%
31.2%
Margen Operativo
18.8%
27.6%
33.5%
30.5%
31.5%
36.3%
Margen Bruto
30.6%
41.1%
47.3%
46.9%
47.1%
49.4%
Margen EBITDA*
32.0%
40.5%
43.0%
41.1%
41.7%
45.3%
ROAA*
4.9%
7.0%
6.6%
9.7%
12.8%
13.3%
ROAE*
8.9%
12.4%
11.9%
17.0%
23.1%
21.8%
INDICADORES FINANCIEROS
Solvencia
Endeudamiento del activo
Liquidez
Capital de Trabajo (S/. Millones)
Gestión
Rentabilidad
Generación
147,368.0
191,959.0
145,939.0
139,412.0
158,209.0
168,290.0
FCO / Gastos Financieros *
4.4
7.1
11.0
15.0
9.7
11.0
FCO / Servicio de Deuda *
2.0
4.0
8.4
10.3
7.6
8.6
EBITDA (S/. Millones)
EBITDA / Gastos Financieros
EBITDA / Servicio de deuda
132.2
3.9
1.8
152.3
5.6
3.2
166.6
12.5
9.5
156.1
16.8
11.5
155.4
9.5
7.4
182.3
11.9
9.3
EBIT (S/. Millones)
Flujo de Caja Operativo * (S/. Millones)
77.93
104.02
129.61
129.81
117.38
113.26
EBIT / Gastos Financieros
2.3
3.8
9.8
14.0
7.2
9.4
EBIT / Servicio de deuda
1.1
2.2
7.4
9.6
5.6
7.4
* Indicadores anualizados
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LAS CLASIFICACIONES CREDITICIAS EMITIDAS POR EQUILIBRIUM CLASIFICADORA DE RIESGO S.A. (“EQUILIBRIUM”) CONSTITUYEN LAS OPINIONES ACTUALES DE EQUILIBRIUM SOBRE EL RIESGO CREDITICIO FUTURO RELATIVO DE ENTIDADES, COMPROMISOS CREDITICIOS O DEUDA O VALORES SIMILARES A
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RIESGO CREDITICIO FUTURO RELATIVO DE ENTIDADES, COMPROMISOS CREDITICIOS O DEUDA O VALORES SIMILARES A DEUDA. EQUILIBRIUM DEFINE RIESGO CREDITICIO COMO EL RIESGO DE QUE UNA ENTIDAD NO PUEDA CUMPLIR
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