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Empresas
www.aai.com.pe Mayo 2015
Asociados a:
FitchRatings
Energa / Per
Duke Energy Egenor S. en C. por A. (Egenor)
Informe Anual
Ratings
Tipo Rating Rating Fecha Instrumento Actual Anterior Cambio
Bonos Corporativos AA+(pe) NM
NM No modificado anteriormente
Informacin financiera auditada a diciembre 2014.
Perspectiva
Estable
Indicadores Financieros
Analistas
Julio Loc (511) 444 5588 [email protected]
Nicole Balarezo (511) 444 5588 [email protected]
Fundamentos
Egenor es la quinta empresa generadora del pas, con una
participacin del
5.2% de la energa despachada al Sistema Elctrico Interconectado
Nacional
(SEIN) en el 2014.
La clasificacin de riesgo otorgada a la Primera y Segunda Emisin
del
Segundo Programa de Bonos Corporativos Duke Energy Egenor se
sustenta en
la capacidad de la Empresa de generar energa a bajos costos
marginales, que
le garantiza una alta prioridad en el despacho de energa
elctrica en el SEIN.
Asimismo, considera el respaldo, en trminos de know how, de su
principal
accionista, Duke Energy Corporation, la generadora de
electricidad ms grande
de Estados Unidos y reconocida comercializadora de gas natural y
energa
elctrica del mismo pas.
Por otro lado, Egenor sigue mostrando holgados niveles de
cobertura de gastos
financieros y servicio de deuda, los mismos que, a diciembre
2014, fueron de
9.48x y 7.43x (12.54x y 9.54x, para diciembre 2013),
respectivamente. Lo
anterior se debi a que en el 2014, el EBITDA se redujo a S/.
155.4 millones,
6.7% inferior al registrado al cierre del ao previo y a que
tuvieron que asumir
intereses moratorios por una observacin tributaria.
Asimismo, es importante destacar la mejora progresiva en los
niveles de
capitalizacin de la empresa, debido a que entre el 2009 y el
2011, los
accionistas han destinado el ntegro de la generacin de caja de
la Compaa a
amortizar la deuda asumida para la construccin de la C.T. Las
Flores (Las
Flores o la Planta) y reducir su deuda financiera.
Durante el periodo 2014, dicha deuda fue cancelada en su
integridad, con lo
cual el nivel de apalancamiento financiero (Deuda financiera /
EBITDA) se
redujo, de 5.80x en diciembre del 2008, a 1.47x en diciembre del
2014; por su
parte, el ratio de deuda sobre capitalizacin pas de 33.6 a 27.5%
en el mismo
periodo.
Por otro lado, la compaa mantiene como estrategia financiera
el
reperfilamiento de su deuda, a travs del cual le otorga un mayor
plazo de
repago. Como consecuencia de ello, realiz dos emisiones de bonos
(en
noviembre 2011 y febrero 2012), lo que reducir la presin a los
flujos de caja y
le otorgar una mayor holgura financiera a la compaa, manteniendo
una
adecuada flexibilidad financiera para afrontar escenarios de
estrs.
Entre los limitantes de la clasificacin se encuentra la
dependencia entre la
capacidad de generacin de caja de la Compaa y la disponibilidad
del recurso
hdrico, lo cual se reflej en la generacin de sus centrales
hidroelctricas
(C.H.), en el 2014, cuya participacin fue 96.2% del total de
energa generada,
lo cual la expone a factores climatolgicos que estn fuera de su
control.
.
S/. MM Dic-14 Dic-13 Dic-12
Ingresos 373.1 387.3 376.2
EBITDA 155.4 166.6 141.7
Flujo de Caja Operativo 158.2 145.9 192.0
Deuda Tota l 228.7 381.0 366.7
Caja 145.4 135.8 105.9
Deuda Financiera / EBITDA 1.47 2.29 2.59
Deuda Financiera Neta / EBITDA 0.54 1.47 1.84
EBITDA/ Gastos Financieros 9.48 12.54 5.23
Fuente: Egenor
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Egenor 2 Mayo 2015
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Acontecimientos recientes
Con fecha 04 de noviembre 2014, Egenor dio en venta real
y enajenacin a Compaa Elctrica el Platanal las
centrales trmicas Paita y Sullana, as como los bienes
muebles ubicados en dichos predios. El monto total de
compraventa de la operacin ascendi a US$4.5 millones.
El 01 de setiembre del 2014, las centrales trmicas
Chimbote, Piura y Chiclayo salieron de operacin comercial
tras la autorizacin otorgada por el Comit de Operacin
Econmica del Sistema Nacional (COES). Posteriormente,
Egenor gestion la renuncia a la autorizacin de generacin
ante los entes reguladores para C.T. Piura y C.T. Chiclayo.
En abril 2014, tras el cumplimiento de una serie de
condiciones precedentes, Egenor y Kallpa completaron la
operacin de compraventa de Planta de Generacin
Termoelctrica Las Flores. El monto total de dicha
operacin ascendi a US$114.0 millones, de los cuales
US$6.3 millones fueron pagados por Kallpa y el monto
restante fue pagado a favor de Egenor por el Banco de
Crdito del Per (BCP) a travs de un leasing suscrito entre
Kallpa y dicho banco.
Perfil
Duke Energy Egenor se dedica a las actividades de
generacin y comercializacin de energa elctrica en el
territorio peruano. Para ello, a la fecha de realizacin del
presente informe, contaba con tres centrales hidroelctricas
(Can del Pato, Carhuaquero y Caa Brava, lo que le
permita contar con una potencia efectiva de 374.3 MW).
De esta manera, y luego de la venta de Las Flores, Egenor
pas a ocupar el sexto lugar en lo que se refiere a potencia
efectiva dentro del SEIN; sin embargo, en cuanto a
produccin de energa, la Empresa mantiene el quinto lugar
con una generacin de 2,153.6 GWh en el 2014.
El Grupo Duke Energy ingresa al accionariado de la
empresa en 1999, y mantiene actualmente el 99.9% del
mismo a travs de su subsidiaria Duke Energy Per
Holdings.
Duke Energy Corporation (DEC) es una empresa
estadounidense que desarrolla sus actividades en el sector
energtico. DEC es una de las empresas generadoras de
energa ms grandes de Estados Unidos y mantiene
presencia en todo el continente americano. Cuenta con
aproximadamente 57,500 MW de capacidad elctrica
instalada.
DEC ha concluido un proceso de fusin con la empresa
Progress Energy. La nueva empresa cuenta con ms de
US$100,000 millones en activos totales y US$49,000
millones de capitalizacin burstil. Esta ofrece servicios a
aproximadamente 7.1 millones de consumidores,
distribuidos en Carolina del Norte, Carolina del Sur,
Florida,
Indiana, Kentucky y Ohio (cuenta con la base de clientes
regulados ms grande de Estados Unidos). A travs de
Duke Energy Internacional (DEI), el grupo tiene 4,400 MW
de capacidad instalada en siete pases de Latinoamrica.
Asimismo, desde junio 2009, DEI posee el 100% de
Aguayta Energy, el cual es un negocio integral en la selva
peruana, dedicado a la extraccin de gas natural y los
lquidos asociados, generacin de energa elctrica y su
posterior transmisin.
Operaciones
La Empresa cuenta con una potencia efectiva de 374.3 MW
(sin incluir los 250.4 MW correspondientes a las centrales
trmicas que dejaron de ser operativas) a travs de tres
centrales hidroelctricas. Esta capacidad represent, en el
2014 aproximadamente el 4.3% de la capacidad efectiva
total del SEIN (8,717.8 MW), por lo que la compaa pas a
ocupar el sexto lugar.
Luego de la venta de Las Flores, C.T. Paita, C.T. Sullana, y
la salida de operacin comercial de C.T. Chimbote, C.T.
Piura, C.T. Chiclayo, el 100% de la capacidad efectiva de
Egenor corresponde a centrales hidrulicas, de manera que
la generacin de energa de la Empresa depende
directamente del nivel de lluvias, por lo que su
participacin
en el despacho de energa en el COES es estacional (alta
en periodos de avenida, y baja en periodos de estiaje).
En el Per, el despacho de energa se hace en funcin al
costo variable, por lo que se prioriza el ingreso de las
centrales hidrulicas, luego las C.T. a GN (primero las de
ciclo combinado y luego las de ciclo abierto), seguidas por
las C.T. a carbn, R500 y diesel.
Can del Pato Hidrul ica 263.5 1,430.3 1,369.0 62.8% 60.1%
Caa Brava Hidrul ica 5.7 33.1 33.0 67.2% 66.8%
Carhuaquero Hidrul ica 105.1 607.5 625.8 66.9% 68.9%
Capacidad Hidrulica 374.3 2,070.9 2,027.8 64.0% 62.7%
Chimbote Trmica 19.6 0.7 2.0 0.4% 1.2%
Piura Trmica 26.1 1.1 2.7 0.5% 1.2%
Chiclayo Trmica 9.6 0.5 0.5 0.6% 0.6%
Las Flores 1/
Trmica 195.1 80.5 302.6 4.8% 18.2%
Capacidad Trmica 2/ 250.4 82.8 307.8 3.8% 64.4%
TOTAL 374.3 2,153.7 2,335.6 39.9% 43.4%1/ La C.T. Las Flores fue
vendida y transferida a Kallpa Generacin S.A. en abril 2014.
Fuente: Egenor2/ La potencia efectiva total del 2014 no incluye las
centrales trmicas3/ Factor de planta a diciembre 2014 incluye las
centrales trmicas
Potencia Efectiva y Generacin (GWh) Tipo de
CentralCentral
Generacin
2013
F. Planta
2013 3/Generacin
2014
F. Planta
20143/MW
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Egenor 3 Mayo 2015
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As, en el 2014, Egenor gener 2,153.6 GWh, 7.8% inferior
a lo producido en el 2013 (2,335.6 GWh), sin embargo, a
pesar de dicha cada en la generacin, mantiene el quinto
lugar en el mercado de generacin elctrica. Tal reduccin
se dio por la menor generacin de sus centrales trmicas,
especialmente Las Flores, la cual slo oper durante los
primeros tres meses del ao, de manera que produjo 73.4%
menos energa que el periodo anterior.
La reduccin de la generacin trmica llev a que sta
representase slo el 3.8% del total de produccin, cuando
en los aos 2012 y 2013 represent cerca del 22.0 y 13.8%,
respectivamente.
Por su parte, la alta participacin de la generacin hidrulica
en la produccin, genera una estacionalidad en el despacho
de energa, lo que lleva a que la generacin disminuya
33.1% en promedio durante la poca de estiaje.
Por otro lado, la Empresa, a travs de su subsidiaria
Etenorte, cuenta con cinco lneas de transmisin de 138 kV
(tres de 84 km y dos de 8.5 km) con una capacidad de
hasta 110 MW, destinadas principalmente al transporte de
la energa generada por la central de Can del Pato al
SEIN.
Asimismo, a travs de Etenorte, la central Carhuaquero
cuenta con una lnea de 220 kV y 83 km. Con capacidad de
transmisin de 150 MW. Las seis lneas (349.2 km)
constituyen los principales aportes de potencia en la zona
norte del SEIN y aseguran el mayor abastecimiento de
energa.
A diciembre 2014, la Empresa tena contratos por 281.0
MW, distribuidos en 64.4% con clientes regulados y el
restante con clientes libres. A diciembre 2014, Luz del Sur
era el principal cliente regulado (46.6%); luego se
encuentran Hidrandina (17.5%), Electronorte (10.7%) y
Electronoroeste (9.3%).
Mercado Elctrico
El mercado peruano de generacin elctrica se est
volviendo cada vez ms competitivo. En el Per, el
despacho de energa se hace en funcin a la eficiencia en
la generacin de una unidad adicional de energa
(representado por el costo marginal de cada central), por lo
que se prioriza el despacho de energa producida por las
centrales ms eficientes: primero las hidrulicas (C.H.),
luego las trmicas (C.T.) a gas natural GN (primero las
de ciclo combinado y luego las de ciclo abierto), seguidas
por las C.T. a carbn, R500 y diesel. As, los generadores
buscan tener un parque de generacin que logre
complementar la generacin hidrulica con la trmica y as
poder despachar energa al sistema durante todo el ao.
Las generadoras compiten en el mercado para abastecer de
energa a los clientes regulados (distribuidoras) y a los
clientes libres (consumidores que demandan ms de
2.5MW). El riesgo de dicha competencia puede ser mitigado
a travs de contratos de abastecimiento de energa,
denominados Power Purchase Arrangements (PPA), de
mediano o largo plazo entre generadores y distribuidores
y/o clientes libres.
Al cierre del 2014, la potencia efectiva del mercado peruano
fue de 8,717.8 MW, 11.6% superior a lo registrado a finales
del 2013, debido principalmente al inicio de la operacin
comercial de la C.T. Fnix de ciclo combinado de 570 MW y
el reingreso de la unidad TG7 de la C.T. Santa Rosa de 121
MW, plantas que pertenecen a Fnix Power y a Edegel,
respectivamente.
Al respecto, cabe sealar que de los 904.6 MW nuevos en
el SEIN, 66.4% corresponden a nuevas centrales trmicas,
16.1% a centrales elicas, 15.6% a hidroelctricas y el
remanente a centrales de energa solar. Cabe resaltar que
76.1% de los MW que han ingresado en operacin
comercial se encuentran en la regin centro del pas.
Fuente 2014 2013 2012 2011 2010
Hidroelctrica 96.2% 86.8% 78.0% 83.8% 96.6%
Trmica 3.8% 13.2% 22.0% 16.2% 3.4%
Fuente: Egenor
Composicin de la Energa Generada
50
100
150
200
250
300
350
dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 dic-13
dic-14
Generacin Mensual (GWh)
Fuente: Egenor
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Egenor 4 Mayo 2015
Asociados a:
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En lnea con lo descrito, durante el 2014, increment la
participacin de la generacin trmica en la potencia
efectiva de 58.4 a 59.2%. Por su parte, la generacin
hidrulica disminuy su participacin de 40.6 a 38.0% en el
mismo periodo. Cabe destacar la participacin de los RER,
que se encuentran iniciando su desarrollo en la industria
(2.8% de la potencia efectiva total). Por otro lado, es
importante mencionar que del total de centrales trmicas, el
71.0% es abastecido con gas natural proveniente de los
yacimientos de Camisea.
Por su parte, la energa generada durante el 2014 alcanz
los 41,795.9 GWh, 5.4% mayor a la generacin registrada al
cierre del 2013, como resultado de la mayor demanda,
producto del crecimiento de la economa nacional. No
obstante, representa una desaceleracin respecto a las
tasas de crecimiento previas, considerando que se tuvo un
CAGR de 7.4% entre los aos 2009 y 2013. La produccin
mencionada fue de origen hidrulico en 50.3%, trmico en
48.2% (siendo la principal fuente el gas natural, que gener
el 47.6% de la produccin del ao) y de RER (1.5%).
La demanda de energa ha venido creciendo de forma
importante en los ltimos aos, con una tasa promedio
anual de 6.0% en el ltimo quinquenio, producto de la
mayor actividad minera y manufacturera. Durante el 2014,
la mxima demanda ascendi a 5,737.3 MW, superior en
2.9% a la mxima demanda del ao previo.
La Direccin General de Electricidad (DGE) ha proyectado
que la demanda de potencia se incrementar en promedio
8.8% hasta el 2017, ao en el que la misma llegara a 7,993
MW. No obstante, dicha estimacin depende de si se
concretan los proyectos mineros en las fechas previstas.
As, habra aos en los que se podra crecer hasta 10%
anualmente; por el contrario, si no se concreta ningn
proyecto, se crecera a la par del crecimiento vegetativo del
pas, es decir, alrededor de 5.0% cada ao.
Al respecto, la DGE ha concluido que con los proyectos de
generacin que se encuentran en construccin, el
abastecimiento de la demanda est asegurado hasta el
2017.
Por otro lado, en el 2014, se continu incentivando las
inversiones en el sector elctrico, especialmente en el
subsector generacin. As, los anuncios de inversin
privada para el periodo 2015-2016 en el sector energa
ascienden a US$4,080 millones, monto que contempla el
desarrollo de 31 proyectos y que representa el 12.8% de los
proyectos de inversin a nivel nacional.
Uno de los principales retos que enfrenta el desarrollo de
nuevas centrales son los altos costos de inversin que
requieren las centrales hidroelctricas, los cuales no
siempre son acompaados por la tarifas de venta de
energa. Asimismo, la obtencin de permisos y licencias
obstaculizan el proceso de adjudicacin de las concesiones
definitivas y la construccin de las centrales.
Por el lado de las centrales trmicas a gas natural, las ms
eficientes, los principales obstculos que enfrentan las
generadoras son la disponibilidad de suministro y transporte
del combustible.
El COES ha explicado que actualmente existe un problema
de abastecimiento elctrico en el norte y sur del pas, ya
que gran parte del crecimiento de la capacidad de
generacin de energa elctrica se encuentra en la zona
centro del pas, mientras que el incremento de la demanda
se encuentra en la zona norte y sur, originado
principalmente por los proyectos mineros en desarrollo.
Dicho problema es consecuencia del retraso de la
construccin de las lneas de transmisin de energa. As, el
cuello de botella no es la generacin (la demanda se
encuentra abastecida hasta el 2017), sino la concentracin
del parque de generacin elctrica en el centro del pas (por
la disponibilidad del ducto de gas natural), mientras que la
demanda se encuentra dispersa en todo el pas, lo que
Edegel18.9%
Enersur17.0%
Electroper16.8%
Otros15.7%
Kallpa Generacin
14.1%
Egenor5.2%
Statkraft4.1%
Egasa3.1%
Celepsa2.8%
Chinango2.3%
Produccin de Energa por Empresa
2014
Fuente: COES
Central Provincia Empresa Potencia MWFecha de puesta en
operacin comercial
1 C.T. Planta Eten Trujil lo Cons.Cobra - Enersa S.A. 230
2T2015
2 C.H. Quitaracsa Ancash EnerSur 112 3T2015
3 C.H. Cheves Lima SN Power 168 1T2016
4 Nodo Energtico del Sur Arequipa Samay I (Inkia) 600 2T2016
5 C.H. Cerro del guila Huancavelica Cerro del guila S.A. 525
2T2016
6 C.H. Cerro de Chaglla Hunuco Odebrecht Energa 406 3T2016
7 Nodo Energtico del Sur Moquegua Enersur 600 1T2017
8 C.H. Pucar Cuzco Egecuzco 178 4T2017
9 C.H. Molloco Arequipa GEMSAC 302 3T2020
10 C.H. Curibamaba Jauja Edegel S.A. 195 2T2021
Fuente: Osinergmin
Principales Proyectos de Generacin
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Egenor 5 Mayo 2015
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genera el problema de congestin de las lneas de
transmisin existentes.
Temas regulatorios
En febrero 2014, mediante Decreto Supremo N005-2014-
EM, el Ministerio de Energa y Minas (MEM) aprob el
Reglamento de la Ley N29970, referido al Sistema
Integrado de Transporte de Hidrocarburos, el cual busca
garantizar el suministro de gas natural (STG) y lquidos de
gas natural (STL) en el sur del pas y promover as el
desarrollo del polo petroqumico en dicha zona.
Como parte del reglamento, qued definido el Cargo por
Afianzamiento de la Seguridad Energtica (CASE), esto es,
un cargo adicional al Peaje Unitario por Conexin al
Sistema Principal de Transmisin. Dicha comisin tiene por
objeto cubrir el dficit del Ingreso Garantizado Anual
obtenido por el concesionario al haberse adjudicado la
concesin.
Se defini la figura de Consumidores Iniciales como
aquellos usuarios del Sistema Integrado que participan en
el Proceso de Promocin y firman un compromiso del uso
de servicio de transporte para los cuales se estableci
determinadas medidas de promocin (montos mximos o
descuentos de tarifas, prioridad en la asignacin de Gas
Natural, entre otros).
Durante el mismo mes, por Resolucin Ministerial N095-
2014-MEM/DM, se determin el Monto Especfico para el
funcionamiento del Mecanismo de Compensacin para
Sistemas Aislados en S/. 124.3 millones, aplicable para el
periodo comprendido entre mayo 2014 hasta abril 2015.
En abril 2014, se promulg la Resolucin Ministerial N211-
2014-MEM/DM mediante la cual se revis el Margen de
Reserva del SEIN y se fij en 32% para el periodo
comprendido entre mayo 2014 hasta abril 2015. Cabe
resaltar que la misma resolucin estipula que para efectos
de la valorizacin de las transferencias de potencia no se
considerar la Reserva Fra de Generacin.
En mayo 2014, OSINERGMIN modific mediante
Resolucin N 084-2014-OS/CD el Procedimiento
Compensacin Adicional por Seguridad de Suministro en
lo referente a las solicitudes de calificacin como Unidad
Dual. Asimismo, se determina la obligacin de stas de
garantizar la operatividad de los equipos o instalaciones
con
otro combustible alternativo al gas natural, as como
tambin garantizar la disponibilidad del combustible
alternativo que le permita operar a plena carga con 15 das
de autonoma durante las Horas de Punta, como mnimo.
Posteriormente, en junio 2014, mediante Resolucin
Ministerial N274-2014-MEM/DM se resolvi fijar las horas
de regulacin y la probabilidad de excedencia mensual de
las centrales hidrulicas en 7 horas y 95%,
respectivamente, para el periodo comprendido entre mayo
2014 y abril 2018.
Dentro de dicha resolucin se dictamina, adems, que en
caso de incumplimiento de la condicin de Unidad Dual, la
Gerencia de Fiscalizacin Elctrica impondr una multa no
menor a la suma de las compensaciones por seguridad de
suministro recibidas durante los meses de incumplimiento.
Finalmente, en diciembre 2014, mediante Decreto Supremo
N044-2014-MEM/DM se implement una serie de medidas
que brinden confiabilidad a la cadena de suministro de
energa ante situaciones temporales de falta de capacidad
de produccin o transmisin, asegurando as el
abastecimiento oportuno de energa en el SEIN y los
Sistemas Aislados.
Desempeo Financiero
A diciembre 2014, los ingresos de Egenor ascendieron a
S/.373.1 millones, inferiores en 3.7% a lo registrado al
cierre
del 2013. Esto es consecuencia de la menor generacin de
energa que result de la venta de las centrales C.T. Las
Flores, C.T. Sullana y C.T. Paita.
Como consecuencia de la menor generacin de las
centrales trmicas, la C.H. Caon del Pato y la C.H.
Carhuaquero generaron el 94.6% del total de la energa del
periodo (85.4% a diciembre 2013). Cabe mencionar que las
ventas de energa representan el 57.1% de las ventas
totales.
Por su parte, el costo de ventas se redujo de S/. 204.0
millones en diciembre 2013 a S/. 197.5 millones al cierre
del
periodo de anlisis, como resultado de menores compras de
gas natural para el abastecimiento de la central trmica
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
280
300
320
340
360
380
400
420
440
2010 2011 2012 2013 2014
Ingresos (S/. Mill.) vs Margen Bruto (%)
Ingresos Margen Bruto Fuente: Duke Egenor
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Egenor 6 Mayo 2015
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vendida durante el ejercicio, as como por una menor
necesidad de compra de energa y peajes elctricos.
No obstante, se registr un incremento en las cargas de
personal, lo cual elev los gastos administrativos del
periodo y contrarrestaron en gran medida los ahorros
generados.
En consecuencia, el EBITDA a diciembre 2014 se redujo a
S/.155.4 millones, inferior en 6.7% a los S/. 166.6 millones
registrados a finales del ao previo. No obstante, se
mantuvo por encima de la generacin promedio de los
cuatro aos previos.
Si bien el Estado de Resultados Auditado del 2013 de
Egenor no consideraba ingresos ni egresos
correspondientes a Las Flores sino que estaban reflejados
en las notas como parte del activo mantenido para la venta,
a diciembre 2014 se registraron otros ingresos por
operaciones discontinuadas por S/. 27.4 millones por
concepto de la venta de la misma.
Los gastos financieros se incrementaron en 23.4% y
ascendieron a S/. 16.4 millones al cierre del 2014, en parte
por concepto de intereses moratorios por observaciones
tributarias de periodos previos. Como consecuencia, el ratio
de cobertura de intereses (EBITDA/gastos financieros) fue
de 9.48x.
Si bien, en el ejercicio del 2013, Egenor tuvo una prdida
por diferencia en cambio de S/. 30.6 millones, a diciembre
2014, se tuvo una ganancia de S/. 0.9 millones. La Empresa
espera, para los prximos periodos, tomar medidas de
reserva de caja en moneda extranjera que le permitan
mitigar la exposicin a la volatilidad cambiaria.
Por otro lado, durante el 2014, se tuvo un ahorro importante
por concepto del pago del impuesto a la renta diferido como
resultado de la nueva regulacin que plantea la reduccin
progresiva de dicha tasa impositiva.
De esta manera, y como consecuencia de todo lo anterior,
Egenor registr una utilidad neta de S/. 156 millones,
superior en 72.4% a la registrada en diciembre 2013.
Asimismo, el indicador de rentabilidad sobre patrimonio
(ROE) se elev de 11.9 a 23.1% en el mismo periodo.
Por su parte, el ratio de cobertura de servicio de deuda en
el periodo analizado (EBITDA/SD) se redujo de 9.54x a
7.43x, debido a la menor generacin del periodo y al
incremento de los gastos financieros.
En trminos de flujo de caja, Egenor gener un flujo de caja
operativo de S/. 158.2 millones (S/. 145.9 millones en el
2013). Si bien hubo un importante ingreso de efectivo
(S/.333.5 millones) por la venta de las centrales trmicas
anteriormente mencionadas, la amortizacin de
obligaciones financieras y mayores pagos de dividendos
(S/. 167.0 y 122.6 millones, respectivamente), se sumaron a
una reduccin de capital por un total de S/. 185.0 millones,
lo cual result en un aumento de caja de S/. 9.6 millones
(S/.29.9 millones a diciembre 2013).
No obstante, AAI considera suficientemente holgado el flujo
de caja operativo y el saldo de caja mantenido por la
compaa (S/. 145.4 millones).
Respecto al riesgo por tasas de inters, la compaa
mantiene la poltica de mantener financiamientos
principalmente a tasas fijas. As, el 100% del total de su
deuda financiera al cierre del ao, se encuentra pactada a
tasas fijas.
Estructura de Capital
A diciembre 2014, la deuda financiera se redujo a S/. 228.7
millones, inferior en 40.0% al saldo de diciembre 2013.
Dicha reduccin es resultado de pago de la deuda de
arrendamiento financiero originada para el financiamiento
de Las Flores (S/. 166.3 millones), el cual fue cancelado
con
el ingreso generado a partir de la venta de la misma.
De esta manera, al cierre del periodo de anlisis la deuda
estaba compuesta por el saldo de bonos corporativo y un
contrato de arrendamiento financiero. ste ltimo se
contrajo con el Banco BBVA Continental para el
financiamiento de vehculos para la operacin de la
Compaa, se encuentra denominado en dlares y tiene
como fecha de vencimiento noviembre 2015.
Por su parte, los recursos provenientes de los bonos
corporativos emitidos se utilizaron para financiar capital
de
trabajo y refinanciar los pasivos de la empresa. Cabe
0%
10%
20%
30%
40%
50%
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2010 2011 2012 2013 2014
EBITDA (S/. Mill.) vs Margen EBITDA (%)
EBITDA Margen EBITDA Fuente: Duke Egenor
-
Empresas
Egenor 7 Mayo 2015
Asociados a:
FitchRatings
destacar la reduccin progresiva del nivel de
endeudamiento que ha mostrado Egenor, aun considerando
la deuda que asumi para financiar sus proyectos de
inversin.
Asimismo, el hecho puntual del pago de la deuda asociada
a Las Flores, trajo consigo una aceleracin del
desapalancamiento de la Empresa, con lo cual el ratio de
apalancamiento financiero (Deuda financiera total / EBITDA)
cerr el ao en 1.47x (2.29x a diciembre 2013). La
evolucin de dicho indicador se puede apreciar en el
siguiente grfico, lo cual muestra que una parte importante
de sus inversiones fueron financiadas por la generacin
propia de la Empresa.
Por otro lado, se puede apreciar el compromiso de los
accionistas de Egenor, quienes han acompaado los
requerimientos de financiamiento para el desarrollo de sus
proyectos de inversin va la capitalizacin del ntegro de la
generacin de caja. Tal como se aprecia en el grfico, el
nivel de endeudamiento sobre el total de capitalizacin ha
mostrado una tendencia decreciente en los ltimos aos y
cerr el 2014 en 27.5% (33.6% a diciembre 2013).
La compaa mantiene como estrategia financiera el
reperfilamiento de su deuda, a travs del cual le otorga un
mayor plazo de repago. Como consecuencia, realiz dos
emisiones de bonos (en noviembre 2011 y en febrero 2012,
como se detallar ms adelante). Lo anterior debera
reducir la presin a los flujos de caja de la compaa para
los prximos aos, otorgndole una mayor holgura
financiera. As, el monto previsto de amortizacin de deuda
para el 2015 asciende a S/. 4.5 millones.
Cabe sealar que, en Junta General de Accionistas del 24
de octubre del 2014, se acord una disminucin del Capital
Social equivalente a S/. 185.0 millones a travs de la
amortizacin de acciones ntegramente pagadas de un valor
nominal de S/. 1.00 cada una.
La reduccin afectara a todos los accionistas a prorrata de
su participacin en el capital. Si bien al cierre de la fecha
de
los estados financieros analizados, dicha reduccin estaba
pendiente de inscripcin en registros pblicos, sta ya se
vea materializada en los Estados Financieros de cierre del
ao.
Adicionalmente, en Junta Obligatoria Anual de Socios de 26
de marzo del 2014, la Empresa acord repartir dividendos
por S/. 122.6 millones, los cuales ya han sido pagados.
Caractersticas de los Instrumentos
Segundo Programa de Bonos Corporativos Duke
Energy Egenor
En Junta General de Accionistas celebrada el 08 de junio de
2009, se aprob el Segundo Programa de Bonos
Corporativos de Duke Energy Egenor hasta por un monto
mximo en circulacin de US$200.0 millones o su
equivalente en nuevos soles.
La vigencia del programa era de dos aos y se renov, el 9
de setiembre de 2011, hasta por dos aos ms. Los fondos
recaudados fueron destinados a financiar capital de trabajo,
sustituir pasivos y/o inversiones en general.
Durante el plazo en que los valores emitidos bajo este
Programa se encuentren vigentes, la Compaa (el Emisor)
se compromete, entre otras cosas, a:
- No otorgar garantas reales a favor de terceros o
subsidiarias sobre sus activos que, de manera individual o
agregada, superen el 25% de su Patrimonio Neto.
- Mantener un ratio de apalancamiento (Deuda /
Patrimonio neto) no mayor a 1.5 veces.
Por otro lado, los instrumentos emitidos bajo este programa
no cuentan con garantas especficas, por lo que estn
respaldados de manera genrica por el patrimonio de la
Empresa.
1.93
5.80
4.223.65
3.102.59
2.29
1.47
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Ve
ces
Deuda Financiera Total / EBITDA
Fuente: Duke Egenor
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
0100200300400500600700800900
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Mill
on
es
de
S/.
Deuda Total Patrimonio Deuda/Capitalizacin
Evolucin Deuda Total vs. Patrimonio
Fuente: Duke Egenor
-
Empresas
Egenor 8 Mayo 2015
Asociados a:
FitchRatings
Primera Emisin del Segundo Programa
La primera emisin del segundo programa de bonos
corporativos se realiz por un monto de US$35.0 millones,
el cual se coloc en una serie el 10 de noviembre de 2011,
a una tasa fija de 6.375% anual.
Asimismo, los bonos se colocaron a la par y a un plazo de
15 aos, los intereses se pagarn en cupones semestrales
a tasa fija y la amortizacin del principal, en un solo pago
en
la fecha de vencimiento. No existe opcin de rescate, salvo
en los casos en los que establece la norma.
Segunda Emisin del Segundo Programa
La segunda emisin del segundo programa de bonos
corporativos se realiz por un monto de US$40 millones, el
cual se coloc en una serie el 9 de febrero del 2012, a una
tasa fija de 5.8125% anual.
El propsito de esta emisin, de acuerdo a lo conversado
con la gerencia de la Empresa, fue la refinanciacin de
otras deudas del emisor y extender el plazo promedio de la
misma, de manera que no implic un aumento en el nivel de
endeudamiento de Egenor.
Entre las caractersticas ms importantes de la emisin se
encuentran: un plazo de 12 aos, colocacin a la par,
amortizacin del capital en un solo pago al vencimiento y
cupones semestrales de intereses. Al igual que la primera
emisin, no tiene opcin de rescate.
-
Empresas
Egenor 9 Mayo 2015
Asociados a:
FitchRatings
Resumen Financiero - Duke Energy Egenor S. en C. Por A.(Cifras
en miles de soles)
Tipo de Cambio S/./US$ a final del Perodo 2.99 2.80 2.55 2.70
2.81 2.89
dic-14 dic-13 dic-12 dic-11 dic-10 dic-09
Rentabilidad (%)
EBITDA 155,432 166,583 141,714 132,244 128,527 146,258
Mg. EBITDA 41.7% 43.0% 37.7% 32.0% 41.3% 42.0%
(FFO + Cargos fi jos) / Capitalizacin ajustada n.d. n.d. n.d.
n.d. 11.3% 11.2%
FCF / Ingresos 6.7% 5.2% 7.8% 34.4% 32.7% 39.3%
ROE 23.1% 11.9% 12.4% 8.9% 8.4% 14.2%
Cobertura (x)
Cobertura de intereses del FFO n.d. n.d. n.d. n.d. 4.81 5.30
EBITDA / Gastos financieros 9.48 12.54 5.23 3.92 4.45 5.27
EBITDA / Servicio de deuda 7.43 9.54 2.75 1.79 0.76 0.85
Cobertura de cargos fi jos del FFO n.d. n.d. n.d. n.d. 3.81
4.30
FCF / Servicio de deuda 1.19 1.15 0.57 1.92 0.60 0.80
(FCF + Caja + Valores l quidos) / Servicio de deuda 8.14 8.92
2.62 3.57 0.75 1.31
CFO / Inversin en Activo Fijo 14.77 13.38 28.63 29.65 13.71
6.50
(EBITDA + caja) / Servicio de deuda 14.38 17.32 4.80 3.43 0.90
1.36
Estructura de capital y endeudamiento (x)
Deuda ajustada total / Capitalizacin Ajustada 27.5% 33.6% 32.0%
33.1% 38.2% 46.9%
Deuda ajustada total / (FFO + GF+ Alquileres) n.d. n.d. n.d.
n.d. 3.38 4.19
Deuda financiera total / EBITDA 1.47 2.29 2.59 3.10 3.65
4.22
Deuda financiera neta / EBITDA 0.54 1.47 1.84 2.18 3.46 3.61
Costo de financiamiento estimado 5.4% 3.6% 7.3% 7.7% 5.3%
4.4%
Deuda financiera CP / Deuda financiera total 2.0% 1.1% 6.7% 9.8%
30.0% 23.4%
Balance
Activos totales 1,063,035 1,383,927 1,395,633 1,456,606
1,425,258 1,502,602
Caja e inversiones corrientes 145,350 135,790 105,854 121,896
24,723 88,439
Deuda financiera Corto Plazo 4,523 4,183 24,488 40,307 140,681
144,441
Deuda financiera Largo Plazo 224,175 210,500 342,242 369,935
328,964 472,210
Deuda financiera total 228,698 381,007 366,730 410,242 469,645
616,651
Deuda financiera total con Equity Credit 228,698 381,007 366,730
410,242 469,645 616,651
Deuda fuera de Balance 0 0 0 0 0 0
Deuda ajustada total 228,698 381,007 366,730 410,242 469,645
616,651
Patrimonio Total 603,480 754,485 778,643 828,786 758,409
698,566
Capitalizacin ajustada 832,178 1,135,492 1,145,373 1,239,028
1,228,054 1,315,217
Flujo de caja
Flujo de caja operativo (CFO) 158,205 145,939 191,959 147,368
109,967 162,007
Inversiones en Activos Fijos -10,711 -10,909 -6,704 -4,970
-8,023 -24,943
Dividendos comunes -122,628 -115,000 -156,000 0 0 0
Flujo de caja l ibre (FCF) 24,866 20,030 29,255 142,398 101,944
137,064
Ventas de Activo Fijo, Netas 333,528 154 398 381 0 284
Otras inversiones, neto 3,205 14,756 1,892 9,317 13,407
15,207
Variacin neta de deuda -167,039 -5,004 -47,587 -54,923 -168,625
-136,842
Variacin neta de capital -185,000 0 0 0 0 0
Otros financiamientos, netos 0 0 0 0 0 0Variacin de caja 9,560
29,936 -16,042 97,173 -53,274 15,713
Resultados
Ingresos 373,086 387,260 376,246 413,760 311,523 348,619
Variacin de Ventas -3.7% 2.9% -9.1% 32.8% -10.6% -12.2%
Utilidad operativa (EBIT) 117,379 129,614 104,021 77,931 79,757
104,596
Gastos financieros 16,394 13,280 27,073 33,742 28,888 27,775
Resultado neto 156,623 90,842 99,294 70,377 61,197 91,401
Informacin y ratios sectoriales
Energa Entregada al COES (GWh) 2,153.6 2,335.6 2,643.7 2,317.7
2,116.1 2,208.7
Participacin en el COES (%) 5.2% 5.9% 7.1% 6.6% 6.5% 7.4%
Vencimientos de Deuda de Largo Plazo 2015 2016+
Miles de S/. 4,523 224,175
EBITDA: Ut. Operativa (no incluye otros ingresos y egresos; s
incluye ingresos por alquiler cesin minera y a partir del 2009
incluye gastos por participacin de
trabajadores) + Deprec. + Amort. FFO: Resultado neto +
Depreciacin y Amortizacin + Resultado en venta de activos +
Castigos y Provisiones + Otros ajustes al
resultado neto + variacin en otros activos + variacin de otros
pasivos - dividendos preferentes. Variacin de capital de trabajo:
Cambio en cuentas por pagar
comerciales + cambio en existencias -cambio en cuentas por
cobrar comerciales. CFO: FFO + Variacin de capital de trabajo. FCF=
CFO + Inversin en activo fijo +
pago de dividendos comunes. Cargos fijos= Gastos financieros +
Dividendos preferentes + Arriendos. Deuda fuera de balance: Incluye
fianzas, avales y
arriendos anuales multiplicados por el factor 6.8. Servicio de
deuda:Gastos financieros + deuda de corto plazo.
-
Empresas
Egenor 10 Mayo 2015
Asociados a:
FitchRatings
ANTECEDENTES
Emisor: Duke Energy Egenor S. en C. por A. Domicilio legal: Av.
Dionisio Derteano N144, piso 19, San Isidro RUC: 20338646802
Telfono: (511) 615 4600 Fax: (511) 615 4701
RELACIN DE EJECUTIVOS
Ral Espinoza Gerente General Dora Avendao Directora Legal Carlos
Luis Fossati Director Comercial Lourdes Garca Directora de
Finanzas, Contralora y TI Manuel De la Puente Director SYMA Csar
Vega Director de Operaciones Javier Uchuya Gerente de Recursos
Humanos, Administracin y
Logstica
RELACIN DE ACCIONISTAS
Duke Energy Per Holdings S.R.L. 99.97%
Accionistas minoritarios 0.03%
-
Empresas
Egenor 11 Mayo 2015
Asociados a:
FitchRatings
CLASIFICACIN DE RIESGO
APOYO & ASOCIADOS INTERNACIONALES S.A.C. CLASIFICADORA DE
RIESGO, de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento de Empresas
Clasificadoras de Riesgo, aprobado por Resolucin CONASEV N
074-98-EF/94.10, acord la siguiente clasificacin de riesgo para los
instrumentos de la empresa DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A.:
Instrumento Clasificacin*
Primera Emisin del Segundo Programa
de Bonos Corporativos Duke Energy Per Categora AA+ (pe)
(Hasta por un mximo de US$50.0 millones)
Segunda Emisin del Segundo Programa
de Bonos Corporativos Duke Energy Per Categora AA+ (pe)
(hasta por un mximo de US$40.0 millones)
Perspectiva Estable
Definiciones
CATEGORA AA (pe): Corresponde a una muy alta capacidad de pago
oportuno de las obligaciones, reflejando un muy bajo riesgo
crediticio. Esta capacidad no es significativamente vulnerable a
eventos imprevistos. ( + ) Corresponde a instituciones con un menor
riesgo relativo dentro de la categora. ( - ) Corresponde a
instituciones con un mayor riesgo relativo dentro de la
categora.
Perspectiva: Indica la direccin en que se podra modificar una
clasificacin en un perodo de uno a dos aos. La perspectiva puede
ser positiva, estable o negativa. Una perspectiva positiva o
negativa no implica necesariamente un cambio en la clasificacin.
Del mismo modo, una clasificacin con perspectiva estable puede ser
cambiada sin que la perspectiva se haya modificado previamente a
positiva o negativa, si existen elementos que lo justifiquen.
-
Empresas
Egenor 12 Mayo 2015
Asociados a:
FitchRatings
(*) Las clasificaciones de riesgo crediticio de Apoyo &
Asociados Internacionales (AAI) Clasificadora de Riesgo,
constituyen una opinin profesional
independiente y en ningn momento implican una recomendacin para
comprar, vender o mantener un valor, ni constituyen garanta de
cumplimiento de las
obligaciones del calificado. Las clasificaciones se basan sobre
la informacin que se obtiene directamente de los emisores, los
estructuradores y otras fuentes
que AAI considera confiables. AAI no audita ni verifica la
veracidad de dicha informacin, y no se encuentra bajo la obligacin
de auditarla ni verificarla, como
tampoco de llevar a cabo ningn tipo de investigacin para
determinar la veracidad o exactitud de dicha informacin. Si dicha
informacin resultara contener
errores o conducir de alguna manera a error, la clasificacin
asociada a dicha informacin podra no ser apropiada, y AAI no asume
responsabilidad por este
riesgo. No obstante, las leyes que regulan la actividad de la
Clasificacin de Riesgo sealan los supuestos de responsabilidad que
ataen a las Clasificadoras.
Limitaciones- En su anlisis crediticio, AAI se basa en opiniones
legales y/o impositivas provistas por los asesores de la
transaccin. Como AAI siempre ha
dejado en claro, AAI no provee asesoramiento legal y/o
impositivo ni confirma que las opiniones legales y/o impositivas o
cualquier otro documento de la
transaccin o cualquier estructura de la transaccin sean
suficientes para cualquier propsito. La limitacin de
responsabilidad al final de este informe, deja en
claro que este informe no constituye una recomendacin legal,
impositiva y/o de estructuracin de AAI, y no debe ser usado ni
interpretado como una
recomendacin legal, impositiva y/o de estructuracin de AAI. Si
los lectores de este informe necesitan consejo legal, impositivo
y/o de estructuracin, se les
insta a contactar asesores competentes en las jurisdicciones
pertinentes.
