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TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERÚ S.A.
Fecha de comité: 17 de agosto de 2016 con EEFF1 al 31 de marzo del 2016
Instrumento Clasificado
Sector Hidrocarburos, Perú
Clasificación
Perspectiva
pAAA
Estable
Bonos Corporativos
Equipo de Análisis
Andrea Paucar A.
Dayci Peña O.
[email protected]
[email protected]
(511) 208.2530
Categoría AAA: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes.
“La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales; sin embargo, no garantizamos la confiabilidad e integridad de la
misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una
opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos.”
Racionalidad
En Comité de Clasificación de Riesgo, PCR decidió ratificar la clasificación pAAA a las emisiones del Primer Programa de Bonos
Corporativos de TgP S.A. La decisión se sustenta en la predictibilidad del flujo de ingresos producto de los contratos en firme con la
mayoría de sus clientes, dichos contratos establecen volúmenes y precios fijos, por el que apoyan en el resultado de altos
márgenes, indicadores de rentabilidad y adecuados niveles de liquidez. Asimismo, el nivel de generación permite mantener
indicadores de cobertura de servicio de deuda holgados. Adicionalmente, influye el avance del proyecto de expansión, el cual
permitiría el incremento de la capacidad de transporte, aunado a la innovación en procesos que se traducen en la eficiencia de
operaciones y el cumplimiento de estándares internacionales. Finalmente, se resalta que los cambios en el accionariado no
repercutirán en el funcionamiento de las líneas de negocio.
Resumen Ejecutivo
La clasificación de riesgo asignada a los instrumentos emitidos por Transportadora de Gas del Perú (TgP) toma en
consideración los siguientes factores:




1
2
3
Sólida cartera de clientes que soporta el crecimiento de los ingresos. TgP cuenta con una cartera de clientes conformada
por 8 empresas de generación eléctrica, 10 industriales y 2 distribuidoras, con las que mantiene dos tipos de contrato de
transporte2: interrumpibles y firmes (también llamados ship or pay), los últimos aseguran un flujo de ingresos estable y una caja
previsible para la Compañía. A pesar de que el precio de los commodities está sujeto a la suscripción de los contratos, la
Compañía no se ve perjudicada por esta variable de riesgo; lo anterior, reflejado en la tendencia creciente de los ingresos de
TgP en los últimos cinco años.
Continuo aumento de los ingresos deriva en alta capacidad de generación y niveles holgados de cobertura. El
incremento de los ingresos ha permitido generar un mayor resultado durante los últimos periodos. Lo anterior acompañado de
una adecuada gestión de la carga operativa y financiera ha mantenido los márgenes e indicadores de rentabilidad en niveles
adecuados. Por su parte, el EBITDA generado permite la cobertura del servicio de deuda anual, siendo el RCSD de 4.02 veces
para el corte del 1T 2016. Cabe mencionar que a diferencia del 1T 2015, no se presentó el reconocimiento de provisión por
desvalorización de activos (de carácter extraordinario), contribuyendo al resultado de la empresa.
Recomposición accionaria no afectará las operaciones de la Compañía. Desde el 2014 Canada Pension Plan
Investment Board (CPPIB) (Aaa) ingresó como accionista indirecto bajo su subsidiaria Carmen Corporation. En julio 2015,
ésta última adquirió el íntegro de las acciones de representativas de La Miranda LP (0.74% TgP) y La Habanera LP
(7.25%), haciendo que CPPIB aumente su participación indirecta a 44.77%. Adicionalmente, en marzo 2014 se concretó el
ingreso de Enagás (20%, A-) con la compra de acciones de Hunt Pipeline Oil, aportando al know how al ser líder en el
transporte de GN en España. En julio 2015, Enagás adquirió el 0.40% de Corporación Financiera de Inversiones y el 3.94%
de SK Innovation Co., mientras que en abril 2016 obtuvo el 1.64% de Graña y Montero S.A.A. convirtiéndose en el
accionista mayoritario directo con el 25.99% de participación. Si bien, importantes socios vendieron el total de sus
participaciones, no se presentarían cambios en términos de estructura, operación y tarifas.
Respaldo subyacente del Estado. Debido a que transporta más del 90% de la producción fiscalizada de Gas Natural y Líquido
de Gas Natural, proveniente del yacimiento de Camisea; y que sus principales clientes son las generadoras eléctricas que
producen cerca del 43%3 de la producción nacional de electricidad, el sistema de transporte de TgP es considerado un activo
valioso para la economía del Perú, por lo que recibe el respaldo implícito del Estado Peruano.
Estados Financieros No Auditados.
No mantiene necesariamente ambos tipos de contratos con cada cliente.
Generación eléctrica promedio anual, con picos de 51% a 52%. Fuente COES.
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

Perspectiva positiva en crecimiento del volumen transportado, aún en el contexto de menores tasas de crecimiento de
la economía peruana. A pesar del menor volumen transportado, lo que en parte se relaciona a imprevistos operativos
suscitados durante el primer trimestre de 2016, la proyección sobre el crecimiento del PBI peruano no afectaría el dinamismo
esperado de las operaciones de la Compañía, debido a que se estima la expansión del consumo de GN en las distintas
industrias que atiende (sobre todo de las generadoras eléctricas) y del consumo familiar (medido a partir del transporte hacia las
distribuidoras).
Ratificación de su Certificación a su Sistema de Gestión Integrada (SGI). La compañía cuenta con la certificación de su
Sistema de Gestión Integrada (SGI) en las normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001 para todos sus procesos, lo que la
convierte en la primera compañía de transporte de gas en el Perú que ha alcanzado estándares internacionales en cuanto a
gestión de calidad, medio ambiente y seguridad. Además ha logrado importantes avances en la optimización y refuerzo en la
seguridad de sus Sistemas de Transporte y en la detección de posibles fugas.
Análisis Sectorial
Para el cierre del 2016 se espera un crecimiento económico similar al 2015, lo cual significa una revisión a la baja de 0.2%
respecto al reporte de marzo 2016. Esta revisión adversa se debió (i) al deterioro de las perspectivas en el crecimiento de
Japón y el Reino Unido; y (ii) a la revisión a la baja en el crecimiento de Brasil. Asimismo, el crecimiento de EEUU en el 1T16
fue de 0.8%, menor al 1.4% alcanzado el trimestre anterior, producto de la caída en la inversión residencial (-6.2%) causada, a
su vez, por (i) el bajo precio del petróleo y las menores utilidades corporativas. Las exportaciones en EEUU también se
redujeron en el 1T16 a causa de la menor demanda global y la apreciación del Dólar. Asimismo, la inflación ha mantenido una
tendencia al alza, con una inflación subyacente cercana a la meta establecida por la Reserva Federal (FED) de 2.5% (2.3% a
May.16). Si bien la FED subió los tipos de interés de los fondos federales en el intervalo de 0.25%-0.50% debido a la tenue
tasa de crecimiento anual de EEUU (2.4%); y esperaba incrementar en dos tramos los tipos de interés en la medida que
observase señales de recuperación en la economía, la salida del Reino Unido de la Unión Europea (Brexit) generó
incertidumbre en el mercado financiero internacional y el refugio de las inversiones en activos considerados más seguros. En
consecuencia, la FED anunció que no subirá los tipos de interés de referencia en el transcurso del 2016.
Por otro lado, al cierre del primer trimestre del 2016, la tasa de crecimiento de la Zona Euro mejoró con respecto al trimestre
anterior al registrar una tasa de 2.2% (+1.7%, Dic. 2015)4 alcanzado la tasa obtenida el mismo mes el año anterior. Cabe
señalar que Estados Unidos y la Zona Euro están cada vez más expuestos a una debilidad de la demanda mundial producto
del Brexit. Por su parte el PBI de China al cierre del 1T16 creció 4.5%, y en términos anuales es el menor desde el primer
trimestre del 2009 (+6.7% 5 , Mar.16). Estas señales de desaceleración han sido acompañadas por menores presiones
deflacionarias, con una inflación de 2.0% anual, mientras que la inflación subyacente fue de 1.6%.
Al 1T16, continúa la recuperación de la economía peruana, aunque a tasas conservadoras. Al periodo mencionado, el impulso
fue generado principalmente de la minería e hidrocarburos, así como por el sector de electricidad y agua, mientras que el
crecimiento de los demás sectores no superó el 3%, siendo Manufactura el único que presentó una contracción. El BCRP
pronostica que el crecimiento para el 2016 y 2017 será de 4.0% y 4.6% respectivamente. Tasas inferiores a sus anteriores
predicciones que presenta el banco en sus respectivos reportes.
PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS
INDICADORES
PBI (var. % real)
PBI Electr. & Agua
PBI Minero (var. % real)
Consumo Privado (var. % real)
Remuneración Mínima Vital (S/.)
Inflación (var. % IPC)
Tipo de cambio promedio (US$)
Inversión Privada (S/. MM)
Inversión Pública (S/. MM)
Exportaciones (US$ MM)**
Importaciones (US$ MM)**
2011
2012
6.5%
7.6%
-3.6%
6.0%
627
0.39%
2.75
84,028
19,513
46,268
36,967
6.0%
5.8%
2.1%
6.1%
719
0.22%
2.64
97,020
23,399
46 228
41,113
ANUAL
2013
5.8%
5.5%
4.9%
5.3%
750
2.86%
2.70
103,266
25,898
41 826
42,191
2014
2015
TRIMESTRAL
Marzo 2016*
2.4%
4.9%
-0.9%
4.30%
750
3.20%
2.84
101,064
25,392
42 120
43,146
3.3%
6.2%
15.5%
3.4%
750
4.40%
3.19
96,645
23,494
46 059
45,998
4.4%
10.6%
23.4%
3.6%
850
4.30%***
3.41
20.3%
3.6%
7,638
8,358
PROYECCIONES ANUAL**
2016
2017
4.0%
7.8%
14.1%
3.5%
850
2,7%-3.2%
3.57
-1.0%**
10.3%**
50 346
49 147
4.6%
5.5%
8.3%
3.8%
850
2.0%-2.2%
3.68
4.0%**
7.9%**
54 090
52 410
*Estadísticas BCRP **Marco Macroeconómico Multianual 2017-2019 ****Inflación acumulada a 12 meses
Fuente: BCRP, MEF – Elaboración: PCR
Precios y márgenes internacionales
Durante los primeros meses del año se produjo una caída inesperada en la producción mundial de petróleo a causa del (i)
ataque a un oleoducto de ExxonMobil en Nigeria y (ii) a la cancelación de las exportaciones de petróleo de la compañía
Suncor Energy en Canadá, debido a un incendio en una región de arenas petrolíferas. En consecuencia, el precio del petróleo
ha experimentado una tendencia alcista a partir de marzo del 2016, donde si bien respecto al trimestre anterior no se observa
una diferencia significativa (+1.0%), según datos a mayo 2016 (46.8 US$/bbl) se observa un incremento considerable en el
precio del crudo WTI respecto a diciembre 2015 (+25.9%). Del mismo modo, el precio del crudo Brent al primer trimestre del
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5
Tasas de crecimiento anualizadas del GDP de la Euro Zona, revisado por la oficina de estadísticas de la Unión Europea (Eurostat).
Tasa anualizada.
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2016 se ubicó en 38.2 US$/bbl, y si bien no existe una diferencia significativa respecto al trimestre anterior (+0.5%), a mayo
2016 (46.9 US$/bbl) el aumento respecto a diciembre 2015 es de 23.3%.
EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES MARCADORES INTERNACIONALES
WTI y Brent
(US$ por barril)
HH y MBT
(US$/MMBTU)
14
150
135
120
105
90
75
60
45
30
15
0
mar-2016
12
10
8
6
4
2
0
mar-2006
mar-2007
mar-2008
mar-2009
Henry Hub
mar-2010
mar-2011
mar-2012
mar-2013
Mont Belvieu Texas
Fuente: EIA / Elaboración PCR
mar-2014
mar-2015
WTI
Brent
A marzo del 2016 el precio promedio del Henry Hub 6 (HH) disminuyó a 2.0 US$/MMBTU (marzo 2015: 2.9 US$/MMBTU).
Según las proyecciones de EIA, este espera que el precio promedio del Gas Natural se ubique en 2.2 US$/MMBTU el 2016 y
3.0 US$/MMBTU el 2017, respecto al promedio de 2.6 US$/MMBTU que hubo el 2015.
Producción de Hidrocarburos
Actualmente en el Perú existen diez empresas en fase de extracción de GN, siendo únicamente la producción del yacimiento
de Camisea, la que se comercializa a nivel residencial, comercial e industrial a gran escala. El remanente de empresas que
vende el GN a menor escala, lo destinan a empresas industriales, con las que mantiene contratos, o a empresas de
generación eléctrica de terceros como en el caso de Petrotech (Savia) y Aguaytía Energy. La tendencia positiva en la
producción de GN se inició con la apertura de producción del Lote 88 en el 2004 y del Lote 56 en el 2010, ambos operados por
Pluspetrol Peru Corporation, registrando así una tasa de crecimiento compuesta anual del 31.13%7 durante los últimos 10
años.
La producción acumulada de petróleo pasó de 1.91 MM BBL (marzo 2014) a 1.22 BBL (marzo 2016), explicado por la menor
producción de los lotes Z-2B (Savia Perú), Z-1 (BZP Exploración & Producción S.R.L.) y 8 (Pluspetrol Norte S.A.). Además, los
lotes 131 (Cepsa Peruana SAC) y 192 (Pacific Stratus Energy) no registraron producción alguna. En el primer lote
mencionado, finalizaron los contratos de almacenamiento y producción que poseía; mientras que, en el lote 192, el cese de la
producción de debió al cierre del Oleoducto Norperuano producto de los derrames de petróleo. Dentro de los lotes que
presentan mayor representatividad en la producción nacional se encuentra al Lote X, operado por la Corporación Nacional de
Petróleos de China (CNPC) con 26.6% de la producción nacional de petróleo, seguido del Lote X con Lote Z-2B con 21.69%,
operado por SAVIA y el tercer lugar lo ocupa Pluspetrol Norte con una participación del 15.3%. Cabe precisar que la caída de
la producción del petróleo se encuentra relacionada a los bajos precios internacionales de petróleo en los últimos meses, lo
cual afecta la producción de hidrocarburos líquidos, a raíz de la alta correlación que existe entre el precio del petróleo y los
líquidos de gas natural.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (MILES BBL)
2,000
PRODUCCIÓN DE LGN (MM BLS)
g=-18.65%
120
96
1,600
72
1,200
48
800
24
Selva
Repsol Lote 57
Aguaytía
Savia
Pluspetrol Lote 88
mar-16
2015
mar-15
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
mar-16
2006
mar-15
Zócalo
2005
mar-14
Costa norte
2004
mar-13
2003
0
0
2002
400
Pluspetrol Lote 56
Fuente: PERUPETRO / Elaboración PCR
Por otro lado, la producción acumulada de Gas Natural se redujo en 2.1% con respecto al trimestre anterior, pero aumentó
3.7% a comparación de marzo 2015. Al cierre del primer trimestre del 2016, la producción acumulada ascendió a 43,097,901
MMBTU, en tanto el volumen promedio de GN pasó de 1,326,581 MCFD (Dic.15) a 1,297,819 MCFD (Mar.16), es decir, se
redujo por la menor extracción de Pluspetrol Lote 56, que implicó una caída de 33,882 MMPCD en el total de la producción de
GN. No obstante, la producción de Repsol Lote 57 compensó parcialmente el descenso de la producción del GN con un
crecimiento en 22.5%. La participación en la producción de gas natural en el Perú está compuesta por: Pluspetrol Perú
Corporation S.A. (88.5%), seguido de Repsol Exploración Perú (7.0%) y Aguaytía (1.1%), entre otros.
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Precio promedio entre enero y marzo (primer trimestre) de los años indicados.
Tasa de crecimiento promedio anual. Para el cálculo se ha tomado como referencia los cierres de año del 2004 y 2014. Fuente: PERUPETRO.
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Finalmente, en el caso de la producción de Líquidos de Gas Natural (LGN), ésta registró un promedio de 97.09 MMBPD al
primer trimestre de marzo 2016 (Dic.15: 102.0 MMBPD), lo cual significó una reducción de 4.88 MMBPD respecto al trimestre
anterior y de 5.1 MMBPD en comparación con marzo 2015 (102.1 MMBPD). Dicha variación se explica principalmente por la
menor producción de los lotes 88 y 56 (Pluspetrol Perú Corporation S.A.), empresa que cuenta con el 90.6% de la producción
nacional. La participación restante se divide entre las siguientes empresas: Repsol Exploración Perú (6.3%), Aguaytía Energy
del Perú S.A. (1.9%) y Savia Perú (1.2%). Si bien Repsol lote 57 y Pluspetrol lote 56 presentaron un leve crecimiento, este no
sopesó la caída de la producción de LGN de los lotes 88 y 56.
Aspectos Fundamentales
Reseña
El 20 de octubre de 2000 se adjudicó la concesión del transporte de GN y LGN para Lima y Callao al consorcio conformado por
Tecgas N.V. (Tecgas), Hunt Oil Company of Perú L.L.C. (Hunt), Pluspetrol Resources Corporation (Pluspetrol), SK Corporation,
L’Entreprise National Sonatrach (Sonatrach) y Graña y Montero S.A.A. (G&M), empresas que constituyeron luego Transportadora de
Gas del Perú S.A. (TgP), que fue designada como Sociedad Concesionaria de acuerdo a lo estipulado por las bases del concurso
público y los Contratos BOOT8. Así, TgP nace el 02 de noviembre de 2000, teniendo como objeto social el transporte por ductos de
gas natural (GN) y líquidos de gas natural (LGN); distribución de GN por red de ductos; diseño, suministro de los bienes y servicios
para la construcción, operación, mantenimiento y reparación de la red de tales ductos; construcción de otras obras e instalaciones
necesarias para la prestación de servicios públicos de transporte por ductos de GN y LGN; y cualquier actividad relacionada, sea por
concesión pública o privada.
Proyecto Camisea
Camisea es un proyecto energético que se desarrolló en tres etapas: (i) la explotación de los yacimientos de GN de Camisea cuya
licencia fue adjudicada al consorcio liderado por Pluspetrol, y en el que participan Hunt Oil, SK Corporation (SKC) y Tecpetrol; (ii) la
construcción, propiedad y operación de dos ductos, uno para el transporte de GN y otro para LGN, cuya licencia fue adjudicada al
grupo conformado por Tecgas, Hunt Oil, Pluspetrol, SK Corporation (SKC), Sonatrach, Suez - Tractebel9 (quien ingresó como
accionista de TgP en el año 2002) y G&M. Estas compañías luego constituyeron TgP con el fin de desarrollar el Sistema de
Transporte; y, (iii) la construcción, propiedad y operación de una red de distribución para GN en Lima y Callao, la cual estuvo a cargo
de Suez - Tractebel quien desarrolló el proyecto de distribución mediante su subsidiaria GNLC.
ESQUEMA DEL PROYECTO DE EXPLOTACIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS DE CAMISEA
Explotación
(Consorcio PLUSPETROL)
Transporte
(Consorcio TGP)
Distribución Lima
(GNLC-Tractebel)
Gas Natural
Gas Natural Seco
Planta de Separación
Las Malvinas
Yacimientos Camisea
San Martín - Cashinari
City Gate Lurín-Lima
Exportación LNG Cañete,
Hunt Oil
Líquidos de Gas
Natural
Gas seco
(reinyección)
Planta de Fraccionamiento
Lobería- Pisco
PLUSPETROL
Gas Natural Seco (Mercado Interno)
Gas Natural Licuefactado
(Mercado Externo)
(Perú LNG)
Diesel 2
Gasolinas
GLP (Mercado Interno y Externo)
Fuente: Oficina de Estudios Económicos - OSINERG/ Elaboración: PCR
Accionistas, Directores y Plana Gerencial
Durante los primeros meses del año 2014 se incluyeron cambios importantes en el accionariado de TgP. En primer lugar figura la
salida de Hunt Pipeline Company (consorcio de Hunt Oil y Repsol) por el ingreso de Enagás, concretado a finales de marzo 2014.
La última es una compañía española cuyo inicio de operaciones se remonta al año 1972, cuenta con presencia internacional a
través de su participación accionarial en el sector de gas en México y Chile, y su experiencia la consolida como líder en transporte,
regasificación y almacenamiento de GN en España, lo cual brinda un mayor expertise en la actividad de transporte en comparación
a Hunt y Repsol, ya que estas se encuentran más enfocadas a las actividades de extracción y producción. Cabe resaltar que en julio
2014 Enagás, bajo el consorcio conformado junto a Odebrecht, adjudicó el Proyecto Gasoducto Sur Peruano. En términos de
calificaciones internacionales, en octubre 2015, una calificadora de riesgo internacional otorgó a Enagás S.A. y Hunt Oil Co. los
grados A- y BBB- respectivamente. La participación inicial de Enagás fue de 22.38%, sin embargo, en julio 2014 le trasfirió el 2.38%
de participación a su subsidiaria 1915279 ONTARIO INC (Adquirida en agosto 2014 por Carmen Corporation). En julio del 2015,
Enagás compró el 0.40% de la participación de Corporación Financiera de Inversiones y el 3.94% de SK Innovation Co,
posteriormente, en abril 2016 adquirió el 1.64% de la participación de Graña y Montero S.A.A. De esta manera, Enagás se convirtió
en el accionista mayoritario de la empresa Transportadora de Gas del Perú de manera directa al contar con el 25.99% del total de
las acciones.
En segundo lugar, se suscitó el ingreso de Canada Pension Plan Investment Board (CPPIB), organización canadiense encargada de
la administración de los activos del sistema de pensiones de dicho país; éste diversifica su portafolio de inversiones en public y
private equity, infraestructura, instrumentos de renta fija e inmuebles. A diciembre 2015, cuenta con un fondo de C$ 282.6 mil
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Build, own, operate and transfer.
El actual operador de GNLC es Ashmore Internacional.
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millones. Su experiencia en los sectores de GN y transporte se sustenta en sus inversiones en Canadá y Noruega (hidrocarburos y
gasoducto, respectivamente) y Chile (operación y propiedad de algunas carreteras). La participación de CPPIB en TgP inició en
febrero 2014 con la compra, mediante su subsidiaria Carmen Corporation, del 10.43% de participación que mantenía indirectamente
G&M. A finales de dicho mes, Carmen Corporation adquirió, en manera de adquisición preferente, el 23.61% de participación de
Tecgas Camisea S.A. (Ahora Tecgas Camisea Inc.) y Tecgas NV (Ahora Tecgas Inc.). En julio 2014 la misma empresa obtuvo el
100% de acciones de Cuzco Corporation, la cual era subsidiaria de Corporación Financiera de Inversiones (CFI).
Luego, en el mes de agosto 2014 adquirió la empresa 1915279 ONTARIO INC. y con ella la participación indirecta adicional de
2.38%. Posteriormente, en agosto del 2015, Carmen Corporation adquirió el íntegro de las acciones representativas del capital
social de las empresas La Miranda LP y La Habanera LP, que poseen respectivamente el 0.74% y 7.25% de las acciones de
Transportadora de Gas del Perú S.A. (dichas empresas compraron acciones de TgP en julio 2015). De acuerdo con ello, CPPIB se
posiciona indirectamente como el principal accionista de TgP con una participación indirecta total de 44.77%.
Entre los accionistas que mantienen una participación mayor a 8.00% en TgP se encuentran:
Enagás (25.99%). Empresa española creada en 1972 y principal compañía de transporte de gas natural en de ese país. Tiene
amplia experiencia internacional con presencia en México, Chile, Suecia y en el proyecto Trans Adriatic Pipeline que unirá Turquía
con Italia, a través de Grecia y Albania por medio de un gaseoducto. En el Perú es uno de los principales accionistas de TgP y
además se le adjudicó, junto a Odebrecht, la construcción, operación y mantenimiento del Gaseoducto del Sur Peruano.
Tecgas Camisea Inc. (23.60%). Establecida en el año 1997, es el principal accionista de TgP. Tecgas formaba parte del Grupo
Techint, dedicada a proyectos energéticos y a la operación de proyectos de transporte y distribución de gas. Actualmente es
subsidiaria de Carmen Corporation.
SIPCO Perú Pipelines Corporation (21.18%). Empresa perteneciente a Sonatrach Perú, Compañía internacional, dedicada a la
industria del petróleo y gas y sus derivados: exploración y producción, transporte, refinación petroquímica, comercialización,
ingeniería, construcción, mantenimiento y distribución.
Carmen Corporation (13.92%). Adquirió en el año 2005 de su ex empresa relacionada Pluspetrol la cantidad de 19’070,000 acciones
representativas del capital social de TgP. Posteriormente, durante el año 2013 e inicios del año 2014 se suscitaron diversas
negociaciones con lo cual Carmen Corporation cuenta con 28’990,602 acciones representativas. Actualmente su propietaria es
Canada Pension Plan Investment Board (CPPIB).
International Power S.A. (8.07%). División de GDF Suez - Tractebel S.A., responsable de proveer servicios energéticos fuera de
Europa. Su principal actividad es desarrollar y administrar proyectos de energía y gas, además de ofrecer soluciones energéticas a
clientes tanto comerciales como industriales a nivel internacional.
COMPOSICIÓN DE ACCIONISTAS - JULIO 2016
ACCIONISTAS
PARTICIPACIÓN
Enagás Internacional, S.L.U*
Tecgas Camisea Inc.
SIPCO Peru Pipelines Corporation
Carmen Corporation
International Power S.A.
La Habanera LP
Tecgas Inc.
Total
*La participación de Enagás
MATRIZ
CALIFICACIÓN INTERNACIONAL
DE LA MATRIZ
25.99%
Enagás S.A.
A23.60%
Carmen Corp. - CPPIB
Aaa
21.18%
Sonatrach
13.92%
CPPIB
Aaa
8.07%
International Power PLC.
Baa2
7.25%
Carmen Corp. - CPPIB
Aaa
0.00%
Enagás S.A., GyM, CPPIB
Aaa
100%
Internacional, S.L.U. pasó de 24.35% a 25.99% en abril 2016.
Fuente: TgP / Elaboración PCR
A la fecha de elaboración del presente informe, los Directores y Plana Gerencial de Transportadora de Gas del Perú son:
DIRECTORIO
Alfredo Ergas Segal
Rafael Gonzáles Rodríguez
Karim Ait Said
Hector Coppelotti
Hernando Graña Acuña
Bruce Hogg
Julio Luque Badenes
COMPOSICIÓN DE DIRECTORIO Y ESTRUCTURA ADMINISTRATIVA (MAYO 2016)
PLANA GERENCIAL
Presidente
Adolfo Gustavo Heeren Ramos*
Gerente General
Vicepresidente
Tomas Pastor Delgado Farizo
Gerente de Administración y Finanzas
Director
Rafael Michel Guarderas Radzinsky
Gerente de Relaciones Institucionales y Gestión Social
Director
Renzo Jorge Luis Viani Velarde
Gerente Legal
Director
Jose Luis Lanziani**
Gerente Técnico Operativo
Director
Director
*Desde el 31 de agosto del 2015 / ** Desde diciembre 2015
Fuente: TgP / Elaboración: PCR
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Desarrollos Recientes
 El 21 de abril de 2016, se informó que la empresa Enagás Internacional, S.L.U compró las acciones de la empresa Graña y
Montero S.A.A. De esta manera, la participación en el accionariado de Enagás Internacional, S.L.U aumentó de 24.35% a 25.99%.
 El 29 de marzo de 2016 se llevó a cabo la Junta de Accionistas Obligatoria Anual en donde se eligió al Directorio de la empresa
(vigencia hasta marzo 2019) y al Presidente y Vicepresidente del Directorio (vigencia hasta marzo 2017).
 El 19 de enero de 2016, TgP informó sobre la fuga en el ducto de líquidos de gas natural, en particular en el Kp 56 del sistema de
transporte (La Convención, Cusco) por lo que detuvo el transporte del mismo. En seguida activó el Plan de contingencia, y para el
día 20 de enero se iniciaron las labores de reparación. Posteriormente, el 01 de febrero de 2016 se reanudo gradualmente el
servicio de transporte de LGN hacia la costa.
 El 02 de diciembre de 2015, se informó que la empresa La Miranda LP fue absorbida por Carmen Corporation. Por lo tanto, la
participación de ésta última llegó a 13.918% (participación directa) y 30.848%(participación indirecta).
 El 26 de noviembre 2015, en la Junta Universal de Accionistas de TgP se acordó la distribución de utilidades por USD 75.00MM
correspondiente al ejercicio del año 2014.
 El 31 de agosto de 2015, la Junta Universal de Accionistas acordó la elección de los Directores de TgP por 3 años, asimismo, el
Presidente y el Vicepresidente de Directorio fueron elegidos por una vigencia de 1 año, también fue nombrado el Gerente General.
Ambas decisiones tuvieron vigencia hasta marzo 2016.
 El 19 de agosto de 2015, dio a conocer que su accionista Carmen Corporation adquirió el íntegro de acciones representativas del
capital social de La Miranda LP y La Habanera LP, quienes poseen respectivamente 0.74% y 7.25% de acciones de TgP. Luego
de esta transferencia, Carmen Corporation mantenía una participación directa de 13.18% e indirecta de 31.59% del capital de TgP.
 El 16 de julio de 2015, TgP informó sobre un acuerdo de cambio en la Gerencia General, y la transferencia de acciones
representativas del capital social que mantenía SK Innovation Co. LTD. (11.19%). El 7.25% lo adquirió la empresa La Habanera
L.P. y el 3.94% restante lo compró la empresa Enagás Internacional, cuyos porcentajes de participación alcanzaron los 7.25% y
24.35%, respectivamente.
 El 14 de julio de 2015, TgP comunicó la transferencia del 0.40% de acciones representativas del capital social de Corporación
Financiera de Inversiones S.A. a favor de Enagás Internacional S.L.U., cuya participación ascendió al 20.40% al contar con 42,
500,061 valores de TgP.
Operaciones
TgP fue el responsable de la construcción y actualmente es el operador de los ductos que constituyen el Sistema de Transporte del
Proyecto Camisea. TgP decidió encargar la construcción del Sistema y suministro de las tuberías al Grupo Techint, a través de la
firma de un contrato EPC10 por un monto de USD 571.6 MM que, a su vez, regula dos contratos: el de construcción de obras y el de
suministros. Posteriormente, TgP alcanzó el “Mechanical Completion” dando el plazo para la realización de las pruebas necesarias
para certificar la puesta en marcha de la operación comercial que se llevó a cabo en agosto 2004. El Sistema comprende dos ductos
que van paralelos desde el campo de explotación de Camisea (Lote 88) hasta el punto de derivación en la costa peruana.
TRAYECTORIA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL Y GLP
Fuente: OSINERGMIN / Elaboración: PCR
El Sistema de Transporte se inicia en la cuenca Amazónica de Malvinas, en el distrito de Echarate, departamento del Cusco,
atraviesa la Cordillera de los Andes y llega a las costas del Océano Pacífico. A lo largo de su recorrido, el sistema atraviesa las tres
regiones geográficas del Perú, incluyendo 57 cruces de ríos y tres túneles de 251, 365 y 730 m. de longitud, respectivamente.
Ambos ductos corren en paralelo, desde la planta separadora (ubicada en Malvinas), hasta el Punto de Derivación, ubicado en la
progresiva (KP) 520, en las cercanías de la localidad de Humay a unos 40 km. de la ciudad de Pisco. En este punto, el ducto de GN
cambia de orientación hacia el City Gate, ubicado en Lurín, mientras que el ducto de LGN finaliza su recorrido en la Playa Lobería,
donde se ubica la planta de fraccionamiento de líquidos de gas natural, operada por Pluspetrol.
10
Contrato EPC: engineering, procurement and construction.
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Con la implementación del proyecto Camisea, desde el año 2004 los principales sectores económicos empezaron a utilizar el
GN como una fuente alternativa para el funcionamiento de sus industrias, en relación a su menor precio frente a los bienes
sustitutos y a su menor impacto ambiental. Como consecuencia de ello, y en relación al ciclo expansivo de la economía
peruana durante la última década, TgP de manera coordinada con el Estado realizó proyectos de inversión para expandir la
capacidad de transporte de GN hasta 450 MMPCD para lo cual se instaló una planta compresora de 72,000 HP de potencia al final
del ducto de 32”, y un ducto paralelo (“loop”) en la Costa con una longitud aproximada de 105 Km y 24” de diámetro. De esta manera
se alcanzó la capacidad instalada de 450 MMPCD en diciembre 2009, con una inversión de USD 318 MM cuyo periodo de ejecución
se extendió entre los años 2007 al 2009. Es de indicar que con los subsiguientes proyectos de expansión, la capacidad alcanzada a
abril 2014 ascendió a 655 MMPCD, la cual se sigue manteniendo a la fecha.
Contratos BOOT
Con la adjudicación de las concesiones, TgP en calidad de sociedad concesionaria deberá construir, reparar, conservar y explotar el
Sistema de Transporte de GN (El Sistema) por ductos de Camisea al City Gate y de LGN desde Camisea hasta la Costa. Los
principales aspectos de ambos contratos BOOT se resumen a continuación:
 El plazo de la concesión es de 33 años contados a partir de la fecha de la firma del contrato BOOT11, al término del cual, el
Concesionario podrá solicitar la prórroga de la vigencia del contrato. Sin embargo, el plazo total de la concesión no podrá ser
mayor de 60 años. Al finalizar dicho plazo, TgP está obligada a transferir la propiedad de las instalaciones al Estado Peruano a su
valor en libros a esa fecha.
 El operador (Tecgas) deberá mantener una participación mínima de 20% del capital social suscrito y pagado de TgP ya sea de
manera directa o indirecta durante los primeros 10 años de la concesión.
 TgP entregó una garantía de fiel cumplimiento de hasta por USD 92 MM, a través de una carta fianza abierta en el Banco Wiese
Sudameris (hoy Scotiabank) que se constituye en garantía solidaria, sin beneficio de excusión, incondicional, irrevocable y de
ejecución automática a favor de la República del Perú.
 TgP deberá contratar y mantener pólizas de seguro que cubran el valor de reposición de los bienes de la concesión; de
responsabilidad civil contractual y extra contractual contra cualquier daño, perjuicio, pérdida o lesión que pudiese ocasionar a
personas y bienes y que cubran el valor de las pérdidas de gas transportado a través de El Sistema como consecuencia de un
siniestro.
Servicio de Transporte de GN por ductos desde Camisea hasta el City Gate en Lima: De acuerdo con el contrato BOOT, las
leyes y reglamentos aplicables, TgP en su calidad de concesionario de una Red Principal de Transporte estaba en su derecho de
percibir un ingreso garantizado tal que permita la recuperación del costo total del servicio (acordado entre la compañía y el Estado
Peruano en el momento de la subasta) más una rentabilidad razonable durante un periodo de 30 años (período de recuperación). El
costo total de servicio acordado fue de USD 956.34 MM (actualizados a marzo 2003) e incluyó todas las inversiones de las obras
comprometidas, los costos de operación y mantenimiento, el gas natural requerido para el llenado y operación y mermas de gas
hasta por 1% del volumen transportado. Así, los ingresos por el servicio de transporte de gas se componían de la siguiente manera:
Ingreso Garantizado = GRP + Ingreso Esperado.
La Garantía por Red Principal (GRP) fue diseñada para compensar a TgP durante los primeros años de operación comercial y
mientras la demanda por capacidad de transporte sea menor a 380 MMPCD (los primeros 7 años de operación) y menor a 450
MMPCD a partir del año 8 y hasta el vencimiento. Desde mayo 2009 esta GRP es cero, debido a que TgP alcanzó la capacidad
mínima garantizada de 450 MMPCD a través de la firma de los respectivos contratos en firme de transporte. Esta capacidad, como
se mencionó anteriormente, se había previsto alcanzar recién en el año 2016, lo que demuestra tanto la solidez de los ingresos de
TgP, como su compromiso con el crecimiento energético y de la economía peruana. Asimismo, de acuerdo al contrato BOOT, una
vez alcanzada la capacidad mínima garantizada de 450 MMPCD, se estableció la tarifa base como tarifa única de transporte (tanto
para clientes generadores como industriales). Es así que la tarifa percibida por TgP está compuesta por la tarifa base, la cual es
reajustada por la inflación de Estados Unidos (PPI) los 1ero de marzo de cada año. Actualmente la tarifa de transporte de GN es de
0.89 USD/MPC + PPI.
Finalmente, se debe mencionar que a partir de junio 2010, TgP percibe ingresos provenientes del transporte de GN en firme por
Perú LNG (PLNG), los cuales representan un ingreso promedio aproximado de USD 80 MM anuales. La tarifa establecida para este
servicio está indexada al precio Henry Hub y tiene un límite mínimo de 0.29 USD/MPC y un máximo de 0.48 USD/MPC.
Servicio de Transporte de LGN por ductos desde Camisea hasta la Costa: En el contrato BOOT se determina la fórmula de
calcular la tarifa máxima que TgP puede cobrarle a los usuarios de este servicio. Esta tarifa también es calculada en Dólares
Estadounidenses y será ajustada anualmente por variaciones en el índice de precios al productor de Estados Unidos de
Norteamérica (PPI). La tarifa ha sido diseñada para permitir que la sociedad concesionaria recupere el costo total del servicio
(acordado entre la compañía y el Estado Peruano en el momento de la subasta) más una rentabilidad razonable durante un periodo
de 30 años (período de recuperación). El costo total de servicio acordado fue de USD 401.37 MM12 (en Dólares actualizados a
marzo 2003) y que fue determinado sobre la base del valor presente del retorno esperado por los inversionistas del capital, costos
operativos e inversión de la construcción y operación del ducto durante la vida útil de la concesión. En este caso, TgP y el Consorcio
11
Los contratos BOOT (Build Own Operate & Transfer) fueron firmados el 9 de diciembre de 2000 por los representantes del Concedente y de la Sociedad
Concesionaria (Ministerio de Energía y Minas y TgP).
12
Considerando una capacidad contratada de 50Mbblpd, el costo del servicio asciende a USD361.39 MM (en Dólares actualizados a marzo de 2003).
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Productor de Camisea (CPC) firmaron el 30 de Diciembre de 2003 un contrato Ship or Pay para el transporte LGN. En dicho
acuerdo, el CPC garantiza a la Sociedad Concesionaria la recuperación del costo del servicio de transporte mediante la contratación
a firme de una capacidad equivalente a 50 Mbblpd con una tarifa de 3.51 USD/bbl, la cual es ajustada mensualmente por PPI.
Es importante mencionar que, el 2 de septiembre de 2009 se firmó una adenda al contrato firmado el 30 de Diciembre de 2003 y un
contrato adicional, con los cuales se acordó ampliar gradualmente el servicio de transporte de líquidos hasta los 110 Mbblpd,
incrementándose a la vez la tarifa de transporte de LGN. A partir de ello, actualmente se maneja una tarifa de 3.51 USD/bbl.
Asimismo, a partir de lo establecido en dichos acuerdos, TgP recibiría ingresos anuales de aproximadamente USD 134 MM, USD
165 MM y USD 106 MM durante los periodos 2009-2011, 2012-2024, y 2025-2033, respectivamente.
Proyecto de Expansión
En línea con el ritmo de crecimiento económico del Perú en los últimos años, el Estado Peruano solicitó a TgP evaluar las obras e
inversiones necesarias para ampliar el sistema de transporte de GN por encima de los 450 MMPCD para el mercado local, con la
finalidad de atender satisfactoriamente la creciente demanda interna. En este sentido, la Empresa planificó las inversiones
necesarias para la expansión del sistema de transporte, tanto de GN como de LGN, y así se estimaba cubrir la demanda con el
transporte potencial de 920 MMPCD, esto bajo la suscripción en abril 2011 de una adenda al Contrato BOOT con el Estado. Para
cumplir este objetivo, se tenía previsto realizar las siguientes inversiones:
a) Construcción e instalación de una Planta Comprensora a ubicar en la progresiva kilométrica KP 127, es decir, en la zona
selva entre Malvinas y Chiquintirca. La planta en cuestión está situada en un terreno de propiedad de la Sociedad de la localidad
de Kepashiato, y consistía en tres equipos turbocompresores (TTCC) de 18,000 HP cada uno, con representación de una
potencia total instalada de 54,000 HP. El diseño de esta planta fue concebido para que la misma pueda ser expandida con
facilidad con el agregado de una máquina adicional si fuese necesario. Si bien las actividades de construcción de esta etapa
fueron suspendidas por hechos de violencia ocurridos en el año 2012, los trabajos se retomaron en mayo 2013 en coordinación
con las Fuerzas del Orden del Estado y siguen en ejecución al cierre del presente informe.
b) Loop Sur, consistía en un ducto de 55 km de longitud paralelo al existente; sin embargo, las obras de expansión fueron
suspendidas por los problemas de seguridad y disturbio del orden interno en la zona donde se realizaba la ampliación. El
Gobierno Peruano realizó una declaración de fuerza mayor en abril 2012. En agosto 2012, declaró en estado de emergencia el
distrito de Echarate, provincia de La Convención, región Cusco. El Estado realizó esfuerzos para ofrecer seguridad en la zona
donde se ejecutaban las obras; no obstante, hacia septiembre 2013 no fue posible otorgar la seguridad suficiente para ejecutar
el proyecto y, considerando que los trabajos estaban suspendidos desde abril 2012, se propuso redefinir las obras de expansión.
A partir de los hechos mencionados, el 14 de septiembre de 2013, TgP y el Estado Peruano firmaron una adenda al contrato BOOT
de Concesión de transporte de GN de Camisea al City Gate, a través del cual se redefinieron las características de la Ampliación
Prevista de la capacidad de Transporte de GN de la Sociedad Concesionaria a 920 MMPCD por medio de las siguientes obras:
a) Continuación de la construcción e instalación de la Planta Comprensora a ubicar en la progresiva kilométrica KP 127,
además de las características señaladas anteriormente, incluye un equipo turbocompresor (TTCC) adicional, es decir, hasta
alcanzar una potencia total instalada de 72,000 HP con el objetivo de aumentar la capacidad de compresión. La filosofía
operativa de diseño es tal que la planta pueda mover el volumen objetivo de 920 MMPCD con solo tres TTCC manteniéndose la
cuarta máquina en stand by, a efectos de aumentar y garantizar la confiabilidad y disponibilidad operativa de la misma. Esta obra
cuenta con una inversión de USD 300 MM e inició su operación comercial el 22 de abril 2016.
b) Loop Costa entre Chilca y Lurín (Loop Costa II), se construyó con una tubería de 24 pulgadas de diámetro, tiene una longitud
aproximada de 31 kms y se extiende desde Chilca (progresiva kilométrica KP 699), y se conecta con el Loop Costa existente,
hasta Lurín (progresiva kilométrica KP 730), donde se conecta al City Gate Lurín. Su implementación se realizó en el mismo
derecho de vía del ducto de 18 pulgadas existente, ubicándose a una distancia nominal de 10 m, respecto al mismo y contempla
una inversión aproximada de USD 45MM. Su operación comercial inició en abril 2016.
c) Derivación Principal Ayacucho, con una inversión estimada ascendente a USD 50MM, está conformada por el Gasoducto o
Ramal que la Sociedad Concesionaria se compromete a ejecutar conforme al Contrato, mediante el cual prestará el Servicio de
Transporte de Gas desde su punto de inicio hasta el punto de entrega ubicado en el City Gate de la ciudad de Ayacucho,
Provincia de Huamanga, Región Ayacucho, proyectándose en un futuro a iniciar un ramal que podría llegar en el futuro a Huanta
y Huancayo. Esta obra tiene un estimado de finalización de construcción en setiembre 2016.
PROYECTO DE EXPANSIÓN A 920 MMPCD
OBRA
AVANCE
Construcción e instalación de Planta Compresora en la progresiva kilométrica KP 127
Loop Costa II
Derivación Principal Ayacucho
Finalizado
Finalizado
En construcción
PUESTA EN
MARCHA
INVERSIÓN
ESTIMADA
2016
2016
2016
USD 300 MM
USD 45 MM
USD 50 MM
Fuente: TgP / Elaboración: PCR
Las obras antes mencionadas serán financiadas con la caja que posee TgP así como la generación de recursos futuros. Dado el
grado de avances de las obras, para el año 2016 se estima un CAPEX mucho menor ascendente a USD 86MM. Asimismo, el inicio
de operaciones del proyecto se llevó a cabo el 22 de abril 2016. La paralización experimentada en el desarrollo del proyecto inicial
generó sobrecostos, los mismos que no fueron atribuibles al valor de las obras de expansión del año 2012; sin embargo, para el
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ejercicio del año 2013 se generaron cargos a resultados debido a los castigos por servicios contratados en ese proyecto (gastos de
supervisión y logística). Es de señalar que dichos castigos no representaron una salida de efectivo para TgP.
Análisis Financiero
Eficiencia Operativa
Los ingresos totales de TgP se derivan de tres tipos de servicios de transporte. En primer lugar se encuentran los ingresos
provenientes del transporte de GN destinado al mercado local; respecto a este, la empresa cuenta con una cartera de clientes
conformada principalmente por empresas de generación de energía eléctrica, compañías de distribución (clientes regulados) y
grandes industriales. En segundo lugar, TgP percibe ingresos por el transporte de GN con destino al mercado internacional,
bajo el contrato con PLNG. Por último, registra ingresos por el transporte de LGN teniendo como único cliente al Consorcio
Productor de Camisea.
Para la prestación del servicio de transporte, se mantienen dos modalidades de contratación, siendo estos (i) el servicio de
transporte firme (también llamado ship or pay), donde el usuario denota una capacidad reservada diaria fija, con el pago
independiente del uso, y (ii) el servicio de transporte interrumpible, donde el usuario establece una cantidad máxima diaria de
transporte realizando únicamente el pago asociado al uso efectivo de la red de transporte; sin embargo, este tipo de
contratación se encuentra sujeto a la disponibilidad de capacidad. En ese sentido, los ingresos por concepto de transporte de
GN están guiados por las tarifas determinadas según lo establece el contrato BOOT de Concesión, las cuales son ajustadas
por el U.S. Producer Price Index (PPI).
COMPOSICIÓN DE LA CARTERA DE CLIENTES – MERCADO LOCAL
Generadoras eléctricas
EDEGEL S.A.A.
EGASA
EGESUR
ENGIE
Fenix Power S.A.
Kallpa Generación*
SDF Energía S.A.C.
Termochilca
Distribuidoras
Cálidda
Contugas S.A.C.
Industriales
Alicorp S.A.A.
Cerámica Lima S.A.
Cerámica San Lorenzo S.A.C.
Corporación Cerámica S.A.
Minsur S.A.
Owens-Illinois Perú S.A.
Pluspetrol Perú Corporation S.A.
Refinería la Pampilla**
Sudamericana de Fibras S.A.
UNACEM
PARTICIPACIÓN DE CLIENTES DEL MERCADO LOCAL
100%
24.01%
23.85%
7.25%
7.14%
68.74%
69.01%
80%
60%
40%
20%
0%
*Desde abril 2014 incluye el contrato de Kallpa Generation y Duke Energy Egenor
/ **A partir de octubre 2014
Fuente: TgP / Elaboración PCR
mar-15
Distribuidora
mar-16
Industrial
Gene. Electrica
Fuente: TgP / Elaboración PCR
Al cierre del 1T 2016, para el servicio de transporte de GN se mantiene contrato con 21 empresas (incluyendo a PLNG13), el
cual se ha mantenido respecto al mismo periodo del año 2015. Los ingresos bajo este rubro alcanzaron la suma de USD
89.70MM (+USD 2.50MM, +2.86% vs 1T 2015). Dichos ingresos siguen una distribución por cliente liderada por PLNG,
empresa que procesa el GN proveniente de los Lotes 56 y 88 para la obtención de gas natural licuefactado (GNL) que tiene
como destino final el mercado internacional, cuyos ingresos participan del 23.24% del total. El segundo cliente más relevante
es Cálidda que representa el 17.15% de ingresos, siendo la empresa encargada de la distribución de GN en Lima y Callao. Le
siguen empresas generadoras de energía como Kallpa Generación (14.24%), Edegel 14 (13.14%) y Engie(12.28%).
En particular, el servicio de transporte con destino al mercado local generó ingresos derivados del servicio a empresas
generadoras (69.01% del total de ingresos), hacia empresas distribuidoras (23.85%) y clientes industriales (7.14%). De otro
lado, el servicio al mercado local se encuentra contratado al 100% de la capacidad instalada (655 MMPCD) bajo la modalidad
de transporte firme (ship or pay). Así, al cierre de 1T 2016, el volumen promedio de GN transportado ascendió a 15.29MM
m3/día, siendo ligeramente menor (-0.47%) frente al volumen promedio del 1T 2015. El comportamiento del volumen hacia el
mercado local fue guiado por la disminución del volumen promedio transportado a Cálidda (-4.37%), Enersur (-18.86%) y Fenix
Power (-36.25%). Cabe indicar que en el caso de las generadoras, su evolución responde al periodo de estiaje durante el
primer trimestre del año, dado que el mayor uso del recurso hídrico deriva en un menor uso de GN para las operaciones de
dichas empresas. No obstante, se registró el avance de volumen en clientes como Contugas (+44.36%), en línea con el
crecimiento en su zona de distribución (Ica), Edegel (+0.66%) y Termochilca (+506.42%).
En tanto, el volumen promedio de GN transportado hacia PLNG disminuyó desde 17.03MM m3/día (1T 2015) a 13.73MM m3/día
(1T 2016), producto de la menor demanda del cliente y la reducción del rate de carga del mismo. El contrato con PLNG es del
tipo ship or pay, bajo una tarifa con un límite mínimo de 0.29 USD/MPC + PPI y un máximo de 0.48 USD/MPC + PPI, además
tiene como marcador la evolución del precio Henry Hub. En ese sentido, el ingreso por el servicio brindado registró un
incremento d aproximadamente 4.41%, dada la naturaleza del contrato en donde el precio pagado no depende del uso del
ducto.
13
14
Clasificación de AA con perspectiva estable (Primer Programa de Bonos Corporativos) otorgada por PCR a diciembre 2015.
Clasificación de AAA con perspectiva estable para sus emisiones de Bonos Corporativos, otorgada por PCR con información a diciembre 2015.
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Como última línea, el servicio de transporte de LGN hacia el Consorcio de Productores de Camisea (Lotes 56 y 88) obtuvo un
volumen promedio menor en 21.53% respecto al 1T 2015, terminando en 77,563 bbl/día. De manera contraria, el ingreso por
este servicio aumentó en USD 1.07MM (+2.30%), dado que para este servicio se tiene estipulado un contrato del tipo ship or
pay, que indica el pago por parte del cliente independientemente del uso de capacidad reservada para un periodo determinado,
y sigue una tarifa de 3.51 USD/bbl 15 ajustado por el PPI.
INGRESOS POR TIPO DE PRODUCTO TRANSPORTADO (MM USD)
VOLUMEN PROMEDIO POR TIPO DE PRODUCTO
M bbl/día
MM m3/día
600
21
500
18
120
15
100
12
80
9
60
6
40
400
300
200
100
3
-
0
dic-11 dic-12 dic-13 dic-14
Transporte GN
Transporte LGN
dic-15 mar-15 mar-16
Transporte GN PLNG
140
20
dic-11 dic-12 dic-13
Transporte GN
Transporte LGN
dic-14
-
dic-15 mar-15 mar-16
Transporte GN PLNG
Fuente: TgP / Elaboración: PCR
La utilidad operativa fue de USD 70.50MM, la cual según lo reportado por TgP significó un incremento de 44.82% (+USD
21.82MM) respecto al 1T 2015. Dicha mejora se presenta principalmente porque el resultado correspondiente al 2015 estuvo
afecto al reconocimiento de una actualización a la provisión por deterioro de suministros para expansiones por el monto de
USD 27.50MM. El incremento de la provisión se llevo a cabo a partir de un análisis técnico financiero ante la potencial venta en
el corto plazo de los suministros mencionados.
Sin embargo, PCR considera que dicho reconocimiento (USD 27.50MM al 1T 2015) se debería clasificar como “otros egresos”
ya que no representa un gasto recurrente para la empresa. En tal sentido, el resultado operativo de la empresa pasó de USD
76.18MM (1T 2015) a USD 70.50MM (1T 2016) explicado por el incremento del costo de ventas (+12.81%), a pesar del avance
en los ingresos (+2.66%). De manera desagregada, el costo de ventas creció por el mayor gasto por servicios de operación y
mantenimiento (+7.35%), cargo por depreciación (+3.53%) y gastos por imprevistos. Estos últimos pasaron de USD 0.14MM
(1T 2015) a USD 4.71MM (1T 2016) debido a los costos generados por la fuga del ducto de líquidos de gas natural suscitado
en enero 2016. A partir de lo explicado, el margen operativo se ubicó en 51.38% (1T 2015: 57.00%).
En la misma línea, el EBITDA a 12 meses ascendió a USD 355.06MM siendo menor en 5.07% respecto al 1T 2015 producto
del efecto de los gastos por imprevistos suscitados durante el año 2015 e inicios del 2016. No obstante, se considera que el
nivel de generación de efectivo, medido por el EBITDA, mantiene niveles adecuados.
Rendimiento financiero
La utilidad neta de TgP al cierre del 1T 2016 avanzó hasta USD 35.73MM (1T 2015: USD 24.08MM) explicada, en mayor
medida, por el reconocimiento de provisión no recurrente ejecutada en marzo 2015 por USD 27.50MM que afectó el resultado
para el 1T de dicho año. Lo anterior fue mitigado parcialmente por el incremento de los gastos financieros (+2.07%) por efecto
de los mayores intereses asociados a la Garantía de Red Principal (GRP) y actualización de los bonos en Soles. Respecto al
resultado por diferencia de cambio, éste aun se mantuvo en una ganancia, resaltando que solo el 30% de los gastos, que
incluye parte de los gastos de administración (sueldos) y gastos financieros por los bonos VAC, de la empresa se encuentran
denominados en Soles. Como consecuencia, los indicadores de rentabilidad ROE y ROA se situaron en 25.97% y 6.87%,
respectivamente.
Liquidez
Para el cierre de marzo 2016, el nivel de liquidez general fue de 2.67 veces, significando un ligero retroceso respecto al c orte
de diciembre 2015 (2.89 veces), mientras que la prueba ácida cerró en 2.48 veces (diciembre 2015: 2.65 veces). La evolución
de los indicadores de liquidez responde al mayor incremento, en términos relativos, del pasivo corriente (+23.80%) frente a l a
variación del activo corriente (+14.40%). En particular, la variación del activo corriente fue soportada por el mayor saldo en
efectivo, el cual alcanzó el monto de USD 182.89MM (+22.30% vs diciembre 2015) como consecuencia del flujo de
operaciones de la empresa, así como por un menor pago por impuesto a la renta. Es de indicar que la empresa mantiene la
mayor parte del saldo de efectivo en depósitos a plazo, denominado en Dólares y colocados en bancos del exterior con alta
calificación crediticia, además son de libre disponibilidad y devengan a una tasa promedio anual de 0.01%. Además, es de
resaltar que desde junio 2015, TgP registra una cuenta por “activos mantenidos para la venta” (marzo 2016: USD 6.34MM), a
partir de la reclasificación de valor de de suministros para expansiones que se venderían en el corto plazo, según el análisis
técnico-financiero realizado por la empresa.
15
Desde el 1 de enero de 2012 hasta el 31 de diciembre de 2028.
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Por su parte, las cuentas por cobrar comerciales experimentaron un ligero decrecimiento, pasando de USD 46.64MM
(diciembre 2015) a USD 45.71MM (marzo 2016), derivando en un nivel similar en el periodo promedio de cobro de 30 días
frente al 2015 (31 días). El saldo en cuentas por cobrar tiene vencimiento corriente y se encuentra denominado en dólares,
además refiere a los montos que adeudan los clientes por el servicio de transporte de GN y LGN prestado en el desarrollo en
curso del negocio y estimaciones por dichos conceptos que se facturaron y cobraron en el mes posterior a su registro. A marzo
2016 la compañía no mantenía cuentas vencidas; sin embargo en caso algún cliente no cumpla con el umbral de riesgo
requerido por la Compañía, la recuperación de la cuenta se encuentra cubierta mediante una carta fianza.
INDICADORES DE LIQUIDEZ
veces
6.00
EVOLUCIÓN DEL PMC Y PMP (días)
MM USD
150
360
120
4.50
270
3.00
180
1.50
90
90
0.00
60
30
0
0
dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 mar-15 dic-15 mar-16
dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 mar-15 dic-15 mar-16
Capital de Trabajo
Prueba Ácida
Periodo Medio de Cobro (PMC)
Periodo Medio de Pago (PMP)
Liquidez General
Fuente: TgP / Elaboración: PCR
Como contraparte, el pasivo corriente fue de USD 97.15MM, siendo mayor en USD 18.68MM (+23.80%) en comparación al
cierre del 2015. Dicha variación producto, en primer lugar, del avance en cuentas por pagar comerciales (+USD 10.39MM,
+27.93%) en línea con las compras de suministros para operación e inversiones según el plan de expansión. Asimismo, la
evolución de las últimas se tradujo en una mayor holgura en el periodo promedio de pago, que pasó de 57 días (diciembre
2015) a 70 días (marzo 2016). En segundo lugar, se registró el incremento de la parte corriente de la deuda de largo plazo,
asociado a los intereses devengados por pagar, según los cronogramas de pago de las emisiones de bonos que mantiene la
Compañía. Así, si bien hubo una ligera disminución general de los indicadores de liquidez, TgP mantiene niveles adecuados y
un capital de trabajo positivo de USD 162.06MM (diciembre 2015: USD 148.12MM).
Solvencia
La estructura de fondeo de TgP estuvo compuesta 73.55% por el pasivo total y 26.45% por el patrimonio. En el caso del
pasivo, éste ascendió a USD 1,286.37MM (+USD 20.45MM, +1.62%), manteniendo una porción mayoritaria de largo plazo
(92.45% del pasivo total, 67.99% del activo total), que comprende principalmente el financiamiento obtenido para la
implementación del sistema de transporte de GN y LGN, así como para los proyectos de expansión en desarrollo.
En esa línea, la deuda de largo plazo de la Compañía contempla, en mayor medida, los fondos captados mediante la emisión
internacional de bonos por USD 850MM, los cuales fueron emitidos bajo la regla 144 A y la Regulación S del United States
Securities Act. de 1933 en abril 2013 (tasa 4.25%, pago de intereses semestral, con vencimiento en abril de 2028). El destino
de dichos fue el reperfilamiento de la deuda de TgP, alcanzando la liberación de garantías y resguardos constituidos bajo las
deudas con entidades financieras y bonos corporativos emitidos a nivel local; además, contribuyó a la cancelación del pago de
deuda con accionistas. Los bonos internacionales mantienen una clasificación internacional de Baa1 y BBB+, sustentado en el
crecimiento futuro de su capacidad de transporte (920 MMPCD) y la renovación y extensión del tiempo promedio de sus
contratos.
Adicionalmente, la deuda no corriente encierra USD 111.51MM (marzo 2016) correspondientes al saldo de la Cuarta y Sexta
emisión bajo el Primer Programa de Bonos Corporativos, emitidas en Soles VAC. Ambas emisiones tienen similar garantía a la
emisión internacional, es decir, pari passu para cualquier beneficio. A partir de las obligaciones mencionadas, el servicio de
deuda a marzo 2016 ascendió a USD 15.33MM, explicado por los intereses de las emisiones locales y emisión internacional,
cuyos capitales serán amortizados a partir del año 2019 y 2024, respectivamente.
PASIVO, PATRIMONIO TOTAL Y ENDEUDAMIENTO
veces
MM USD
2,000
1,600
461.2
ESTRUCTURA DE DEUDA FINANCIERA Y COBERTURA
4.0
MM USD
1200
3.5
1000
552.7
546.4
453.4
426.9
462.6
3.0
3.0
800
458.8
1,200
2.0
800
1,271
veces
4.0
1,120
1,230
1,210
1,187
1,189
400
0
dic-14
dic-15
mar-16
Patrimonio
Pasivo no corr.
2.5
453.2
851.2
851.6
860.6
851.8
860.8
1.0
200
2.0
1.5
400
0.0
dic-11
dic-12
dic-13
Pasivo Total / Patrimonio
Pasivo Corriente
600
459.5
1.0
401.9
0
dic-11
dic-12
0.5
123.1
118.3
114.8
107.8
111.5
dic-13
dic-14
mar-15
dic-15
mar-16
Bonos Senior
Préstamos bancarios
Fuente: TgP / Elaboración: PCR
0.0
Bonos Corp.
D. Financiera / EBITDA (12 m)
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A partir de lo anterior, el RCSD se situó en 4.02 veces (diciembre 2015: 4.56 veces) presentando una ligera disminución, dado
el cronograma de pagos que implica un mayor nivel de carga de intereses para el primer trimestre del año. Asimismo, el nivel
de EBITDA determinó un payback (deuda financiera / EBITDA) de 2.74 veces, incrementándose marginalmente respecto al
cierre del 2015 (2.66 veces).
Cabe mencionar que dentro del pasivo de largo plazo se registró la disminución de “otras cuentas por pagar” (-USD 2.05MM, 1.82%), en línea con el retroceso del “Pasivo por derecho a recibir servicio de compresión”, que pasó de USD 110.92MM
(diciembre 2015) a USD 106.71MM (marzo 2016). Este pasivo se encuentra asociado a dos conceptos involucrados en la
operación de TgP, siendo (i) la obligación de pago al Consorcio Operador de Camisea dado el derecho a recibir el servicio de
compresión por USD 27.00MM, bajo una tasa de interés anual de Libor+4%, pagaderos a 240 cuotas mensuales (inició en abril
2012), a marzo 2016 esta obligación ascendía a USD 41.47MM (diciembre 2015: USD 42.10MM), y (ii) el pago por derecho a
recibir el servicio de compresión bajo la adenda, el cual se devenga a una tasa de interés anual de 5.1%, pagaderos a 96
cuotas mensuales (inició en marzo 2012) y a marzo 2016 ascendió a USD 65.24MM (diciembre 2015: USD 68.81MM).
Por su parte, el patrimonio alcanzó la suma de USD 462.63MM (+USD 35.73MM, +8.37%), explicado por el incremento de los
resultados acumulados, los cuales registraron una variación de USD 35.73MM (+20.19%). Es de precisar que la política de
dividendos de la compañía consiste en la previa aprobación por la JGA, en sesión donde se establece el monto a distribuir el
cual debe cumplir con la condición de mantener un saldo en caja mínimo de USD 100MM, incluyendo facilidades de crédito
comprometidas por un monto de USD 40MM, el saldo a considerarse es luego de cubrir el servicio de deuda corriente, el OPEX
y el CAPEX de la empresa. En línea con lo explicado, el endeudamiento patrimonial se ubicó en 2.78 veces, mejorando
ligeramente frente al nivel de 2.97 veces al cierre del 2015.
Las fuentes de financiamiento permitieron mantener un activo no corriente de USD 1,498.79MM. Este se encuentra
conformado principalmente por el sistema de transporte de GN y LGN, así como por los suministros y obras en curso del
proyecto de expansión que tiene como objetivo alcanzar una capacidad de transporte de 920 MMPCD. La variación del activo
de largo plazo a marzo 2016 fue de 1.61%, como consecuencia del incremento del activo fijo de acuerdo a las valorización del
avance en las obras en curso, así como los implementos adquiridos para los obras de expansión.
Instrumentos Clasificados
Primer Programa de Bonos Corporativos TgP
Por acuerdo de Junta General de Accionistas de fecha 25 de febrero de 2004, se aprobó la emisión de bonos peruanos dentro del
marco del Primer Programa de Emisión de Bonos Corporativos de Transportadora de Gas del Perú hasta por un monto de USD 350
MM o su equivalente en Moneda Nacional. En el marco de los términos y condiciones del Programa, establecidos en el Contrato
Marco, el Emisor ha definido las características para cada una de las emisiones, ello tomando en consideración que, en conjunto, el
monto de todas las emisiones realizadas en virtud del Programa no excederá el monto máximo de emisión establecido.
PRIMER PROGRAMA DE BONOS CORPORATIVOS - TGP
EMISIÓN
MONTO
EMITIDO
(MM S/)
MONTO EN
CIRCULACIÓN
(MM S/)
SERIE
4ta
6ta
236.60
28.96
236.60
28.96
A
A
TIPO
TASA DE
INTERÉS
PLAZO
(años)
Amortizable
VAC + 7.125%
25
Amortizable
VAC + 6.25%
25
Fuente: TgP / Elaboración: PCR
PAGO DE
INTERESES
FECHA DE
COLOCACIÓN
FECHA DE
REDENCIÓN
Trimestral
Trimestral
20-ago-04
20-may-05
24-ago-29
24-may-30
Las emisiones anteriores contaban con garantías específicas como (i) una cuenta bancaria de reservas equivalente a seis meses de
servicio de deuda, (ii) primera y preferente hipoteca sobre los bienes relacionados con las concesiones establecidas en los contratos
BOOT de Concesión, y (iii) primera y preferente prenda sobre las acciones de TgP. Dichas garantías fueron liberadas por medio de
la Asamblea de Bonistas en mayo 2013 para lo que la Compañía efectúo un pago correspondiente al procedimiento de consent.
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Anexo
TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERÚ S.A.
HISTORIAL DE CALIFICACIONES
sep-14
dic-14
mar-15
jun-15
Primer Programa de Bonos Corporativos
pAAA
pAAA
pAAA
pAAA
Perspectiva
Estable
Estable
Estable
Estable
dic-11
dic-12
dic-13
dic-14
BALANCE GENERAL (MM USD)
Activo Corriente
342.16
311.40
412.17
341.14
Activo Corriente Prueba Ácida
326.11
293.99
393.57
322.83
Activo no Corriente
1,520.74
1,540.18
1,436.49
1,426.25
Total Activo
1,862.90
1,851.57
1,848.66
1,767.38
Pasivo Corriente
130.86
178.98
72.02
103.62
Pasivo no Corriente
1,270.85
1,119.94
1,230.28
1,210.35
Total Pasivo
1,401.70
1,298.92
1,302.29
1,313.97
Patrimonio
461.20
552.65
546.37
453.42
Deuda Financiera
994.24
855.03
974.28
969.85
ESTADO DE RESULTADOS (MM USD)
Ingresos Brutos
406.34
463.69
509.40
537.87
Costo de Ventas
179.45
196.71
211.06
221.39
Gastos Operativos
14.74
19.19
16.36
23.74
Utilidad Operativa
195.39
250.85
286.03
300.13
Otros Ingresos y Egresos
-73.60
-116.70
-197.61
-145.73
Gastos Financieros
-76.75
-82.74
-107.46
-74.85
Utilidad Neta
83.96
91.48
63.43
107.04
INDICADORES FINANCIEROS
EBITDA y Cobertura
Ingresos Totales (12 meses)
406.34
463.69
509.40
537.87
Utilidad Neta (12 meses)
83.96
91.48
63.43
107.04
Margen Bruto
55.84%
57.58%
58.57%
58.84%
Margen Operativo
48.09%
54.10%
56.15%
55.80%
Margen Neto
20.66%
19.73%
12.45%
19.90%
Depreciación y Amort. (12 meses)
69.94
72.76
71.79
70.51
EBIT (12 meses)
195.39
250.85
286.03
300.13
EBITDA (12 meses)
265.33
323.61
357.82
370.64
Gastos Financieros (12 meses)
76.75
82.74
107.46
74.85
EBIT/ (Gast.Fin. + Corriente Deuda LP)
1.28
1.30
2.47
3.69
EBITDA / (Gast.Fin. + Corriente Deuda LP)
1.74
1.67
3.09
4.55
Solvencia
Pasivo Corriente / Pasivo Total
0.09
0.14
0.06
0.08
Pasivo No Corriente / Pasivo Total
0.91
0.86
0.94
0.92
Deuda Financiera / Pasivo Total
0.71
0.66
0.75
0.74
Pasivo No Corriente / Patrimonio
2.76
2.03
2.25
2.67
Deuda Financiera / Patrimonio
2.16
1.55
1.78
2.14
Pasivo Total / Patrimonio
3.04
2.35
2.38
2.90
Pasivo No Corriente / EBITDA (12 meses)
4.79
3.46
3.44
3.27
Deuda Financiera / EBITDA (12 meses)
3.75
2.64
2.72
2.62
Pasivo Total / EBITDA (12 meses)
5.29
4.01
3.64
3.55
Rentabilidad
ROA (12 meses)
4.50%
4.94%
3.43%
6.06%
ROE (12 meses)
18.21%
16.55%
11.61%
23.61%
Liquidez
Liquidez General
2.58
1.74
5.72
3.29
Prueba Ácida
2.46
1.64
5.47
3.12
Capital de Trabajo
211
132
340
238
sep-15
pAAA
Estable
dic-15
dic-15
pAAA
Estable
mar-15
mar-16
pAAA
Estable
mar-16
226.59
208.26
1,466.23
1,692.82
78.47
1,187.45
1,265.92
426.90
959.71
349.87
332.45
1,432.60
1,782.47
162.57
1,202.41
1,364.98
417.49
975.36
259.21
241.30
1,489.79
1,749.00
97.15
1,189.22
1,286.37
462.63
972.29
544.45
236.92
22.39
290.46
-133.93
-72.64
108.48
133.65
54.08
3.50
76.18
-41.39
-17.32
24.08
137.21
61.01
6.31
70.50
-17.59
-17.68
35.73
544.45
108.48
56.48%
53.35%
19.93%
69.69
290.46
360.15
72.64
3.67
4.56
540.10
93.40
59.53%
57.00%
18.01%
70.64
303.38
374.02
73.49
3.41
4.20
548.01
120.14
55.54%
51.38%
26.04%
70.28
284.78
355.06
73.00
3.22
4.02
0.06
0.94
0.76
2.78
2.25
2.97
3.30
2.66
3.52
0.12
0.88
0.71
2.88
2.34
3.27
3.21
2.61
3.65
0.08
0.92
0.76
2.57
2.10
2.78
3.35
2.74
3.62
6.41%
25.41%
5.24%
22.37%
6.87%
25.97%
2.89
2.65
148
2.15
2.04
187
2.67
2.48
162
* PCR considera que la sub- cuenta “provisión por deterioro de suministros para expansiones" se debe evaluar luego de la utilidad operativa, por lo que
reclasificó la misma.
Fuente: TgP / Elaboración: PCR
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