1. No category

Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.
Contactos:
Renzo Gambetta
[email protected]
María Luisa Tejada
[email protected]
(511) 616-0400
PERU LNG SRL
Lima, Perú
20 de mayo de 2015
Clasificación
Categoría
Primer Programa de Bonos Corporativos
PERU LNG S.R.L.
(modificada)
Definición de Categoría
de AAA.pe a AA+.pe
Refleja muy alta capacidad de pagar el capital e
intereses en los términos y condiciones pactados.
Las diferencias entre esta clasificación y la
inmediata superior son mínimas.
“La clasificación que se otorga no implica recomendación para comprar, vender o mantener instrumentos representativos de deuda de la empresa
clasificada así como tampoco participaciones u acciones de la misma.”
------------------------Millones de dólares ------------------------Dic.13
Dic.14
Dic.13 Dic.14
Activos:
3,394.4 3,390.4 Pasivos:
1,932.8
1,797.1
Patrimonio: 1,461.6 1,393.3
Margen Neto: 7.60%
5.47%
Historia: Primer Programa de Bonos Corporativos de PERU LNG
SRL AAA.pe (02.11.09) ↓AA+.pe (20.05.15).
Para el presente análisis se han evaluado los diversos contratos suscritos entre PERU LNG y cada uno de los participantes del Proyecto,
informes realizados por consultores independientes, estados financieros auditados de PERU LNG correspondientes a los años 2011, 2012,2013
y 2014 y proyecciones actualizadas por el período de vigencia de los Bonos.
Fundamento.- El Comité de Clasificación de
Equilibrium decidió bajar la categoría de AAA.pe a
AA+.pe a las emisiones realizadas bajo el Primer
Programa de Bonos Corporativos de PERU LNG.
Dicha decisión se sustenta en el deterioro consecutivo de
los ratios de cobertura del servicio de deuda así como en
los ratios de generación y de rentabilidad que PERU
LNG viene mostrando desde el cierre del 2012,
explicados por la persistente tendencia a la baja de los
precios del LNG (Gas Natural Licuado), especialmente
en el marcador Henry Hub (HH) desde el 20081 con
respecto al resto de marcadores, específicamente el Japan
Korea Marker (JKM) y UK NBP, que en promedio
tuvieron una cotización de US$ 13,8/MMbtu y de US$
8,2/MMbtu en el 2014, respectivamente, versus los US$
4,4/MMbtu del marcador HH. En función a lo comentado
anteriormente, ha tomado relevancia lo enmarcado en el
contrato inicial, que señala el compromiso de destinar desde 2014- aproximadamente el 70% de la producción
anual de LNG a la Comisión Federal de Electricidad de
México (CFE), a ser entregado en su planta de
regasificación ubicada en Manzanillo-México dado el
contrato de suministro de gas firmado por 15 años,
sumado a la constante caída en los precios resultó en una
mayor porción de volúmenes vendidos de LNG con
marcador HH (incluso fue superior y llegó a 73%),
disminuyendo así los ingresos en un 41.6% de un año a
otro y, por ende, una reducción en los niveles de
generación, registrando un EBITDA de US$281.5
millones en 2014 vs. US$393.5 en 2013 (-28.5%),
mientras que los importes de servicio de deuda presentan
una tendencia estable en el tiempo. Estos factores han
repercutido negativamente en la generación de la
Empresa y han debilitado paulatinamente los ratios de
cobertura de servicio de deuda, ajustándolos a menores
niveles que no corresponden a la máxima categoría de
clasificación de riesgo.
No obstante y pese a la baja de la clasificación, la nueva
categoría asignada se sustenta en la estructura del
programa de emisión, los amplios niveles de caja que la
Empresa ha acumulado para afrontar posibles deterioros
de sus niveles de generación, así como los resguardos y
seguridades existentes en los diversos contratos que
mitigan los riesgos que enfrenta la Empresa en su etapa
operativa.
Asimismo, la clasificación incorpora la sólida solvencia
económica y financiera de los Sponsors (Hunt Oil
Company, Shell Gas BV, SK Innovation Co. Ltd. y
Marubeni Corporation), así como la participación que
mantienen en otras fases de la industria que conlleva a
tener una visión integral del negocio y un elevado
compromiso con la Empresa.
Se incorpora también el Convenio de Inversión
(“Investment Agreement”)2 suscrito con el Estado, cuya
naturaleza de contrato Ley proporciona el mayor grado
de protección jurídica que puede otorgarse bajo la
legislación peruana a estos emprendimientos.
PERU LNG es una empresa que se dedica a la
exportación de gas natural licuefactado. Las inversiones
efectuadas alcanzaron los US$3,874 millones y se
destinaron a la construcción de la planta de
procesamiento de gas natural licuefactado (Planta de
LNG), un gasoducto de 408 km de longitud y del muelle
de atraque de buques gasíferos (instalaciones marítimas).
1
Precio promedio HH (US$/MMbtu) 2008: 8.9, 2009: 3.9, 2010: 4.4, 2011:
4.0., 2012: 2.8 y 2013:3.7. Fuente: EIA.
La nomenclatura “pe” refleja riesgos sólo comparables en el Perú.
2
Contrato suscrito el 12 de enero de 2006 entre el Estado Peruano y PERU
LNG que tiene rango de contrato ley, y que no puede ser modificado
unilateralmente.
La etapa de construcción concluyó satisfactoriamente
otorgando a PERU LNG los certificados de conformidad
respectivos. Superado el período de pruebas, las
operaciones comerciales se iniciaron en junio de 2010.
Durante el año 2011, se embarcaron 55 naves con 209.1
millones de BTU (Unidades Térmicas Británicas).
Durante 2012, se embarcaron 53 naves con 203.64
millones de BTU, en el 2013 se embarcaron 57 naves con
222.37 millones de BTU y al cierre de Diciembre 2014
se embarcaron 60 naves que en total transportaron 214.5
millones de BTU de LNG, como se observa la parte
operativa se desarrolla positivamente.
En cuanto al suministro de gas natural, la planta lo recibe
desde los yacimientos de Camisea por un plazo de 18
años. El 06 de agosto de 2014 entró en vigencia el
Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88
Modificado y Reformulado, celebrado entre PERU LNG
y los titulares del Lote 88. En ese sentido, los titulares del
Lote 88 se comprometieron a entregar volúmenes de gas
natural a PERU LNG sólo para el consumo local o
cuando se utilice o consuma de alguna otra manera en el
proceso de producción de PERU LNG.
Asimismo, y en la misma fecha, entró en vigencia el
Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 56
Modificado y Reformulado, celebrado entre PERU LNG
y los titulares del Lote 56, con el propósito de incorporar
el suministro de gas adquirido por los titulares del Lote
57 (Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú y
Petrobras Energía Perú S.A.) a las obligaciones de
entrega firme de los titulares del Lote 56 frente a PERU
LNG.
Por lo mencionado anteriormente Perú LNG mantiene el
derecho a un compromiso firme de entrega de 4.2
trillones de pies cúbicos de gas durante el plazo de los
contratos con un régimen de 670,000 millones de BTU
(Unidades Térmicas Británicas) diarias, conforme a la
Cantidad Diaria Requerida (CDR).
En cuanto al Contrato de Suministro del Off-Taker con la
Comisión Federal de Electricidad (CFE), firmado en
septiembre de 2007, mediante el cual el primero realizará
la mayor parte de sus ventas a la CFE indexadas al
marcador Henry Hub durante un plazo de 15 años, se
pudo observar que durante el 2013 la mayor parte de las
ventas (44%) se concentraron en el marcador de precios
Henry Hub y en el 2014 esto se hizo más pronunciado
aun, llegando a concentrar el 73.41% en comparación a
los otros compradores de mercados asiáticos y europeos
(marcadores JKM y NBP respectivamente).
Cabe indicar que al inicio de 2013, Repsol S.A. anunció
la venta de sus activos de Gas Natural Licuado (GNL),
que incluyen la participación de 20% que mantenía en
PERU LNG LLC, accionista de PERU LNG SRL, al
grupo petrolero angloholandés Shell. El proceso de
compra y traspaso de los activos a Shell se desarrolló
durante el 2013. Shell mantiene la condición de OffTaker en el contrato Take or Pay con PERU LNG, esto
es un factor positivo para Perú LNG, brindándole mayor
flexibilidad en la operativa dado la envergadura de Shell
en términos de tamaño de la flota, seguridad, así como de
la experiencia en la optima gestión del transporte de esta
transnacional que maneja más de un tercio de las
operaciones de gas natural licuado en todo el mundo.
Al cierre del 2014 los resultados de PERU LNG se han
visto reducidos significativamente en 57.93% respecto al
cierre del 2013, registrando la Empresa durante el año
2014 una utilidad de US$43.2 millones, US$59.5
millones menos que el cierre del ejercicio 2013. Esta
variación interanual se debe a una reducción de 41.58%
en las ventas netas, lo que redujo la utilidad bruta en
US$92.9 millones (-29.02% con respecto al 2013), que se
explica por un incremento del 61.22% de millones de
BTU hacia el marcador HH -con un precio promedio
anual en el 2014 de 4,30 US$/MMbtu - en detrimento de
los destinos a marcadores JKM y NBP que se redujeron
en 98.82% y 28.41% de millones de BTU,
respectivamente, donde los precios promedio fueron
19,00 US$/MMbtu para JKM y 8,42 US$/MMbtu para el
marcador NBP.
De acuerdo a las proyecciones de Poten & Partners, el
HH oscilará alrededor de 3.04 US$/MMbtu durante el
2015 y podría llegar a niveles de 4.73 US$/MMbtu hasta
el 2018, escenarios menos auspiciosos que los estimados
el año 2014. El HH alcanzó un promedio de 4.4
US$/MMbtu en el 2014 versus el proyectado de 5.00
US$/MMbtu, es decir un ajuste de más del 12% en la
proyección inicial.
Cabe mencionar que PERU LNG mantiene cuentas de
reserva restringida a diciembre de 2014 por US$186.5
millones, cuyo objetivo es garantizar el pago de pasivos
financieros y con terceros.
El 30 de diciembre de 2011 se suscribieron las adendas al
CTA, Security and Depositary Agreement y Sponsor
Support Agreement en las que se acordó la incorporación
de nuevas garantías que otorgan mayor seguridad a la
estructura y que entraron en vigencia después del Project
Completion. Entre estas garantías se considera el
respaldo de los Sponsors para cubrir cualquier déficit de
Opex y de Servicio de Deuda cuando el flujo real de caja
sea menor al flujo hipotético considerando un escenario
100% Henry Hub. Es decir, si se llegara a producir un
déficit de caja resultado de que el flujo de caja estimado
es menor al flujo de caja real, los Sponsors garantizarían
el aporte del valor menor entre el déficit de Opex y
Servicio de Deuda y el déficit de caja derivado de la
comparación entre el flujo real y el flujo hipotético en
base Henry Hub.
Respecto al financiamiento del Proyecto se debe señalar
que éste se efectuó con préstamos de organismos
multilaterales (BID y IFC), Agencias de fomento de
Exportación (US-EXIM, SACE -Italia-, K-EXIM Corea), mercado de capitales peruano a través de bonos
corporativos, que en su conjunto sumaron US$2,250.0
millones, y al 31 de diciembre de 2014 el saldo es de
US$1,698.6 millones. El financiamiento efectuado
directamente por los socios de PERU LNG fue de
US$1,541.4 millones, el cual evidencia un alto nivel de
capitalización para este tipo de emprendimientos.
Respecto a la colocación de los bonos corporativos
realizada el 20 de noviembre de 2009 por US$200.0
millones, PERU LNG ha cumplido a la fecha con pagar
todas sus obligaciones de acuerdo a los cronogramas, al
cierre del 2014 el saldo de dicha deuda es de US$160.0
millones.
Asimismo, en diciembre de 2012 la Junta General de
Accionistas de la Empresa decidió la capitalización de las
cuentas por pagar a sus accionistas, por un monto total de
US$1,221 millones, lo cual se ve reflejado en los estados
financieros de dicho año. Por otro lado, el 20 de mayo de
2
2013, la Empresa informó la reducción de su capital
social en la suma de US$40 millones, mediante la
amortización y pago de las participaciones con derecho a
voto de los socios. Por lo tanto, el capital social a
diciembre de 2013 fue de US$1,501.4 millones. En la
misma línea, el 20 de noviembre de 2013 la Empresa
informó la reducción del capital social por US$100
millones, mediante la amortización de participaciones.
Esta reducción de capital se hizo efectiva en enero de
2014, por lo que el capital social de la Empresa a
diciembre de 2014 fue de US$1,401.4 millones.
Cabe mencionar que la clasificación asignada también
considera la suficiencia de reservas probadas de gas
natural que de acuerdo al informe realizado por De
Golyer and Mac Naughton -una de las cuatro empresas
especializadas- en diciembre de 2012, indica que la suma
del Lote 56 (2.94 Tcf) y Lote 88 (8.80Tcf) es de
11.74Tcf.
El Consorcio Camisea (Upstream) mantiene un plan de
inversiones para certificar mayores reservas de gas en
Lotes distintos al 88.
Respecto a la probabilidad de que el Estado Peruano
modifique sus políticas de manera tal que afecten
negativamente la operación de PERU LNG, se considera
que dicho riesgo es moderado, debido al Convenio de
Inversión con el que cuenta la Empresa, que representa el
compromiso del Estado peruano de llevar adelante la
inversión efectuada.
Asimismo, Equilibrium considera que la capacidad de
pago de PERU LNG es sólida y no se percibe riesgo de
incumplimiento de las obligaciones asumidas por los
distintos factores que sustentan la clasificación y
enunciados anteriormente, sin embargo, las métricas
resultantes de los compromisos asumidos para la venta de
LNG al destino con marcador HH combinado a la
desfavorable situación actual del precio del mismo, ya no
se ubican dentro de la máxima categoría, pudiendo
incluso deteriorarse a una clasificación menor en el
futuro en caso el marcador HH no revierta su tendencia
bajista.
Fortalezas
1. Sólidos contratos que garantizan el suministro y transporte de gas natural.
2. Paquete de garantías y seguridades.
3. Solvencia económica y financiera de los Sponsors.
4. Compromiso del Estado Peruano evidenciado en el convenio de inversión Investment Agreement.
Debilidades
1. Alta exposición a variaciones en los precios de los distintos marcadores, especialmente el Henry Hub.
2. Incrementos de los costos y gastos de mantenimiento y operación de las instalaciones.
Oportunidades
1. Recuperación económica mundial a largo plazo.
2. Incremento de la demanda de gas natural y LNG, como consecuencia de iniciativas para reducir la emisión de gases del
efecto invernadero.
Amenazas
1. Volatilidad del precio del gas natural.
2. Nuevos desarrollos tecnológicos para licuar y transportar gas natural así como abaratamiento de productos sustitutos.
3. Cambio en el marco regulatorio peruano.
3
Los Sponsors (Promotores) Hunt Oil Company,
Royal Dutch Shell, SK Innovation Co., Ltd. y
Marubeni Corporation tienen participaciones
indirectas en la titularidad de PERU LNG. La
calidad crediticia de cada uno de los Sponsors se
detalla a continuación:
PERFIL DE LA COMPAÑÍA Y GRUPO
PERU LNG SRL se constituyó el 24 de marzo de
2003 para desarrollar el proyecto para la
construcción, instalación, operación y mantenimiento de la Planta de LNG, las Instalaciones
Marítimas y el Gasoducto.
Hunt Oil Company, fundada en 1934 con sede en
Texas, es una de las principales empresas
independientes de petróleo y gas natural de Estados
Unidos de América, con 75 años de operaciones. Sus
principales áreas de producción y desarrollo están
localizadas en Estados Unidos (Texas, Louisiana y el
Dakota del Norte), Kurdistán, Rumania, Yemen y
Perú. La compañía también tiene licencias de
exploración en Perú, Australia, Italia y Rumania.
Además del sector de gas y petróleo, la empresa
participa en los sectores de refinación y marketing,
desarrollo inmobiliario, generación eléctrica, agro
negocios e inversiones en Venture Capital. Las
actividades de Hunt Oil Company en el Perú se
iniciaron en el año 2000, y actualmente mantiene una
participación de 25.2% en los Lotes 56 y 88.
Adicionalmente cuenta con una participación de
50% en el Lote 76. A inicios del año 2014, Hunt
vendió la participación de 12.22% que mantenía en
Transportadora de Gas del Perú S.A.
PERU LNG es una compañía cuyos socios son: i)
PERU LNG Company LLC, empresa de
responsabilidad limitada constituida en Delaware,
Estados Unidos de América, la cual es propietaria
del 99.5% de las participaciones sociales del Emisor;
y, ii) PERU LNG Partner Company LLC, empresa
de responsabilidad limitada constituida en Delaware,
Estados Unidos de América, la cual es propietaria
del 0.5% de las participaciones sociales del Emisor.
A continuación se presenta la estructura del Grupo:
PERU LNG COMPANY L.L.C.
(US L.L.C.)
100%
99.5%
PERU LNG PARTNER COMPANY L.L.C.
(US L.L.C.)
0.5%
PERU LNG S.R.L.
(Peruvian SRL)
Las operaciones que desarrolla Hunt a nivel mundial
así como la sólida posición financiera le ha
permitido mantener un rating de Baa2/estable por
Moody’s.
En el Perú
PERU LNG Company LLC es el Consorcio
constituido por a) Camisea LNG (Holding)
Company; b) Peru Hunt LNG Funding Company; c)
SK Innovation Co., Ltd.; d) LNG Shipping
Operations Netherlands; y e) Marubeni LNG
Development BV, denominados de manera conjunta
los Shareholders.
SK Innovation, SK Energy Co., Ltd (SK Energy) es
una Empresa constituida bajo las leyes de Corea del
Sur como resultado de la escisión de SK Corporation
durante el 2007.
SK Corp realiza dos actividades; i) refinación de
crudo, petroquímica y exploración y producción de
crudo; y ii) administración de SK Group, empresa
que tiene una actividad similar a un holding.
La relación entre los miembros del Consorcio PERU
LNG Company LLC se regula a través de Limited
Liability Company Agreement (Contrato LLC) que
establece las obligaciones y derechos de sus
integrantes. La administración se lleva a cabo
mediante un Comité de Gerencia en el que cada
miembro tiene derecho de voto conforme a su
participación buscando un equilibrio en las
decisiones. El Contrato LLC tiene como finalidad
regular los intereses de PERU LNG Company LLC.
Así, el contrato regula la organización corporativa,
los derechos de voto de los miembros, sus relaciones
internas, así como sus derechos y obligaciones de
PERU LNG Company LLC con PERU LNG
conforme a su participación en la misma. La
participación de los miembros del consorcio PERU
LNG COMPANY LLC es la siguiente
Miembros
Camisea LNG (Holding) Company
Peru Hunt LNG Funding Company
SK Innovation
LNG Shipping Operations
Netherlands
Marubeni LNG Development BV
SK Innovation es la empresa integrada de energía y
química más grande de Corea del Sur y el más
grande refinador de crudo de dicho país, controlando
alrededor del 34% del mercado de refinación y el
44% del mercado de Gas Licuado de Petróleo (LPG).
Desde 1983 SK Innovation ha participado en 80
concesiones de exploración y explotación de crudo y
gas en 32 países, y actualmente se ha comprometido
con 34 concesiones en 19 países.
SK Innovation cuenta con grado de inversión, con un
rating de Baa3/estable otorgado por Moody’s. Desde
1996, SK Innovation ha mantenido una participación
activa en la exploración y producción de crudo y gas
en Perú y actualmente mantiene un interés en cuatro
(04) campos de exploración y producción.
Porcentaje de
Participación
10%
40%
20%
Royal Dutch Shell. Es una empresa de
hidrocarburos anglo-holandesa con inversiones en el
sector petrolífero, de gas natural, así como de
refinado de gasolinas. Es una de las mayores
20%
10%
4
multinacionales del mundo, y una de las cuatro más
grandes del sector petrolífero junto con BP, Exxon
Mobil y Total. Royal Dutch Shell cuenta con rating
Aa1/negativo otorgado por Moody's.
producción de LNG, el gas natural seco es sometido
a un proceso de purificación y enfriamiento a -163º
Celsius (-261º Fahrenheit). El proceso de
enfriamiento transforma el gas natural a estado
líquido, reduciendo su volumen 600 veces,
reduciendo el volumen del gas natural y
convirtiéndolo en un líquido, lo cual facilita su
almacenamiento y transporte por barco. La planta de
LNG es autosuficiente en lo que se refiere a
generación de energía eléctrica y otros servicios.
Mediante hecho de importancia del 31 de diciembre
de 2013, PERU LNG anunció el “Third Amended
and Restated LNG Sale and Purchase Agreement”,
mediante el cual Shell International Trading Middle
East Limited (“SITME”) adquirió la posición del
“Buyer” en el referido contrato. Asimismo, en dicha
fecha las acciones de la empresa LNG Shipping
Operation Services Netherlands BV (“Dutchco1”),
accionista del 20% de PERU LNG COMPANY
LLC, fueron adquiridas por Shell Gas BV, accionista
de Shipping Operation Services Netherlands BV.
Cabe indicar que Shell International Trading
Middle East también asumió la condición de OffTake en el contrato de Take or Pay que mantiene
con PERU LNG.
El gas natural es suministrado inicialmente por las
reservas del Lote 56 y complementariamente de las
que procedan del Lote 88 en caso las reservas del
Lote 56 no fueran suficientes, ambas ubicadas en el
departamento del Cusco a 431 km al sureste de
Lima.
Las Instalaciones Marítimas comprenden un muelle
y plataforma de 1.4 Km. de extensión, un canal de
navegación dragado para el ingreso y salida de los
buques; remolcadores y un rompeolas de 800 mts. de
largo alineado en paralelo a la línea costera.
Marubeni Corporation. Fundada en 1858, es una
de las empresas de inversiones más grandes en
Japón y cuenta con más de 118 centros de
operaciones en más de 71 países, participando en las
divisiones de energía, químicos, infraestructura,
plantas, barcos, textiles, entre otros.
El ducto tiene una longitud de 408 Km. y 34
pulgadas de diámetro, actualmente en operación, el
mismo que conecta la Planta de LNG con el
gasoducto de propiedad de TGP (que empieza en la
planta de separación de Malvinas cerca de los
campos de Camisea y llega hasta Lima, donde se
ubica el City Gate). Así, el Gas Natural proveniente
de los Lotes 56 (y del Lote 88 en caso éste fuera
necesario) es transportado primero a través de un
tramo del gasoducto de TGP (el que va desde
Malvinas hasta la progresiva KP 211 del referido
sistema de transporte, en la localidad de
Chiquintirca) y luego a través del Gasoducto de
PERU LNG hasta la Planta (408 Km.).
Marubeni ha participado en 2 proyectos de LNG: i)
El proyecto Qatargas en el medio oriente que
abastece de gas natural a las generadoras japonesas y
ii) El proyecto Guinea Ecuatorial en el oeste
africano, dirigido a abastecer de gas natural al
mercado británico. Marubeni participa también en
actividades de exploración, explotación y producción
en las aguas del Reino Unido en el Mar del Norte, en
el golfo de México (USA), Océano Indico y Qatar.
Marubeni cuenta con rating Baa2/positivo otorgado
por Moody’s.
MARCO REGULATORIO
Las actividades de hidrocarburos se encuentran
reguladas por un conjunto de normas del sector,
siendo las principales el Texto Único OrdenadoTUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos5 y la Ley
de Promoción de la Inversión en Plantas de
Procesamiento de Gas Natural6 y su reglamento, en
los que se establecen derechos, obligaciones y
garantías, a los que se encuentran sujetos las
empresas que se dedican a la exploración y
explotación, transporte y procesamiento de
hidrocarburos, entre otros.
INSTALACIONES PERU LNG
Las instalaciones de PERU LNG comprenden una
Planta de licuefacción de gas natural (Planta de
LNG), un gasoducto de 408 Km. de longitud
(Gasoducto), y las instalaciones que permiten el
embarque de LNG (Instalaciones Marítimas).
La Planta de LNG se ubica entre la ciudad de San
Vicente de Cañete y Chincha, aproximadamente a
167 Km. al sur de Lima, en un terreno de 521
hectáreas de extensión denominado Pampa
Melchorita. La Planta de LNG tiene una capacidad
de procesamiento de 4.45 mmtpa3 y procesa
aproximadamente 620 mmcfd4 y está en capacidad
de producir un volumen contratado anual (Annual
Contract Quantity) de LNG de 4.2 mmtpa. Para la
Principales Contratos
Investment Agreement. Es un contrato suscrito el 12
de enero del 2006 entre PERU LNG y el Estado
Peruano. En virtud de las disposiciones contenidas
en la Ley de Promoción de Inversión en Plantas de
Procesamiento de Gas Natural y su reglamento, el
3
Million Metric Tonnes per Annum.
Equilibrium considera que el riesgo de suficiencia de Gas Natural se
encuentra mitigado por los Block 56 GSA y Block 88 GSA, así como por
las reservas contenidas y evaluadas por Degolyer and MacNaughton.
4
Million Standard Cubic Feet per Day.
5
6
5
Decreto Supremo Nº 042-2005-EM.
Ley Nº 28176.
Estado Peruano celebró con PERU LNG un
Convenio de Inversión con rango de Contrato Ley
que prohíbe al gobierno peruano modificar o
enmendar los términos del mismo de manera
unilateral.
manera, cabe indicar que desde el 1° de enero de
2014 el offtaker es Shell.
Otros Contratos
PERU LNG ha suscrito con las empresas titulares
del Upstream los siguientes contratos de suministros
denominados el Block 56 Gas Supply Agreement
(Block 56 GSA), y el Block 88 Gas Supply
Agreement (Block 88 GSA) ambos por un plazo de
18 años. De acuerdo con los Contratos de Suministro
de Gas, las reservas del Lote 56 son exclusivas del
Proyecto y han sido comprometidas para el mismo,
mientras que el gas natural del Lote 88 tiene un
límite de 2.5 Tcf. Cabe destacar el Amended and
Restated Block 88 Gas Sail Agreement llevado a
cabo en marzo 2014
Adicionalmente, PERU LNG suscribió
otros
contratos como el Gas Transportation Agreement
(GTA) con Transportadora de Gas del Perú S.A. y el
Operator Services Agreement (OSA) con Compañía
Operadora de LNG del Perú S.A.C.
El convenio tiene una vigencia de 40 años,
permitiendo a PERU LNG i) instalar, poseer y
operar una planta de licuefacción de gas natural
incluyendo un gasoducto, y poseer y exportar los
productos de LNG; y ii) otorgar a los Shareholders
ciertas garantías de estabilidad tributaria, la libre
disposición de las divisas generadas por las
exportaciones a lo largo de la vigencia del convenio,
entre otros.
El Banco Central de Reserva del Perú participa en el
Investment Agreement para otorgar a PERU LNG
estabilidad en el régimen de tipo de cambio y para
asegurar a PERU LNG la libre posición de uso y
disposición tanto interna como externa de divisas,
así como la libertad de intercambiar divisas locales
con divisas extranjeras en libre mercado.
Competitividad del Proyecto operado por PERU
LNG
Los principales mercados objetivos de Repsol CG –
offtaker original del proyecto- son los mercados
primarios de la costa occidental de México.
Adicionalmente, los mercados globales de LNG en
Europa, Centroamérica y el Lejano Oriente han
generado oportunidades de venta hacia estos
mercados, favorecido por el mayor tamaño de la
flota de LNG que ha permitido el incremento en el
comercio “spot” de LNG hacia estos mercados más
distantes. La expansión proyectada del Canal de
Panamá, que a Marzo de 2015 se encuentra en un
87.5%, permitirá que el LNG tenga un acceso más
competitivo a los mercados ubicados en la Cuenca
del Atlántico.
El referido convenio fue modificado en el 2010 para
incluir como parte del mismo el Acuerdo para el
Incremento y Uso de la Capacidad de Transporte del
Ducto Principal, suscrito entre PERU LNG y
Transportadora de Gas del Perú S.A. En tal sentido,
la Empresa cumplirá de manera anticipada con su
compromiso de dar acceso abierto a su ducto
principal.
LNG Sale and Purchase Agreement (SPA).
Contrato suscrito el 29 de julio de 2005 entre Repsol
Comercializadora de Gas S.A. (Repsol CG
"offtaker") y PERU LNG, mediante el cual Repsol
CG está obligada a adquirir bajo la modalidad “take
or pay” la cantidad de 218,000,000 MMbtu7 (4.2
mmtpa) de LNG a ser producido en la Planta durante
los próximos 18 años, que podrá ser extendido hasta
por tres años. En este contrato se estableció que el
LNG fuera venido al precio indexado Henry Hub, de
acuerdo a la fórmula acordada, lo cual fue
modificado como se explica en el Short Term
Agreement. Asimismo, el contrato contempla un
mecanismo limitado de precio base por el que
Repsol CG realizaría un pago de hasta US$60.0
millones siempre que el precio medio ponderado del
contrato durante cualquier trimestre sea menor a
US$2.25 por MMbtu. Es muy importante indicar que
desde el 1° de enero de 2014 Shell reemplazó a
Repsol CG como offtaker.
Desde un punto de vista geográfico, PERU LNG
tiene ventajas competitivas respecto a los
potenciales proveedores de los mercados de la planta
de regasificación de la Comisión Federal de
Electricidad de México Manzanillo y el Proyecto
Energía Costa Azul en Baja California, debido a que
la distancia de los embarques a los que sería su
mercado natural son entre 25% y 36% en
comparación de los proyectos ubicados en Medio
Oriente.
Shell tomó la posición de offtaker en lugar de
REPSOL CG a partir del 1° de enero de 2014, de
manera que el proyecto en Perú como proveedor de
LNG le brinda una alternativa más a su condición de
jugador global en el mercado de gas natural, por
tanto Shell ha sabido adecuar y utilizar la ventaja
geográfica del proyecto de PERU LNG para
incorporarlo a su red de proveedores de LNG en el
mundo.
Amended and Restated LNG Sale and Purchase
Agreement. El 01 de abril del 2011, PERU LNG y
Repsol CG suscribieron una adenda permanente.
Bajo este documento el precio de venta de LNG y el
precio de compra de gas natural se indexarán al
mismo marcador según el destino al cual sea
enviado el LNG, eliminando de manera permanente
la posibilidad de un descalce de precios. De igual
7
Precios de Gas Natural
En los últimos años el precio mundial de LNG ha
sufrido de mucha volatilidad explicada por factores
temporales y permanentes, entre los cuales podemos
Millón de BTU (Unidades Térmicas Inglesas).
6
mencionar la caída en la demanda de LNG por parte
de Europa y China dada la débil coyuntura
económica, crecimiento del mercado de productos
alternos de energía renovable y caída de precios de
productos sustitutos como el carbón y el petróleo.
Otro punto adicional que viene afectando los precios
de LNG es la mayor producción de gas de esquisto
(shale gas) en los EE.UU, que impacta en menores
importaciones de LNG por parte del país del norte.
Culminación Etapa de Construcción
El 31 de diciembre de 2011 fue emitido el Project
Completion Certificate, que indica que el proyecto
fue exitosamente completado después de haberse
cumplido una serie de condiciones previstas en el
CTA8, protegiendo de esta forma los intereses de los
Senior Lenders.
En la misma fecha se suscribieron las adendas al
CTA, Security and Depositary Agreementy Sponsor
Support Agreement, en las que se acordó la
incorporación de nuevas garantías que otorgan
mayor seguridad a la estructura en la etapa operativa
y que entrarían en vigencia después del Project
Completion. A continuación describimos las
garantías vigentes a la fecha:
En ese sentido y dada la aleatoriedad en los precios,
es crucial que la Empresa mantenga adecuados
niveles de solvencia y ratios de cobertura así como
planes contingentes del tipo comercial y
administrativos que minimicen los efectos de estos
posibles cambios en el comportamiento de los
ingresos y en sus márgenes financieros, permitiendo
así, seguir afrontando las obligaciones asumidas de
los Bonos Corporativos con el menor riesgo posible.
i) Garantía de Precios (Sponsor Pricing
Guarantee): El respaldo de los Sponsors para
cubrir cualquier déficit de costos y gastos
operativos (Opex) y de Servicio de Deuda
cuando el flujo real de caja sea menor al flujo
hipotético considerando un escenario 100%
Henry Hub. Es decir, si se llegara a producir un
déficit de caja y este déficit fuera el resultado de
ingresos en mercados que no sean Henry Hub
menores al ingreso hipotético en mercados
Henry Hub, los Sponsors garantizarían el aporte
del menor valor entre el déficit de Opex y
Servicio de Deuda y el déficit de caja derivado
de la comparación entre el flujo real y el flujo
hipotético en base Henry Hub.
El gráfico siguiente muestra la evolución de los
despachos totales de LNG así como la evolución de
los precios facturados por la Empresa durante los
años 2013 y 2014. En los últimos 24 meses el precio
ha caído en 63.8% mientras que el volumen
despachado de gas, salvo el segundo trimestre del
2014, permanece sin variaciones importantes.
Evolucion de Despacho y Precios
25,000,000 12.00 10.00 9.74 20,000,000 8.00 15,000,000 6.00 10,000,000 3.52 4.00 5,000,000 2.00 ii) Garantía para el Off-Taker (Delivery or Pay):
Los Sponsors pagarán a prorrata la falta de
liquidez en caso de que la Empresa incumpla con
vender la cantidad mínima requerida de acuerdo
con el SPA y no cuente con suficiente liquidez
para cumplir sus obligaciones de Delivery or
Pay, Opex y/o Servicio de Deuda. El monto
límite de esta garantía es de US$18.0 millones
por año, la cual podría reducirse a US$12.0
millones si cumple con ciertas condiciones.
‐
‐
Volumen en MM BTUs
US$/MMbtu Fuente: Peru LNG / Elaboración: Equilibrium
En cuanto al precio comparado con otros marcadores
de LNG, a diciembre de 2014 el Japan Korea
Marker (JKM) cotizó a 13,8US$/MMbtu en
promedio, mientras que el UK NBP tuvo una
cotización promedio de 8.2US$/MMbtu. Se
confirma la tendencia decreciente en precios de
todos los marcadores así como una mayor
convergencia y volatilidad en marcadores diferentes
al HH.
Equilibrium considera que las garantías protegen
adecuadamente los intereses de los deudores toda
vez que contempla los aspectos más relevantes y
sensibles de la operación.
Evolucion de Precios LNG $/MMBTU
20 8
Será el primer día que se cumplan de las siguientes condiciones:

Cuando PERU LNG otorgue el Certificado de Aceptación de las
Obras de la Planta de LNG (Facility Acceptance certificate).

Cuando PERU LNG otorgue el Certificado de Aceptación de las
Obras de las Instalaciones Marítimas.

Cuando PERU LNG otorgue el Certificado de Aceptación
(Mechanical Completion) de las Obras del Ducto.

Cuando los Planes de negocios y Operación sean aceptables para
el Consultor Técnico.

Cuando cada uno de los consultores independientes de los
Acreedores preferentes emita su reporte final en forma razonable a
satisfacción de los Acreedores Preferentes, etc.
15 10 Henry Hub
JKM Platts
2/5/15
1/5/15
12/5/14
9/5/14
11/5/14
8/5/14
10/5/14
7/5/14
6/5/14
5/5/14
4/5/14
2/5/14
3/5/14
1/5/14
12/5/13
9/5/13
11/5/13
8/5/13
UK NBP
10/5/13
7/5/13
6/5/13
5/5/13
4/5/13
2/5/13
3/5/13
1/5/13
12/5/12
9/5/12
11/5/12
8/5/12
10/5/12
‐
7/5/12
5 PEG Sud DA
Fuente: Gas Strategies / Elaboración: Equilibrium
7
natural proveniente del Lote 88 de manera
complementaria al gas suministrado por el Lote 56,
siempre que se encuentre garantizada previamente la
demanda local de acuerdo al Plan Referencial 20052014. Dicha demanda local según el artículo 5.11
del Contrato de Licencia de Explotación de
Hidrocarburos del Block 88 modificado el 20 de
enero de 200611, será establecido en el “Plan
Referencial de Hidrocarburos del Ministerio de
Energía y Minas”, vigente a la fecha de suscripción
del contrato de compra venta de gas natural para
exportación”. El documento emitido por el MEM
vigente a la fecha de suscripción del contrato de
compra venta de gas natural es el Plan Referencial
de Hidrocarburos 2005-2014 que establece que para
el escenario térmico la demanda local (Demanda
Interna) de gas natural del Lote 88 es 3.97TPC.
OPERACIONES
Durante el año 2013 se embarcaron 57 naves con
222.4 millones de MMbtu, mientras que durante el
año 2014 se embarcaron 60 naves con 214.5
millones de MMbtu. El destino principal de los
envíos de LNG fue México con el 73% (HH),
seguido por España con 23% (NBP), Japón con 2%
(JKM) y Francia con 1% (PEG Sud).
Como podemos observar en el siguiente gráfico, a
diciembre de 2014 los embarques de acuerdo a cada
marcador fueron: 157’493,1946 MMbtu para el HH
(73%). En segundo lugar 49’924,510 MMbtu para el
NBP (23%), el JKM con 3’959,138 MMbtu (2%) y
por último el PEG Sud (Francia) con 3’124,747
MMbtu (1%)
Las reservas del Lote 56 y 88 han sido evaluadas por
De Golyer and MacNaughton, una de las cuatro
empresas especializadas (Independent Petroleum
Engineer) que podría emitir el Certificado de
Reservas de acuerdo a lo establecido en el “Gas
Sales Agreement”. El último informe emitido en
diciembre de 2012 concluye que la suma del Lote 56
(2.94 Tcf) y Lote 88 (8.80Tcf) fue de 11.74Tcf.,
respectivamente12.
Embarques segun Marcador
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
25%
30%
38%
23%
31%
47%
40%
73%
44%
21%
23%
Dic.11
Dic.12
HH
NBP
Dic.13
JKM
Dic.14
Evolución de las Reservas Probadas (Tcf)
PEG Sud
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
Lotes
Los envíos de gas natural hacia estos mercados, a
partir de 2014, son efectuados directamente por Shell
International Middle east (SITME) quien
actualmente es responsable de la compra, transporte
y comercialización de 4.2 mmtpa de LNG producido
en la Planta de LNG. El contrato de compra-venta de
LNG permite que el comprador entregue el LNG al
destino que elija.
Lote 56
Lote 88
Total
Ene.08
2.34
6.45
8.79
Jul.09
2.76
8.86
11.62
Dic.10
2.52
10.91
13.43
Dic.11
Dic.12
2.31
9.81
12.12
2.94
8.8
11.74
Fuente: DeGolyer and MacNaughton / Elaboración: Equilibrium
Teniendo en consideración que la exportación
requiere 4.2 Tcf de gas natural para los próximos 14
años y considerando que se tiene el compromiso de
devolución por parte del Consorcio de 0.324 TPC,
debido a que ha venido extrayendo gas del Lote 56 y
reinyectándolo al Lote 88, quedaría una diferencia
Suministro de Gas Natural.
El Gas natural para el Proyecto será obtenido del
Lote 56 y Lote 88 de los yacimientos de Gas de
Camisea de acuerdo con los contratos Block 56 GSA
y Block 88 GSA.
11
La modificación del Contrato de Licencia para la Explotación de
Hidrocarburos en el Lote 88 se suscribió el 20 de enero de 2006. El
artículo 3.2 que modifica el 5.11 señala: “Las empresas que conforman
el Contratista tendrán libre disponibilidad de los Hidrocarburos que les
correspondan conforme el Contrato. El Contratista tiene el Derecho de
exportar los Hidrocarburos producidos en el área del contrato y la
obligación de abastecer la demanda de Gas Natural del mercado
interno, conforme las normas legales vigentes. La exportación de Gas
Natural producido en el área del contrato se podrá realizar siempre que
el abastecimiento del mercado interno para los siguientes veinte (20)
años se encuentre garantizado, de acuerdo a los pronósticos de demanda
de Gas Natural, así como con los niveles de reservas probadas de Gas
Natural del país, publicados en el “Plan Referencial de Hidrocarburos
del Ministerio de Energía y Minas”, vigente a la fecha de suscripción
del Contrato de Compra Venta de Gas Natural Para Exportación”.
12
Las Reservas Probadas se atribuyen a reservorios conocidos y son
cantidades estimadas que pueden, con razonable certeza, ser
recuperadas bajo las condiciones económicas, métodos de operación y
regulaciones gubernamentales vigentes. Las condiciones económicas
vigentes incluyen precios y costos prevalecientes a la fecha del
estimado. Las Reservas Probables son las reservas estimadas a una
fecha específica, para lo cual el análisis de los datos de ingeniería y
geología indican que podrían ser económicamente recuperables de
acumulaciones conocidas con un grado de probabilidad tal que sugiere
su existencia pero no lo suficiente para ser clasificada como probada.
En este contexto, cuando los métodos probabilísticos son usados, se
debe obtener un nivel de confianza de por lo menos 50% para la suma
de reservas probadas y probables.
El Block 56 GSA, establece que el gas natural se
destinará exclusivamente a PERU LNG, y ninguno
de los participantes en la explotación9 podrá
contratar el suministro de gas a otra empresa
diferente de PERU LNG. Este contrato tiene una
vigencia inicial de 18 años, el cual podrá ser
extendido automáticamente hasta por un plazo de 24
meses adicionales. El volumen anual contratado a
ser suministrado por el Upstream será de
244’550,000 MMBtu (equivalentes a 620 Mmcfd10).
En el caso del Block 88 GSA (cuyos miembros del
consorcio son los mismos que los del Lote 56) el
contrato establece que PERU LNG dispondrá del gas
9
Hunt Oil Company of Perú L.L.C, SK Corporation, Plus Petrol
PerúCorporationS.A., Tecpetrol del Peru SAC y Sonatrach Peru
Corporation.
10
Millón de Pies cúbicos Estándar por Día.
8
que sería suministrado por el Lote 88, cuyas reservas
(según el mismo informe) permitiría atender
complementariamente el saldo de exportación
pendiente después de cubrir la demanda interna,
según el Plan Referencial de Hidrocarburos 20052014. Adicionalmente al informe elaborado por
DeGolyer and MacNaughton, el Ministerio de
Energía y Minas ha publicado las reservas oficiales
de los Lotes 56 y 88, los cuales confirman la
suficiencia de suministro de gas natural para el
Proyecto de exportación considerando el Plan
Referencial de Hidrocarburos 2005-2014.
Los volúmenes comprados a PERU LNG por
SITME serán vendidos principalmente a la CFE. El
contrato contempla un incremento en volúmenes
durante los primeros años de la puesta en marcha,
hasta llegar a entregas estables a partir del año 2014.
Durante los primeros años Repsol CG vendió los
excedentes de LNG a otros mercados alternativos,
principalmente Corea del Sur, Japón, Tailandia,
España entre otros.
Garantía Sobre los Activos de PERU LNG.
PERU LNG ha otorgado las siguientes garantías a
favor de los Acreedores Preferentes que tienen por
finalidad mitigar los riesgos de incumplimiento o
insolvencia de la empresa.
 Garantía mobiliaria sobre activos.
 Garantía mobiliaria sobre inventario.
 Garantía mobiliaria sobre el Ducto.
 Cesión de Derechos y Direct Agreements.
 Security and Depositary Agreement.
 Garantía Mobiliaria sobre saldos en cuenta.
 Garantía Mobiliaria sobre las Participaciones de
PERU LNG.
Contrato Take or Pay.
Shell International Trading Middle East Limited
(SITME) recibió el contrato de Repsol
Comercializadora de Gas que suscribió con PERU
LNG un contrato de abastecimiento de LNG de
tomar o pagar la cantidad acordada en el contrato
Sales and Purchase Agreement (SPA). Bajo este
contrato SITME se obliga a adquirir y/o pagar el
100% de la cantidad anual de 218, 000,000 MMbtus
(equivalentes a 4.2 MTPA13 ó 0.2TPCs) por año que
es equivalente a la producción total anual de LNG.
Estructura Financiera
El costo total de construcción del proyecto fue de
US$3,832.6millones y se financió con recursos de
los organismos multilaterales, bonos y recursos
aportados por los accionistas. El detalle de usos y
fuentes se presenta a continuación:
El Contrato SPA firmado en el año 2005 y ajustado
en el 2011, establece que el precio de LNG se
determina en base a los mercados de destino, tanto
como para HH, como para otros índices.
Adicionalmente se estableció un mecanismo de
precio mínimo para que el Off-Taker realizara un
pago trimestral a PERU LNG hasta alcanzar los
US$60 millones, siempre que el precio promedio
ponderado de LNG en cualquier trimestre sea menor
a US$2.25 por millón de BTU. El mecanismo de
precio mínimo permitiría a PERU LNG generar
ingresos para afrontar los gastos operativos.
Usos
Contratos de Construcción EPC
Costos del Ducto
Costos de Administración
Costos Operativos
Costo Financiero
Intereses y comisiones
DSRA
Total Usos
Cabe indicar, que con fecha 01 de abril de 2011,
PERU LNG suscribió una adenda permanente al
contrato Sales Purchase Agreement en el cual el
precio de venta de LNG y el precio de compra de
gas natural se indexarán al mismo marcador según el
destino al cual sea enviado el LNG eliminando de
manera permanente la posibilidad de un descalce de
precios. La adenda también contiene los cambios de
ciertas cláusulas para mantener las condiciones
señaladas y otras modificaciones menores tales
como condiciones de envío, volúmenes mínimos de
carga a Manzanillo Garantizados, entre otros.
Fuentes
US Exim
400,000
SACE
250,000
K-Exim Guaranteed
135,000
IDB A-Loan
400,000
IDB B-Loan
400,000
Bonos Locales
200,000
K-Exim Direct
165,000
IFC
300,000
Total Deuda
2,250,000
Patrimonio
1,582,560
Total Fondos
3,832,560
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
%
61%
22%
7%
2%
2%
3%
3%
100%
%
10%
7%
4%
10%
10%
5%
4%
8%
59%
41%
100%
El financiamiento otorgado por los organismos
multilaterales y las agencias de exportación se
otorgaron bajo el Common Terms Agreement (CTA)
que suscribieron en junio de 2008 los Lenders con
PERU LNG. Es importante mencionar que a
diciembre 2014, el saldo de la deuda es de USD
1,538.6 MM y USD 160 MM de los bonos locales.
Terminal de Manzanillo
El 18 de setiembre de 2007 la Comisión Federal de
Electricidad (CFE) adjudicó a Repsol CG
(actualmente SITME) un contrato de suministro de
gas por un plazo de 15 años para el suministro de
LNG a una planta de regasificación en el Puerto de
Manzanillo en México, cuya construcción terminó
en el 2012.
13
2,333,912
824,294
268,740
94,809
95,527
112,320
102,957
3,832,560
Los patrocinadores durante la etapa de construcción
realizaron aportes de capital en función a su
participación y a los compromisos asumidos,
permitiendo que la relación deuda patrimonio no
Metric tons of LNG per annum.
9
Como consecuencia de lo anterior al cierre del 2014
los resultados netos de PERU LNG se han visto
reducidos significativamente en 57.93% respecto al
cierre del 2013, registrando la Empresa durante el
año 2014 una utilidad de US$ 43.2MM, US$
59.5MM menos que el cierre del ejercicio 2013.
supere el ratio de 60:40 durante la fase de
construcción. El capital total aportado al 31 de
diciembre de 2011 era de US$1,571.4 millones, de
los cuales US$1,251.3 millones correspondían a
avances realizados por la matriz (considerado como
deuda subordinada dentro de los acuerdos
financieros) y US$320.0 millones de capital social el
cual incorpora el aporte de capital efectuado por
capitalización de créditos.
Otro factor importante que presionó la reducción de
la utilidad neta al cierre del ejercicio 2014 fue el
gasto de ventas que se incrementó en US$23.9MM
(76.21%), debido principalmente al mantenimiento
operativo y cambios de repuestos realizados a los
brazos de carga, estructura que transporta el GNL de
los tanques hacia los buques vía el muelle del
terminal marítimo.
Al cierre del 2014 el capital social de la empresa se
redujo en US$ 100,0 millones, debido a la
amortización de participaciones informada el 20 de
noviembre de 2013. Esta reducción de capital se
hizo efectiva en enero de 2014, por lo que el capital
social de la Empresa a diciembre de 2014 fue de
US$1,401.4 millones.
Es importante añadir que los gastos financieros se
redujeron en 8.94%, lo que equivale a US$ 8.2MM
menos en comparación a 2013, debido a menores
intereses y a menor devengo por costos de emisión
de deuda.
Finalmente, cabe mencionar que en junio de 2010,
PERU LNG suscribió un contrato con el Banco de
Crédito y Scotiabank Perú S.A. por una línea de
crédito de capital de trabajo por US$75’000,000,
revolvente por dos años de acuerdo a los
requerimientos de las operaciones de la Compañía.
Esta línea de crédito también forma parte del plan de
financiamiento incluido en el CTA y está sujeto a las
mismas garantías y obligaciones del Contrato. La
línea fue renovada por 2 años más en junio de 2012
y al cierre del 2014 se mantiene disponible al 100%.
Margen Neto
10.00%
2.08%
3.26%
Dic.11
Dic.12
7.60%
5.47%
Dic.13
Dic.14
0.00%
‐10.00%
‐20.00%
‐30.00%
‐40.00%
‐32.95%
Dic.10
ANÁLISIS FINANCIERO.
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium.
Rentabilidad y Generación.
Las ventas netas a diciembre del 2014 fueron de
US$ 788.9 MM, lo que representa una caída de
41.58% respecto al cierre del 2013, que se explica
por una variación sustancial en la composición de
los destinos de venta y por ende, de los marcadores
de precio, así se presentó un incremento del 61.22%
de millones de BTU hacia el marcador HH - con un
precio promedio anual en el 2014 de 4,4
US$/MMbtu - en detrimento de los destinos a
marcadores JKM y NBP, que se redujeron en
98.82% y 28.41% de millones de BTU,
respectivamente, donde los precios promedio fueron
13.8 US$/MMbtu para JKM y 8.2 US$/MMbtu para
el marcador NBP.
El ROAE y el ROAA muestran una reducción con
respecto al cierre del 2013 debido al ajuste en la
utilidad neta que se redujo en 57.93%. Cabe
mencionar la disminución en el patrimonio al cierre
del 2014 en US$ 100MM mediante amortización de
participaciones de los accionistas.
ROAE y ROAA
30.0%
13.5%
10.0%
6.1%
7.3%
‐2.6%
0.7%
‐10.0%
1.2%
3.0%
3.0%
1.3%
‐30.0%
‐50.0%
‐38.3%
Ventas Netas ROAE
miles de dólares (USD)
1,600,000 1,282,793 1,400,000 1,333,336 1,350,381 ROAA
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
1,200,000 1,000,000 Al 31 de diciembre de 2014, el EBITDA fue de US$
281.5 millones, reduciéndose en US$ 112.0 millones
(-28.47%) en comparación a diciembre de 2013 y
por debajo incluso del 2012, como se aprecia en el
siguiente cuadro:
788,866 800,000 600,000 400,000 288,213 200,000 ‐
Dic.10
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Dic.14
Ventas Netas
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
10
EBITDA Activo Corriente/Pasivo Corriente 500,000 miles de dólares (USD)
400,000 393,499 302,489 300,000 2.20
281,454 2.00
277,200 200,000 2.00
1.80
100,000 1.79
1.60
‐
(88,501)
(100,000)
1.46
1.40
1.32
1.20
(200,000)
Dic.10
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Dic.14
1.20
1.00
Dic.10
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Dic.14
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
Solvencia.
En cuanto al apalancamiento contable (pasivo /
patrimonio), se observa una disminución de 1.32
veces en diciembre de 2013, a 1.29 veces a
diciembre del 2014, originado por una caída del
pasivo en -7.02% versus el patrimonio que se redujo
en -4.68%.
Por el lado de la composición del activo, la principal
cuenta es el activo fijo (US$ 2,863.9 millones), que
registró una disminución de 2.33% en relación a
diciembre de 2013, debido al efecto de la
depreciación. En segundo lugar están los fondos
sujetos a restricción u otros (US$ 186.9 millones a
diciembre de 2014), que son básicamente las cuentas
de reserva destinadas a pagar obligaciones
financieras y con terceros.
Ratio de Apalancamiento
1.80 1.79 Composición del Activo
1.63 100%
1.60 Otros
90%
1.40 1.29 1.32 Dic.12
Cuentas por cobrar al Grupo
70%
Caja y Bancos
60%
1.20 Dic.11
80%
Dic.13
Cuentas por cobrar comerciales
Existencias
50%
Dic.14
40%
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
30%
Dic.10
En cuanto a las fuentes de fondeo, a diciembre de
2014 se observa en el siguiente gráfico que las
principales fuentes son aquellas deudas con
instituciones financieras, tanto a corto y largo
plazo (US$ 1,648.1 millones) que representan el
47% del total de fuentes de fondeo. Los bonos
locales equivalen al 5% (US$ 157.3 millones), y el
patrimonio neto es el 44% de las fuentes de
fondeo.
47%
Dic.13
Dic.14
Activo Fijo
Proyecciones.
Las nuevas proyecciones actualizadas por PERU
LNG a Marzo de 2015, incluyen -entre otras
variables- los fondos disponibles para el servicio
de deuda (CADS por sus siglas en inglés), medido
como la suma del EBITDA más los ingresos
financieros, menos los impuestos y los cambios en
el capital de trabajo, así como el detalle de servicio
de la deuda hasta el 2024. De acuerdo a estas
nuevas proyecciones, el DSCR (Debt Service
Coverage Ratio ó Ratio de Cobertura de Servicio
de Deuda) promedio semestral sobre el saldo
vigente de la deuda sería de 1.28 veces,
alcanzando un mínimo de 1.12 veces durante el
2022, Cabe señalar que la Empresa podrá
distribuir dividendos únicamente cuando el ratio
promedio de los dos periodos semestrales
anteriores y posteriores (estimados) a la fecha de
cálculo sea igual o mayor a 1.3 veces.
Patrimonio Neto
44%
Dic.12
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
Fuentes de Fondeo a Dic.14 3%
Dic.11
Bonos Locales
Cuentas por Pagar Comerciales:
Deuda Financiera
Otros
2% 5%
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
Liquidez.
En cuanto a la liquidez de la Empresa, en diciembre
de 2014 se observa una reducción en relación a
diciembre de 2013, debido a la disminución en US$
100MM en los fondos sujetos a restricción, sin
embargo aun presenta niveles importantes de
liquidez con respecto a sus obligaciones corrientes
Es importante mencionar que bajo este escenario se
han recalculado los siguientes supuestos de precios o
marcadores de LNG, para el saldo pendiente de los
bonos:
- Precio promedio HH: 4.74 US$/MMbtu
- Precio promedio non HH: 10.81 US$/MMbtu
11
En mayo de 2012, se amortizó totalmente la primera
emisión de bonos corporativos por US$10 millones.
Asimismo, en noviembre de 2014 se amortizó
totalmente la segunda emisión de los bonos
corporativos por un total de US$30 millones. De esta
manera, el saldo en circulación de los Bonos
Corporativos de Perú LNG suma US$160 millones.
Cabe resaltar que los bonos de PERU LNG no
registraron negociaciones en la Bolsa de Valores de
Lima.
Primer Programa de Bonos Corporativos PERU
LNG
El programa tiene por denominación: “Primer
Programa de Bonos Corporativos de PERU LNG” y
asciende a US$200 millones.
Prim era
Em ision
Segunda
Em ision
Tercera Em ision
Cuarta
Em ision
Monto de la Em ision
(m iles)
10.000
40.000
160.000
160.000
Monto colocado
10.000
30.000
135.325
24.675
2,5
5
15
15
Fecha de Colocacion
nov-09
nov-09
nov-09
nov-09
Fecha de Redencion
nov-24
Caracteristicas
Plazo
may-12
nov-14
nov-24
Periodo de gracia
2,0
2,5
5,0
5,0
Moneda
US$
US$
US$
US$
Tasa de Interes
3,44%
4,66%
Libor 6M+3,66%
7,16%
Spread
1,39%
1,22%
2,27%
2,27%
Fuente: SMV/ Elaboración: Equilibrium
12
PERU LNG
PERU LNG
Balance General
(Miles de USD dólares)
DIC. 11
ACTIVOS
Activo Corriente
Caja y bancos
Cuentas por cobrar a relacionadas
Otras cuentas por cobrar
%
DIC.12
%
DIC.13
%
DIC.14
%
Dic.14 Dic.13
Dic.13Dic.12
84,719
121,641
17,153
2.3%
3.3%
0.5%
88,021
104,393
25,800
2.5%
3.0%
0.7%
116,890
63,080
27,907
3.4%
1.9%
0.8%
151,774
55,552
18,308
4.8%
1.7%
0.6%
29.8%
-11.9%
-34.4%
32.8%
-39.6%
8.2%
Otros activos financieros
Inventarios
Otros activos no financieros
Total Activo Corriente
Inmueble, maquinaria y equipo neto
Gastos pagados por anticipado - parte no corriente
Participación de los trabajadores e IR diferido
Total Activo No Corriente
TOTAL ACTIVOS
171,349
21,381
11,624
427,867
3,126,996
10,242
3,232,257
3,660,124
4.7%
0.6%
0.3%
11.7%
85.4%
0.3%
0.0%
88.3%
100.0%
186,091
17,426
4,382
426,113
2,999,566
15,266
3,089,373
3,515,486
5.3%
0.5%
0.1%
12.1%
85.3%
0.4%
0.0%
87.9%
100.0%
286,943
22,492
2,025
519,337
2,863,916
11,187
2,875,103
3,394,440
8.5%
0.7%
0.1%
15.3%
84.4%
0.3%
0.0%
84.7%
100.0%
186,585
13,353
4,216
429,788
2,755,832
4,758
2,760,590
3,190,378
5.8%
0.4%
0.1%
13.5%
86.4%
0.1%
0.0%
86.5%
100.0%
-35.0%
-40.6%
108.2%
-17.2%
-3.8%
-57.5%
54.2%
29.1%
-53.8%
21.9%
-4.5%
-26.7%
-4.0%
-6.0%
-6.9%
-3.4%
PASIVOS
Pasivos Financieros
- Bonos
-Deuda LP (parte corriente)
-Instrumentos Derivados
Cuentas por Pagar Comerciales:
Terceros
Empresas afiliadas
Otras cuentas por pagar
Total Pasivo Corriente
Deuda Financiera a largo plazo
- Bonos
-Deuda LP (parte no corriente)
-Instrumentos Derivados
Pasivos por impuestos diferidos
Total Pasivo No Corriente
TOTAL PASIVO
PATRIMONIO
Capital social
Reserva legal
Otras Reservas del Patrimonio
Resultados acumulados
TOTAL PATRIMONIO NETO
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
0.0%
199,070
5.4%
16,000
125,769
57,301
125,433
3.4%
117,284
3.2%
8,149
0.2%
0.0%
0.0%
324,503
8.9%
3,251,951
88.8%
179,223
4.9%
1,723,721
47.1%
97,672
2.7%
1,251,335
34.2%
3,251,951
88.8%
3,576,454
97.7%
0.0%
320,100
8.7%
0.0%
(90,981)
-2.5%
(145,450)
-4.0%
83,670
2.3%
3,660,124 100.0%
178,178
12,000
133,853
32,325
75,413
75,413
6,584
260,175
1,662,822
156,663
1,480,766
25,393
9,816
1,672,638
1,932,813
1,501,435
(40,402)
594
1,461,627
3,394,440
5.2%
0.4%
3.9%
1.0%
2.2%
2.2%
0.0%
0.2%
7.7%
49.0%
4.6%
43.6%
0.7%
0.3%
49.3%
56.9%
0.0%
44.2%
0.0%
-1.2%
0.0%
43.1%
100.0%
183,209
16,000
138,308
28,901
50,374
50,285
89
6,046
239,629
1,539,106
141,323
1,352,501
45,282
18,363
1,557,469
1,797,098
1,401,435
(51,334)
43,179
1,393,280
3,190,378
0.0%
5.7%
0.5%
4.3%
0.9%
1.6%
1.6%
0.0%
0.2%
7.5%
48.2%
4.4%
42.4%
1.4%
0.6%
48.8%
56.3%
0.0%
43.9%
0.0%
-1.6%
1.4%
43.7%
100.0%
2.8%
33.3%
3.3%
-10.6%
-33.2%
-33.3%
100.0%
-8.2%
-7.9%
-7.4%
-9.8%
-8.7%
78.3%
1.8%
0.0%
3.2%
-3.2%
-35.7%
-35.5%
-100.0%
100.0%
-11.0%
-11.8%
-6.7%
-7.8%
-77.1%
0.0%
-11.2%
-11.2%
0.0%
-2.6%
0.0%
-60.0%
-100.6%
9.2%
-3.4%
175,073
5.0%
12,000
129,679
33,394
117,373
3.3%
116,956
3.3%
417
0.0%
0.0%
292,446
8.3%
1,884,525
53.6%
167,964
4.8%
1,605,833
45.7%
110,728
3.1%
0.0%
1,884,525
53.6%
2,176,971
61.9%
1,541,435
43.8%
0.0%
(100,885)
-2.9%
(102,035)
-2.9%
1,338,515
38.1%
3,515,486 100.0%
-6.9%
-7.0%
-6.7%
27.1%
7169.2%
-4.7%
-6.0%
PERU LNG
283,005
Estado de Resultados
(Miles de USD dólares)
DIC. 11
Ventas Netas
Costo de Ventas
UTILIDAD BRUTA
GASTOS OPERATIVOS
Gastos de venta
Gastos de administración
Gastos de Distribución
UTILIDAD OPERATIVA
Ingresos Financieros
Gastos financieros
Diferencia en Cambio
UTILIDAD ANTES DE IR Y PARTICIP.
Participación de los Trabajadores
Impuesto a la Renta
UTILIDAD NETA
Ratios
1,282,793
(1,072,677)
210,116
(72,889)
(35,521)
(30,847)
(6,521)
137,227
1,803
(99,011)
40,019
(13,366)
26,653
(117,634)
0
%
100.0%
-83.6%
16.4%
-5.7%
-2.8%
-2.4%
-0.5%
10.7%
0.1%
-7.7%
0.0%
3.1%
0.0%
-1.0%
2.1%
314,856
DIC.12
1,333,336
(1,110,913)
222,423
(58,992)
(22,604)
(36,696)
308
163,431
813
(96,765)
658
68,137
(24,723)
43,414
%
100.0%
-83.3%
16.7%
-4.4%
-1.7%
-2.8%
0.0%
12.3%
0.1%
-7.3%
0.0%
5.1%
0.0%
-1.9%
3.3%
DIC.13
1,350,381
(1,030,129)
320,252
(67,540)
(31,391)
(36,212)
63
252,712
1,277
(91,375)
(1,549)
161,065
(58,436)
102,629
%
100.0%
-76.3%
23.7%
-5.0%
-2.3%
-2.7%
0.0%
18.7%
0.1%
-6.8%
-0.1%
11.9%
0.0%
-4.3%
7.60%
DIC.14
788,866
(561,543)
227,323
(87,533)
(55,315)
(32,309)
91
139,790
517
(83,209)
(433)
56,665
(13,486)
43,179
Prueba Ácida
Ratio de Liquidez
Capital de trabajo
Rotación de pagos (días)
Rotación de cobranzas (días)
Rotación de inventarios (días)
Endeudamiento (pasivo/patrimonio)
ROAA*
ROAE*
EBITDA*/Gastos Financieros*
EBITDA*/(Gastos Financieros+Deuda Corriente s/int.)*
EBITDA*/Venta*
DIC. 11
1.22
1.32
103,364
38
29
-6
42.75
0.72%
13.50%
2.80
0.93
21.61%
DIC.12
1.38
1.46
133,667
34
24
5
1.63
1.21%
6.11%
3.13
1.11
22.69%
DIC.13
1.90
2.00
259,162
23
14
7
1.32
2.97%
7.33%
4.31
1.46
29.14%
DIC.14
1.72
1.79
190,159
29
21
7
1.29
1.31%
3.02%
3.38
1.06
35.68%
Depreciacion y Amortización
EBITDA
EBITDA Anualizado
Gastos Financieros Anualizados
Cobertura de Intereses (veces)
Deuda Financiera Total
Deuda Financiera Total / EBITDA Anual.
Deuda Financiera Cte
Cobertura de Servicio de Deuda (veces)
Ventas Netas
Ventas Netas Anualizada
DIC. 11
139,973
277,200
277,200
99,011
2.80
2,199,686
7.94
199,070
0.93
1,282,793
1,282,793
DIC.12
139,058
302,489
302,489
96,765
3.13
2,059,598
6.81
175,073
1.11
1,333,336
1,333,336
DIC.13
140,787
393,499
393,499
91,375
4.31
1,841,000
4.68
178,178
1.46
1,350,381
1,350,381
DIC.14
141,664
281,454
281,454
83,209
3.38
1,722,315
6.12
183,209
1.06
788,866
788,866
13
0
%
100.0%
-71.2%
28.8%
-11.1%
-7.0%
-4.1%
0.0%
17.7%
0.1%
-10.5%
-0.1%
7.2%
0.0%
-1.7%
5.47%
Dic.14 Dic.13
-41.58%
-45.49%
-29.02%
29.60%
76.21%
-10.78%
44.44%
-44.68%
-59.51%
-8.94%
-64.82%
Dic.13Dic.12
1.28%
-7.27%
43.98%
14.49%
38.87%
-1.32%
-79.55%
54.63%
57.07%
-5.57%
-335.41%
136.38%
-76.92%
-57.93%
136.36%
136.40%
VALORES MOBILIARIOS EMITIDOS POR OFERTA PUBLICA PRIMARIA
INSCRITOS Y VIGENTES EN EL REGISTRO PÚBLICO DEL MERCADO DE VALORES
DICIEMBRE 2014
TIPO DE
VALOR
MOBILIARIO
B. CORPORATIVOS
Nº PROG.
ó EMIS.
FECHA DE
COLOCAC.
TASA DE INTERES
PAGO
INTERES
PLAZO
FECHA
DE
REDENCION
1er. Prog.
3ra. Emis.
Serie A
4ta. Emis.
Serie A
MONTO INSCRITO POR PROGRAMA
DOLARES
200.000.000
19-nov-09
Libor 180d.+3.65625%
SEM.
15 años
15-nov-24
19-nov-09
7,15625%
SEM.
15 años
15-nov-24
N. SOLES
MONTO INSCRITO POR EMISIÓN
DOLARES
SALDO EN CIRCULACIÓN
DÓLARES
320.000.000
160.000.000
160.000.000
135.325.000
135.325.000
24.675.000
24.675.000
160.000.000
14
N. SOLES
N. SOLES