Duke Energy Egenor
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Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A. Informe de Clasificación Contacto: Héctor Gaudry [email protected] María Luisa Tejada [email protected] 511- 616 0400 La nomenclatura “.pe” refleja riesgos solo comparables en el Perú. DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A. Lima, Perú 27 de mayo de 2015 Clasificación Categoría Definición de Categoría Bonos Corporativos Segundo Programa, 1ª emisión AAA.pe Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los términos y condiciones pactados. Bonos Corporativos Segundo Programa, 2ª emisión AAA.pe Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los términos y condiciones pactados. “La clasificación que se otorga al presente valor no implica recomendación para comprarlo, venderlo o mantenerlo.” ------------------------Millones de S/.---------------------- Dic.14 Mar.15 Dic.14 Mar.15 Activos: 1,063.3 1,069.7 Utilidad*: 156.62 36.84 Pasivos: 459.5 429.4 ROAA*: 12.79% 12.70% Patrimonio: 603.5 640.3 ROAE*: 13.05% 21.88% *Anualizados Historia: Segundo Programa - 1ª Emisión AAA.pe (asignada 12.10.11); 2ª Emisión AAA.pe (asignada 19.01.12). Al efectuar la evaluación se han utilizado los estados financieros auditados de Duke Energy EGENOR S. en C. por A. al 31 de diciembre de 2011, 2011, 2012 y 2014 así como los estados financieros intermedios al 31 de marzo de 2014 y 2015. Adicionalmente, se ha incluido información proporcionada por la compañía a través de los hechos de importancia publicados por la Bolsa de Valores de Lima. Fundamento: Luego del análisis y evaluación realizada, el Comité de Clasificación de Equilibrium acordó mantener la categoría AAA.pe a la primera y segunda emisión del Segundo Programa de Bonos Corporativos de Duke Energy Egenor S. en C. por A. (en adelante Egenor o la Compañía). La clasificación se sostiene del adecuado nivel de generación de ingresos por parte de las centrales hidroeléctricas, las mismas que mantienen prioridad en el despacho de energía por los bajos costos marginales de generación eléctrica, en línea con el tipo de centrales de generación. Asimismo, aporta a la clasificación la sólida estructura financiera evidenciada en los reducidos niveles de apalancamiento patrimonial y financiero, amplios ratios de liquidez, cobertura de servicio de deuda y gastos financieros, lo cual se plasma en una mejora de eficiencia en operación. De igual manera, la clasificación ratificada incorpora el respaldo de su principal accionista Duke Energy Corporation, la empresa de generación de energía más grande de Estados Unidos. Cabe mencionar que durante el mes de enero de 2014, Moody’s elevó la clasificación internacional de largo plazo de Duke Energy Corporation a A3 desde Baa1 y mantiene un outlook estable. Pese a lo indicado anteriormente, la clasificación incorpora el riesgo asociado a la concentración de la generación de la Compañía en sus centrales hidroeléctricas considerando que la generación del recurso hídrico se encuentra limitado a la estacionalidad de las lluvias en la sierra del país, con lo cual ante un escenario de escasez de lluvias en la zona, la generación de Egenor podría verse afectada obligando a la Compañía a adquirir energía en el mercado spot, a fin de poder cumplir con sus contratos vigentes, reduciendo así los márgenes operativos. Como hecho de importancia se debe mencionar que en el mes de abril de 2014 se hizo efectiva la transferencia de la C.T Las Flores (con capacidad de 192 MW) a la empresa Kallpa Generación SA, producto del acuerdo de compra-venta anunciado en el mes de diciembre de 2013. Cabe indicar que en dicha oportunidad Equilibrium comunicó al mercado que la venta de la propiedad en cuestión, no implicaba una variación en el rating de la Compañía considerando que la transacción generaba una mejora en las coberturas proyectadas tanto de gasto financiero como de cobertura de servicio de deuda, gracias a la disminución de deuda financiera por la cancelación del leasing asociado a la propiedad y los gastos financieros procedentes de la misma operación. Como consecuencia del contrato de compra-venta de la C.T. Las Flores, los estados financieros auditados fueron re expresados para diferenciar las operaciones de dicha central térmica de las demás centrales generadoras de la Compañía. Dichos ingresos se registran en la partida de Ganancia Neta de Operaciones discontinuas en el Estado de Resultados. Con fecha 27 de marzo de 2014, en Junta General de Accionistas se aprobó la distribución de S/.122.6 millones con cargo a los resultados acumulados. Adicionalmente, con fecha de 24 de octubre del 2014 en Junta General de Accionistas se aprobó la reducción de capital social por un monto de S/.185 millones, es decir de S/.538.5 millones a S/.353.5 millones, afectando a todos los socios accionistas a prorrata de su participación en el capital, sin modificar su porcentaje de accionariado.
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Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.
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Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.
Informe de Clasificacin
Contacto:
Hctor Gaudry
Mara Luisa Tejada
[email protected] 511- 616 0400
La nomenclatura .pe refleja riesgos solo comparables en el Per.
DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A. Lima, Per 27 de mayo de 2015
Clasificacin Categora Definicin de Categora
Bonos Corporativos
Segundo Programa, 1 emisin AAA.pe
Refleja la capacidad ms alta de pagar el capital e
intereses en los trminos y condiciones pactados.
Bonos Corporativos
Segundo Programa, 2 emisin AAA.pe
Refleja la capacidad ms alta de pagar el capital e intereses en los trminos y condiciones pactados.
La clasificacin que se otorga al presente valor no implica recomendacin para comprarlo, venderlo o mantenerlo.
------------------------Millones de S/.---------------------- Dic.14 Mar.15 Dic.14 Mar.15 Activos: 1,063.3 1,069.7 Utilidad*: 156.62 36.84
Pasivos: 459.5 429.4 ROAA*: 12.79% 12.70%
Patrimonio: 603.5 640.3 ROAE*: 13.05% 21.88% *Anualizados
Historia: Segundo Programa - 1 Emisin AAA.pe
(asignada 12.10.11); 2 Emisin AAA.pe (asignada 19.01.12).
Al efectuar la evaluacin se han utilizado los estados financieros auditados de Duke Energy EGENOR S. en C. por A. al 31 de diciembre
de 2011, 2011, 2012 y 2014 as como los estados financieros intermedios al 31 de marzo de 2014 y 2015. Adicionalmente, se ha incluido
informacin proporcionada por la compaa a travs de los hechos de importancia publicados por la Bolsa de Valores de Lima.
Fundamento: Luego del anlisis y evaluacin
realizada, el Comit de Clasificacin de Equilibrium
acord mantener la categora AAA.pe a la primera y
segunda emisin del Segundo Programa de Bonos
Corporativos de Duke Energy Egenor S. en C. por A.
(en adelante Egenor o la Compaa).
La clasificacin se sostiene del adecuado nivel de
generacin de ingresos por parte de las centrales
hidroelctricas, las mismas que mantienen prioridad
en el despacho de energa por los bajos costos
marginales de generacin elctrica, en lnea con el
tipo de centrales de generacin. Asimismo, aporta a la
clasificacin la slida estructura financiera
evidenciada en los reducidos niveles de
apalancamiento patrimonial y financiero, amplios
ratios de liquidez, cobertura de servicio de deuda y
gastos financieros, lo cual se plasma en una mejora de
eficiencia en operacin. De igual manera, la
clasificacin ratificada incorpora el respaldo de su
principal accionista Duke Energy Corporation, la
empresa de generacin de energa ms grande de
Estados Unidos. Cabe mencionar que durante el mes
de enero de 2014, Moodys elev la clasificacin internacional de largo plazo de Duke Energy
Corporation a A3 desde Baa1 y mantiene un outlook
estable.
Pese a lo indicado anteriormente, la clasificacin
incorpora el riesgo asociado a la concentracin de la
generacin de la Compaa en sus centrales
hidroelctricas considerando que la generacin del
recurso hdrico se encuentra limitado a la
estacionalidad de las lluvias en la sierra del pas, con
lo cual ante un escenario de escasez de lluvias en la
zona, la generacin de Egenor podra verse afectada
obligando a la Compaa a adquirir energa en el
mercado spot, a fin de poder cumplir con sus contratos
vigentes, reduciendo as los mrgenes operativos.
Como hecho de importancia se debe mencionar que en
el mes de abril de 2014 se hizo efectiva la
transferencia de la C.T Las Flores (con capacidad de
192 MW) a la empresa Kallpa Generacin SA,
producto del acuerdo de compra-venta anunciado en
el mes de diciembre de 2013. Cabe indicar que en
dicha oportunidad Equilibrium comunic al mercado
que la venta de la propiedad en cuestin, no implicaba
una variacin en el rating de la Compaa
considerando que la transaccin generaba una mejora
en las coberturas proyectadas tanto de gasto financiero
como de cobertura de servicio de deuda, gracias a la
disminucin de deuda financiera por la cancelacin
del leasing asociado a la propiedad y los gastos
financieros procedentes de la misma operacin.
Como consecuencia del contrato de compra-venta de
la C.T. Las Flores, los estados financieros auditados
fueron re expresados para diferenciar las operaciones
de dicha central trmica de las dems centrales
generadoras de la Compaa. Dichos ingresos se
registran en la partida de Ganancia Neta de
Operaciones discontinuas en el Estado de Resultados.
Con fecha 27 de marzo de 2014, en Junta General de
Accionistas se aprob la distribucin de S/.122.6
millones con cargo a los resultados acumulados.
Adicionalmente, con fecha de 24 de octubre del 2014
en Junta General de Accionistas se aprob la
reduccin de capital social por un monto de S/.185
millones, es decir de S/.538.5 millones a S/.353.5
millones, afectando a todos los socios accionistas a
prorrata de su participacin en el capital, sin modificar
su porcentaje de accionariado.
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Con fecha 03 de noviembre de 2014, Egenor inform
la venta de sus predios denominados Central Trmica
Paita y Central Trmica Sullana as como los bienes
muebles ubicados en dichos predios a Compaa
Elctrica El Platanal SA por un monto de US$2.6
millones, US$1.8 millones y US$100 mil,
respectivamente.
Al cierre del ejercicio del 2014, la generacin
elctrica de Egenor se encuentra concentrada al 100%
en sus centrales hidroelctricas lo cual le permite tener
prioridad para el despacho de energa al contar con
reducidos costos marginales, ganando eficiencia en
comparacin al ejercicio anterior. No obstante, el
menor gasto por depreciacin en el 2014 por la
cancelacin del contrato de leasing asociado a la C.T.
Las Flores, sumado a la consecuente menor
generacin trmica de energa, influyeron en la
disminucin del margen EBITDA de 43.0% a 41.7%,
mientras que el margen neto increment de 23.5% a
42.0% ubicndose en S/.156.6 millones (S/. 90.8
millones al cierre 2013), registrando un incremento
del 72.4%. Cabe sealar que la ganancia neta del ao
incluye S/.27.4 millones por la venta de la C.T. Las
Flores. Adicionalmente, al cierre del ejercicio 2014 se
incorpora los cambios tributarios segn la Ley
N30296 publicada el 31 de diciembre de 2014 en el
diario El Peruano, que reduce la tasa de impuesto a la
renta de 30% a 28% para los ejercicios gravables
hasta el 2016.
Al 31 de marzo de 2015, la utilidad neta se
increment en 1.4% respecto al primer trimestre de
2014 situndose en S/.36.8 millones, pese a registrar
una menor demanda as como un menor costo
marginal promedio mensual durante este primer
trimestre del ejercicio, producto de la desaceleracin
econmica.
Los ratios de cobertura de gasto financiero y servicio
de deuda se incrementaron como consecuencia de la
venta de la C.T. Las Flores. Asimismo, se reduce el
nivel de endeudamiento financiero debido a la
cancelacin del leasing asociado a dicha propiedad.
Adicionalmente, Egenor presenta un nivel de
endeudamiento menor a las dems empresas
generadoras del sector debido a que a la fecha no
cuenta con ningn proyecto en marcha que
comprometa sus flujos operativos.
Al cierre del ltimo trimestre de 2014, en trminos de
generacin, la Compaa se ubica en el quinto lugar
participando con el 5.15% de la produccin total de
energa elctrica segn el COES.
La Compaa mantiene un covenant de
endeudamiento (deuda financiera/patrimonio neto) no
mayor a 1.50 veces para las emisiones que mantiene
Egenor en su Segundo Programa de Bonos
Corporativos. Cabe mencionar que dicho resguardo se
viene cumpliendo satisfactoriamente en todos los
ejercicios. Asimismo, la reduccin de capital social no
comprometer el mencionado resguardo.
Finalmente, Equilibrium continuar monitoreando la
evolucin de la produccin de la Compaa en funcin
de ampliar la diversificacin de las fuentes de
generacin a fin de reducir la concentracin,
considerando que la dependencia de la generacin
hdrica la hace vulnerable en pocas de estiaje.
Asimismo, se seguir de cerca el desempeo
financiero de Egenor, incluyendo su crecimiento y
niveles de endeudamiento ya que si bien los reducidos
indicadores de solvencia registrados por Egenor
soportan la poltica de reparticin de dividendos
realizados, estos no debern afectar los niveles de
solvencia de modo tal que pueda mantener una
adecuada estructura financiera, en lnea con la
clasificacin otorgada.
Fortalezas
1. Reducidos costos marginales de produccin (generacin hdrica) que permiten tener prioridad en el despacho de energa y contar con una ventaja competitiva para la adjudicacin de la venta de potencia y energa.
2. Bajos niveles de endeudamiento financiero al no encontrarse en periodos de inversin en proyectos importantes. 3. Respaldo de su principal accionista Duke Energy Corporation. Debilidades
1. Elevada dependencia de recursos hdricos, los mismos que presentan una estacionalidad marcada durante el ao por la ausencia de lluvias en la sierra en periodos de estiaje.
2. Alta concentracin de la generacin de energa en centrales hidroelctricas. Oportunidades
1. Ampliacin de cartera de clientes. 2. Desarrollo de nuevos proyectos y adjudicacin de concesiones. 3. Mayor diversificacin de su matriz energtica. Amenazas
1. Cambios inesperados en el marco regulatorio que pudiesen afectar el desarrollo del sector. 2. Cambios climticos que afecten los niveles de hidrologa.
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3
SECTOR ELCTRICO PERUANO
La Ley de Concesiones Elctricas Ley N 25844 entr en vigencia en el ao 1992 con la finalidad de
implementar las primeras reformas en el sector
elctrico. Entre otras, la ley inclua la eliminacin del
monopolio que ejerca el gobierno sobre la totalidad
de la actividad de generacin y venta de energa,
descomponindola en tres pilares bsicos: generacin,
transmisin y distribucin. Del mismo modo, busc
otorgar incentivos para fomentar la participacin de
capitales privados, crendose adicionalmente una
institucin reguladora denominada OSINERGMIN, la
misma que se encarga de la regulacin de la estructura
tarifaria. Con la finalidad de supervisar las actividades
de generacin, transmisin y distribucin, se
establecieron dos mercados diferentes: (i) el de
contratos de suministro de energa, ya sea bajo
regulacin de precios o de libertad de precios, y (ii) el
de transferencias de energa entre generadoras en un
mercado spot siendo este ltimo regulado por el
Comit de Operacin Econmica del Sistema
(COES). A partir de la entrada en vigencia de la ley
antes mencionada se reserva para el Estado una labor
bsicamente normativa, supervisora y de fijacin de
tarifas.
A raz de las reformas suscitadas en el sector elctrico
peruano as como por el sostenido crecimiento
macroeconmico del pas, el incremento en la
demanda de energa ha crecido de forma sostenida. La
mayor demanda de energa se explica en las mayores
necesidades derivadas del mayor nmero de
inversiones realizadas por los diferentes agentes
econmicos, lo que a su vez se encuentra acorde con
el crecimiento experimentado en el pas durante los
ltimos aos. Por tal motivo, la mxima demanda al
cierre del 2014 ascendi a 5,737 MW, 2.9% superior a
la registrada en similar periodo del ejercicio previo
(5,575 MW) en lnea con el crecimiento registrado por
el PBI en el pasado ao.
Fuentes: COES, BCRP / Elaboracin: Equilibrium
La creciente demanda de energa fue satisfecha con la
incorporaron de nuevas instalaciones al SEIN
(Sistema Elctrico Interconectado Nacional) entre las
que se destacan el ingreso en operacin comercial del
Ciclo Combinado (TG12+TV10) de la Central
Termoelctrica Fnix el 16 de mayo del 2014 seguido
del ingreso del Ciclo Combinado (TG11
+TG12+TV10) tambin de Fnix Power el 24 de
diciembre del 2014. Estos ingresos significaron la
adicin de 280.0 y 570.1 MW de potencia efectiva
respectivamente, siendo el total de potencia efectiva
aadido en el 2014 990.1 MW. Segn el COES, la
produccin total del 2014 ascendi a 41,795.9 GWh,
la cual represent un crecimiento del orden de 6.12%
respecto a la registrada en el 2013 (39,385.6 GWh),
crecimiento en lnea con aquel exhibido en el 2013
(6.17%).
Fuente: COES / Elaboracin: Equilibrium
Por fuente de generacin, histricamente la
produccin de energa hidrulica sostena el
abastecimiento de energa al sistema. Sin embargo, a
partir del 2004 -fecha en la que se pone en marcha el
proyecto de gas natural de Camisea- la matriz
energtica sufri un cambio sustancial al
incrementarse la participacin de las Centrales
Termoelctricas en base a gas natural producto de los
bajos precios del mismo. Tal es as que, al cierre del
2014, la produccin hidrulica represent el 50.3%
del total con una produccin de 21,002.9 GWh (-0.6%
respecto al ejercicio previo), mientras que la trmica
represent el 48.7% generando un total de 20,337.4
GWh (+10.9% para el mismo periodo de anlisis).
Asimismo, es de destacar la participacin de otras
fuentes de generacin tales como la elica y la solar,
las mismas que a lo largo del ltimo ejercicio
incrementaron su participacin al pasar de 0.5% a
1.1% de la estructura.
Fuente: COES / Elaboracin: Equilibrium
Cabe sealar que, a fin de evitar que se produzcan
distorsiones significativas en el valor de la energa del
mercado de corto plazo y en los valores de las tarifas
fijadas por el OSINERGMIN mediante el Decreto de
Urgencia N049-2008, se cre el concepto del costo
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En
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nes d
e S
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MW
Mxima Demanda vs PBI
PBI Mxima Demanda
18.88% 21.76%
16.98%19.35%
16.85%
18.19%
14.17%
13.71%
13.04%10.29%
5.15%5.84%3.13%4.43%
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Participacin por Generadora
Chinango
Fnix Power
CELEPSA
EGASA
SN Power
EGENOR
Otras
Kallpa
Electro Per
Enersur
EDEGEL
75.4%68.2%
60.9% 62.9% 58.5% 57.9% 55.9% 53.0% 50.3%
24.6%31.8%
39.1% 37.1% 41.5% 42.1% 44.0% 46.0% 48.7%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Produccin por Tipo
Hidrulica Trmica Otros
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4
marginal idealizado (CmgI) el cual se define como el
costo marginal de corto plazo de la energa en el
SEIN, sin considerar que existe restriccin alguna en
la produccin, en el transporte de gas natural ni en la
transmisin de electricidad. Asimismo, dicho
concepto contempla que el CmgI no podr ser
superior a un valor lmite que ser definido por el
Ministerio de Energa y Minas (MINEM). De igual
manera, la diferencia entre los costos variables de
operacin que incurran las centrales que operan con
costos variables superiores a los CmgI sern cubiertos
por la demanda a nivel nacional, mediante un cargo
adicional en el Peaje de Conexin al Sistema Principal
de Transmisin.
Por otro lado, el citado Decreto de Urgencia establece
que las empresas distribuidoras de energa que retiren
energa del sistema para atender la demanda del
mercado regulado sin contar con el respaldo de
contratos con empresas generadoras, ser valorizada
de acuerdo a la Tarifa en Barra. En estos casos la
diferencia entre el CmgI y la Tarifa en Barra sern
incorporados en el Peaje de Conexin al Sistema
Principal de Transmisin. Por ltimo es de mencionar
que la vigencia de dicho Decreto fue extendida hasta
el 31 de diciembre de 2016.
Al cierre del ejercicio 2014, el costo marginal
promedio anual del SEIN ascendi a 25.2 US$/MW.h,
ubicndose 4.8% por debajo del registrado en el
ejercicio previo (26.5 US$/MW.h). Dichos costos
estn correlacionados con el crecimiento de la
demanda y el desarrollo hidrolgico de las cuencas
que abastecen a las Centrales Hidroelctricas que
conforman el SEIN, siendo el mximo costo marginal
promedio mensual registrado en el 2014 de 34.3
US$/MW.h, ocurrido en el mes de marzo.
Fuente: COES / Elaboracin: Equilibrium
1Posible Desabastecimiento de Energa Elctrica
El estudio de Informe de Diagnstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2017 2026, tiene como premisa que la oferta y demanda futura
se encuentran en un espacio de incertidumbre.
Asimismo, existe una generacin definida hasta el
ao 2018 como parte de la existencia de proyectos
de generacin eficiente, los mismos que cuentan con una alta probabilidad de desarrollarse y que a la
fecha se encuentran en etapa de construccin,
1 Informe de Diagnostico de las Condiciones Operativas del SEIN 2017 - 2026 elaborado por el COES.
adjudicados o cuentan con concesiones definitivas.
Los proyectos de generacin posteriores al ao 2018
se consideran inciertos a excepcin de la operacin
de las unidades del Nodo Energtico del Sur con gas
natural y la CT Quillabamba3 consideradas en el
ao 2020. Si se considera el tamao y el crecimiento
sostenido de la demanda del SEIN, se esperara que
los proyectos a desarrollar sean de gran envergadura
y tengan periodos de maduracin de al menos siete
aos. Lo anterior podra conllevar a que en el
mediano plazo pueda existir un descalce entre la
demanda elctrica y la oferta de generacin eficiente en el SEIN, lo cual significara un incremento de precios temporal de la energa
elctrica.
Se observa que con la mencionada "generacin
eficiente" y su alta probabilidad de ejecucin de
dichos proyectos, se pueda cubrir -de manera
ajustada- la demanda hasta el 2018. Asimismo, si se
incorpora el gas natural a las C.T. del Nodo
Energtico del Sur (en ciclo simple) y la C.T.
Quillabamba, sumado a la puesta en operacin de los
1200 MW de generacin hidroelctrica existira cierta
reserva con generacin eficiente hasta el ao 2023.
En tal sentido, el 29 de noviembre del 2013
Proinversin otorg la adjudicacin de dos centrales
trmicas de 500 MW (+/- 20.0%) cada una a las
empresas EnerSur S.A. y Samay 1 S.A. Dichas
centrales operaran en una primera etapa con Diesel
b5 para despus utilizar gas natural cuando se
encuentre disponible el gas natural del proyecto
Gasoducto Sur Peruano.
Finalmente, ante un retraso en la construccin o
abastecimiento del gas natural para el funcionamiento
de los ciclos combinados que el COES contempla en
el desarrollo del Nodo Energtico del Sur, el dficit de
generacin eficiente podra ser mayor, o en su defecto,
el precio spot se incrementara por el encendido de
centrales que consuman combustibles ms costosos
como el Diesel.
PERFIL DE LA COMPAA
En 1996, luego de la subasta pblica internacional
realizada, Inversiones Dominion Per S.A.,
subsidiaria de la empresa norteamericana Dominion
Resources Inc.-, adquiri el 60.0% de las acciones
del capital de la Empresa de Generacin Elctrica
Nor - Per S.A, la misma que se fusion con Power
North S.A en 1997. La nueva Compaa se denomin
Egenor S.A. y asumi la integridad de los activos,
pasivos, reservas y patrimonio de ambas empresas.
En junio de 1997, la empresa de generacin elctrica
Chilgener, de capital chileno, adquiri el 49% de las
acciones de Inversiones Dominion Per y en octubre
de 1999, Gener S.A. (antes Chilgener) transfiri el
ntegro de sus acciones a Duke Energy International
Per Holdings N 2, LLC, empresa constituida en el
estado norteamericano de Delaware, subsidiaria de
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
US
D/M
W.h
Costo Marginal Promedio Mensual
2012 2013 2014
-
5
Duke Capital Corporation, de Estados Unidos.
Adicionalmente, Duke Energy International Per
Holdings N 2, LLC adquiri en rueda de bolsa, el
30% de las acciones del capital de Egenor que
pertenecan al Estado, a travs de Electroper S.A y
en noviembre de 1999 adquiri de Dominion Energy,
Inc., la propiedad indirecta, a travs de Dominion
Holding Per S.A.C., del 51.0% del capital social de
Inversiones Dominion Per S.A.
En julio de 2000, la razn social de Egenor S.A.A. se
modific a Duke Energy International Egenor S.A.A.
En diciembre de 2002, Duke Energy International
Per Inversiones N1 S.R.L. (antes Inversiones
Dominion Per S.A.) y Duke Energy International
Per Holdings N 2, LLC, titulares de las acciones
con derecho a voto representativas del capital social
Egenor, vendieron el ntegro de sus tenencias a Duke
Energy International Per Holdings S.R.L.,
convirtindose esta ltima en la titular del 99.72% de
las acciones de Egenor.
En junio de 2003, la Junta General de Accionistas
aprob la transformacin de la Compaa de Sociedad
Annima a Sociedad en Comandita por Acciones,
adoptando el nombre de Duke Energy Egenor S. en C.
por A. En marzo de 2004, la razn social de Egenor
cambi de Duke Energy International Egenor S. en C. por A a Duke Energy Egenor S. en C. por A.
El 26 de mayo de 2005, la Junta General de Socios
acord ampliar el Primer Programa de Bonos
Corporativos de la sociedad, incrementando el monto
mximo hasta por un monto total en circulacin de
US$150 millones o su equivalente en moneda
nacional.
En octubre de 2006, la Junta General de Socios
aprob la reorganizacin simple de Egenor, mediante
la cual Egenor, a partir del 1 de noviembre de 2006,
transfiri sus activos y pasivos relacionados a la
actividad de transmisin a favor de su subsidiaria
Etenorte S.R.L. Dicho acuerdo fue precisado
mediante Juntas Generales de Socios en mayo de
2007 y febrero de 2008.
El 9 de mayo de 2008 se aprob en Junta General de
Socios la construccin de la central trmica de
generacin a ciclo simple Las Flores (192 MW), ubicada al sur de Lima en la provincia de Caete
(Chilca). En junio de 2008, Egenor celebr un
contrato llave en mano con la empresa Siemens, para
la construccin de dicha central. El 12 de enero de
2009 se dio inicio a su construccin y fue inaugurada
en mayo de 2010.
En junio de 2009, la junta general de socios aprob la
emisin del segundo programa de bonos corporativos
de la sociedad con el objeto de sustituir los pasivos de
la sociedad para otros usos corporativos. El monto del
segundo programa de bonos corporativos se inscribi
por la suma de US$200 millones de dlares o su
equivalente en moneda nacional, por un plazo
renovable de dos (2) aos contados a partir de su
fecha de inscripcin en el Registro Pblico del
Mercado de Valores de la SMV. Dicho programa fue
renovado el 9 de setiembre de 2011, por un plazo de
dos aos adicionales.
El 04 de diciembre de 2013, Egenor comunic el
acuerdo de compra-venta de los activos de la C.T. Las Flores a favor de la empresa Kallpa Generacin
S.A. por US$ 114 millones ms IGV. La
transferencia de la central trmica se materializ el 01
de abril de 2014 al haberse cumplido las condiciones
suspensivas estipuladas en el acuerdo de compra-
venta.
Con fecha 24 de octubre de 2014, la JGA aprob el
pago de remesas a sus accionistas por un monto total
de S/.185 millones a travs de la reduccin de capital
social, considerando que la reduccin afecta a todos
los accionistas a prorrata de su participacin en el
capital, sin modificar su porcentaje accionario.
Con fecha 03 de noviembre del 2014, la Compaa
comunic el acuerdo de venta real y enajenacin de
las centrales trmicas C.T. Paita y C.T. Sullana a
Compaa Elctrica el Platanal S.A. El monto total de
la compra-venta fue por US$4.4 millones
correspondiente a los predios y US$100 mil por los
bienes muebles ubicados en dichos predios.
Contratos suscritos con entidades relacionadas
Contrato de operacin y mantenimiento. La
Compaa y Aguayta Energy del Per S.R.L.,
entidad relacionada, suscribieron un contrato por
medio del cual la Compaa presta servicios de
operacin y mantenimiento desde marzo de 2010, as
como con Termoselva S.R.L desde el mes de
setiembre de 2014. Las renovaciones son automticas
a menos que cualquiera de las partes manifieste por
escrito su voluntad de rescindirlo.
Contrato de administracin y otros servicios. La
Compaa y sus empresas relacionadas Aguayta
Energy del Per S.R.L, Termoselva S.R.L., Gas
Integral S.R.L. y Eteselva S.R.L., suscribieron un
contrato de administracin, gerencia, gestin y otros
servicios en febrero de 2009, por un plazo de 5 aos.
En diciembre de 2013 se firm la adenda de
ampliacin de contrato por dos aos adicionales, con
renovacin automtica por el mismo periodo a menos
que cualquiera de las partes manifieste por escrito su
voluntad de rescindirlo.
Contrato de administracin y mantenimiento. La
Compaa y Etenorte S.R.L, entidad relacionada,
suscribieron en diciembre de 2006 dos contratos
relacionados a travs de los cuales la Compaa se
compromete a ejercer las facultades de Gerente
General asumiendo la gestin y administracin de
Etenorte S.R.L as como brindar servicios de
mantenimiento y operacin de la red en transmisin.
En diciembre de 2013 se ampli el contrato por dos
aos y su renovacin es automtica.
-
6
Composicin Accionaria
La composicin accionaria de Egenor al cierre del
ejercicio 2014 es la siguiente:
Accionistas %
Duke Energy Per Holdings S.R.L. (socio
colectivo)
99.97%
Accionistas Minoritarios (socios comanditarios) 0.03%
Total 100.0%
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
Perfil del Accionista
Duke Energy International es una empresa con sede
en Houston, Estados Unidos, subsidiaria de Duke
Energy Corporation, la empresa de generacin de
energa ms grande de los Estados Unidos, tras su
fusin con Progress Energy en julio de 2012. El
nmero de clientes atendidos por la Compaa en los
Estados Unidos, tras la fusin, es de 7.2 millones,
distribuidos a lo largo de seis estados (Carolina del
Norte, Carolina del Sur, Indiana, Ohio, Kentucky y
Florida). La capacidad de generacin dentro de los
Estados Unidos asciende a 58,200 MW (36,000 MW
de Duke Energy y 22,200 MW de Progress Energy),
con un total de activos superior a los US$100 mil
millones. Actualmente, Duke Energy Corporation posee la
clasificacin de A3 por Moodys Investors Service, dado el upgrade ocurrido en enero del presente
ejercicio gracias al favorable marco regulatorio en
Estados Unidos. Asimismo, cabe sealar que
Moodys decidi elevar la clasificacin de Duke Energy Corporation a Baa1 desde Baa2 en setiembre
de 2013 a raz de las mejoras en el perfil crediticio
producto de la fusin con Progress Energy. La
clasificacin de Baa2 haba sido asignada en el 2006.
En el caso de Duke Energy International, mantiene la
administracin de empresas de generacin y
comercializacin de energa elctrica en Argentina,
Brasil, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Chile y
Per, con una capacidad instalada de generacin
superior a 4,636MW, la misma que representa
alrededor del 70% de la energa generada de origen
hidroelctrico.
Plana Gerencial
Al 31 de diciembre de 2014, la plana gerencial se
encuentra constituida por los siguientes ejecutivos:
Plana Gerencial
Gerente General Ral Enrique Espinoza Arellano
Directora Legal Dora Mara Avendao Arana
Director Comercial Carlos Luis Fossati
Directora de Finanzas,
Contralora y TI
Nelly Anglica Lourdes Garca
Daz
Director SYMA Manuel Gonzalo Aurelio De la
Puente Sols
Director de Operaciones Cesar Augusto Vega Medina
Gerente de RRHH, Adm. y
Logstica
Javier Martin Uchuya Mendoza
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
Directorio
Debido a su naturaleza jurdica como Sociedad en
Comandita por Acciones, EGENOR no requiere
contar con un Directorio.
Marco Regulatorio
Las principales regulaciones operativas y normas
legales del sector elctrico donde opera la Compaa,
son las siguientes:
Ley de Concesiones Elctricas. Las operaciones de
las centrales de generacin y de los sistemas de
transmisin estn sujetas a las disposiciones
establecidas por el COES-SINAC, con la finalidad de
garantizar la seguridad del abastecimiento de energa
elctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos
energticos. El COES-SINAC regula los precios de
transferencia de potencia y energa entre los
generadores, as como las compensaciones a los
titulares de los sistemas de transmisin.
Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la
generacin elctrica. El 23 de Julio de 2006 se
public la ley N28832, que modifica diversos
artculos de la Ley de Concesiones, la cual establece
como uno de sus objetivos principales asegurar la
generacin de energa, de modo tal que se reduzca la
exposicin del sistema elctrico peruano a la
volatilidad de los precios. Asimismo, persigue reducir
los riesgos derivados de la falta de energa y asegurar
al consumidor final una tarifa ms competitiva a
travs de una mayor competencia en el mercado.
Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector
Elctrico. Mediante la Ley N26876 se establece que
las concentraciones verticales iguales o mayores al
5%, u horizontales iguales o mayores al 15%, que se
produzcan en las actividades de generacin,
transmisin y distribucin de energa elctrica, se
sujetarn a un procedimiento de autorizacin previa a
fin de evitar concentraciones que afecten la libre
competencia.
Organismo Supervisor de la Inversin de Energa y
Minera. OSINERGMIN es el organismo regulador
responsable de supervisar las actividades que realizan
las empresas en los subsectores de electricidad,
hidrocarburos y minera. Se encarga de controlar la
calidad y eficiencia del servicio brindado, as como
de fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones
contradas por los concesionarios a travs de los
contratos de concesin firmados y del cumplimiento
de los dispositivos legales y normas tcnicas
vigentes.
Norma Tcnica de Calidad de los Servicios
Elctricos. (NTCSE) establece los niveles mnimos
de calidad que deben cumplir los servicios elctricos,
incluyendo el alumbrado pblico y las obligaciones
de las empresas del sector elctrico y de los clientes
que operan en el marco de la Ley de Concesiones.
Contempla la medicin, tolerancias y aplicacin de la
norma por etapas, asignando la responsabilidad de su
implementacin y aplicacin a OSINERGMIN, as
como la aplicacin de penalidades y compensaciones
en caso de incumplimiento de los parmetros
establecidos por la norma.
-
7
Norma que dicta medidas extraordinarias en caso
de interrupcin del suministro de gas para
generacin. El D.S N001-2008-EM asegura el
desarrollo eficiente de la generacin elctrica,
establecindose que en caso de interrupcin total o
parcial del suministro de gas natural a las centrales de
generacin elctrica, como consecuencia de
problemas en la inyeccin o fallas en el sistema de
transporte de la red principal, los costos adicionales
de combustible incurridos por las unidades de
respaldo (aquellas que operen con costos marginales
ms altos que los registrados en la semana previa)
sern asignados a los generadores que realicen retiros
netos positivos de energa durante el perodo de
interrupcin en proporcin de dichos retiros.
Decreto de urgencia que asegura la continuidad en
la prestacin del servicio elctrico. Los retiros fsicos
de potencia y energa del Sistema Elctrico
Interconectado Nacional (SEIN), efectuados por las
empresas distribuidoras de electricidad para atender
la demanda de sus usuarios regulados, sin contar con
los respectivos contratos de suministro, sern
asignados a las empresas generadoras de electricidad,
valorizados a precios en barra del mercado regulado,
en proporcin a la energa firme eficiente anual de
cada generador, menos sus ventas de energa por
contratos. La vigencia fue prorrogada hasta el 31 de
diciembre de 2016.
Ley que crea el sistema de seguridad energtica en
hidrocarburos y el fondo de inclusin social
energtico (FISE). Mediante Ley N29583 se cre el
Fondo como un sistema de compensacin energtica,
que permite brindar seguridad al sistema, as como un
sistema de compensacin social y de servicio
universal para los sectores ms vulnerables de la
poblacin para promover el acceso al GLP.
Decreto Supremo que aprueba medidas transitorias
sobre el mercado de electricidad. Mediante D.S. N
032-2012-EM se cumplira con garantizar o asegurar
el transporte de gas natural para cada unidad
termoelctrica, si la respectiva capacidad contratada
diaria firme corresponde o excede al volumen
requerido para operar a potencia efectiva durante
horas punta del da. Esta disposicin se mantendr
vigente hasta que se cumpla la ampliacin de
capacidad de transporte de gas por TGP.
Decreto Supremo N011-2012-EM que aprueba el
reglamento interno para la aplicacin de la decisin
757 del acuerdo de la CAN. Mediante DS se
reglament los intercambios internacionales de
electricidad entre Per y los miembros de la
Comunidad Andina de Naciones (CAN).
Egenor: Operaciones
A la fecha de elaboracin del presente informe,
Egenor cuenta con una potencia firme de 357MW,
siendo esta 16.8% inferior a la presentada al cierre
del ejercicio 2013 producto de la venta de la Central
Trmica Las Flores (192 MW) as como el retiro
comercial de las plantas trmicas de Chimbote,
Chiclayo y Piura. Actualmente, Egenor concentra el
100% de su potencia instalada para la generacin en
sus Centrales Hidroelctricas incorporando el riesgo
que esto conlleva.
Centrales de Generacin Potencia
instalada (MW) %
Centrales Hidroelctricas 357.0 100%
Can del Pato 246.6 57%
Caa Brava 5.3 1%
Carhuaquero 105.1 24%
Total Egenor (MW) 357.0 100% Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
Central Hidroelctrica Can del Pato: Puesta en
marcha durante el ao 1958, cuenta con una
capacidad de generacin de 246.6 MW. Se abastece
del caudal del ro Santa, el mismo que cuenta con una
cuenca de captacin de 4,897 km2 y el caudal
requerido para que la central opere al 100% de su
capacidad es de 80 m3/s.
Central Hidroelctrica Carhuaquero: Con
operaciones desde 1991 y mantiene un capacidad de
generacin de 105.1 MW incluyendo las pequeas
centrales hidroelctricas Carhuaquero IV y V (Caa
Brava). La central se abastece de las aguas del ro
Chancay, el cual tiene una cuenca de 1,622 km2
y el
caudal requerido para la operacin al 100% de la
capacidad de la central es de 24 m3/s.
Otras Centrales Trmicas: Es importante
mencionar que hasta agosto de 2014, Egenor oper
tres centrales termoelctricas ubicadas en la zona
norte del pas, ubicadas en Chimbote, Chiclayo y
Piura; todas ellas con una potencia instalada conjunta
de aproximadamente 72.2 MW. Dichas centrales
trmicas se utilizaban como complemento a la
energa generada por las centrales hidroelctricas
durante la menor produccin de las mismas a causa
de la estacionalidad del recurso hdrico. No obstante,
a partir del mes de setiembre de 2014 se retiraron de
operaciones dichas centrales trmicas, al ser
consideradas muy antiguas e ineficientes debido a los
elevados costos de operacin que registraban as
como el riesgo asociado a fallas en pruebas y por
tanto de posibles sanciones.
Adicionalmente, con fecha 03 de noviembre de 2014, Egenor anunci el acuerdo de venta real y enajenacin
de las centrales trmicas C.T. Paita y C.T. Sullana a
Compaa Elctrica el Platanal S.A por un total de
US$4.4 millones correspondiente a los predios y
US$100 mil por los bienes muebles ubicados en
dichos predios. Cabe sealar que dichas centrales
trmicas se retiraron de operacin durante el ejercicio
2010, junto con la central trmica Trujillo as como
la unidad TG-1 de Chimbote y durante el 2012
hicieron lo propio las unidades de Chiclayo (GMT-
1 y GMT-3).
Lneas de Transmisin: Etenorte SRL opera las
siguientes lneas de transmisin:
(i) Lnea 138 kV SE Huallanca SE Chimbote1 Cuenta con una longitud de 83.9 Km., transporta la
produccin de la central hidroelctrica Can del
-
8
Pato y la inyecta al SEIN. Cada lnea cuenta con una
capacidad de transmisin de 110 MW.
(ii) Lneas SE Chimbote 1 SE Chimbote 2 Cuenta con una longitud 8.2 Km. Estas lneas
suministran energa al complejo siderrgico de
Chimbote e interconectan las turbogas al SEIN.
(iii) Lnea de transmisin 220 kV CH.
Carhuaquero- SE Chiclayo Oeste Cuenta con una longitud de 83 Km. y con una
capacidad de transmisin de 150MW, que permite
transmitir la produccin de la central hidroelctrica
Carhuaquero hasta la ciudad de Chiclayo e inyectarla
en el SEIN.
Produccin
Durante el ejercicio 2014, La Compaa registr un
nivel de generacin total de 2,153.6 GWh,
registrando niveles 7.8% menores a la produccin de
electricidad generada respecto al ejercicio 2013.
segn informacin del COES. De esta manera,
Egenor se mantuvo en el quinto lugar de la
generacin total de energa elctrica del SEIN a la
fecha de evaluacin, registrando una participacin
promedio de 5.15%.
Respecto a las fuentes de generacin, la produccin
termoelctrica de la Compaa disminuy en trminos
absolutos por los menores despachos de energa dada
la venta de la C.T. Las Flores, C.T. Paita y C.T.
Sullana. En lnea con lo anterior, Egenor registra una
dependencia del 100% de la produccin en centrales
hidroelctricas en comparacin al 86.82% y una
extincin de la contribucin de las centrales trmicas
debido al retiro de operaciones de las mismas durante
el ejercicio de 2014.
Fuente: COES /Elaboracin: Equilibrium
ANLISIS FINANCIERO
Egenor elabora sus Estados Financieros sobre la base
de las IFRS (International Financial Reporting
Standards), segn Resolucin N 102-2010-
EF/94.01.1 emitida por la SMV1 que hace necesaria
la aplicacin de la norma internacional.
Como consecuencia de la venta de la C.T. Las Flores,
la Compaa reexpres los estados financieros para
los periodos 2012 y 2013 presentando las operaciones
de dicha central trmica como operaciones
discontinuas.
1 Superintendencia del Mercado de Valores (SMV).
Generacin y Rentabilidad
La Compaa cuenta con una cartera de clientes
diversificada que incluye tanto clientes libres como
empresas distribuidoras que atienden principalmente el mercado regulado- as como otras empresas
generadoras en el mercado spot.
Al cierre del ejercicio 2014, los contratos con
empresas distribuidoras representan el 45.3% del total
de potencia contratada (55.8% a diciembre de 2013)
concentrando el 46.6% con Luz del Sur, 17.5% con
Hidrandina y 10.7% con Electronorte. A nivel de
clientes libres, estos concentran el 27.8% del total de
potencia contratada (37.8% al cierre del ejercicio
2013) y corresponden a contratos con Minera
Yanacocha, Minera Barrick, Tecnofil y Messer.
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
Los ingresos totales al cierre del 2014 ascendieron a
S/.373.1 millones, registrando una reduccin del
3.7% en los ltimos 12 meses (S/.387.3 millones al
cierre de 2013) principalmente por el menor despacho
de energa, as el costo de venta total tambin
disminuy en 3.2% con lo cual el margen bruto se
redujo en 4.2%, considerando que la elevada
concentracin de la generacin en las centrales
hidroelctricas permite una mayor reduccin de
costos en comparacin a las generadoras de energa a
travs de centrales trmicas.
La cada en ventas se explica principalmente por los
menores despachos de energa y ventas en el mercado
spot, sin embargo esto se mitiga gracias al incremento
de ventas de potencia.
En cuanto al costo de ventas, se mantuvo la tendencia
decreciente registrada en los ltimos ejercicios, esto
principalmente explicado por la venta de la C.T. Las
Flores y la salida de operacin comercial de las C.T.
Piura, Chiclayo y Chimbote. En tal sentido, al cierre
del ejercicio 2014 se registra una reduccin del 3.2%
gracias a la menor compra de suministros y
combustibles as como al menor gasto en adquisicin
de energa y peajes elctricos para honrar sus
contratos, pese a la mayor carga de personal.
En lnea con lo anterior, el margen bruto disminuy
de S/.183.3 millones a S/.175.6 millones en los
ltimos 12 meses, en la medida que los ingresos
totales se redujeron en una proporcin mayor a los
costos de venta. Asimismo, los resultados operativos
presentaron la misma tendencia dado que los gastos
de administracin y ventas se incrementaron en los
0
50
100
150
200
250
300
350
en
e.-
11
ma
r.-1
1
ma
y.-
11
jul.-1
1
sep
.-1
1
no
v.-
11
en
e.-
12
ma
r.-1
2
ma
y.-
12
jul.-1
2
sep
.-1
2
no
v.-
12
en
e.-
13
ma
r.-1
3
ma
y.-
13
jul.-1
3
sep
.-1
3
no
v.-
13
en
e.-
14
ma
r.-1
4
ma
y.-
14
jul.-1
4
sep
.-1
4
no
v.-
14
en
e.-
15
ma
r.-1
5
Produccin Egenor (Gwh)
14%29% 29% 32%
63%43%
54% 49%
22% 27%17% 19%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Dic 11 Dic 12 Dic 13 Dic 14
Estructura de ventas por tipo de cliente (%)
Clientes Libres Distribuidoras Mercado Spot
-
9
ltimos 12 meses. La mayor carga operativa responde
a las mayores cargas de personal y servicios
prestados por terceros. -
No obstante a lo anterior, Egenor registr una
ganancia en tipo de cambio de S/.853 mil, en
comparacin con la prdida de S/.30.62 millones
reportada en el ejercicio 2013.
Asimismo, la Compaa registr ingresos adicionales
por la prestacin de servicios de administracin y
operaciones a sus empresas relacionadas Aguayta
Energy del Per S.R.L., Termoselva S.R.L., Eteselva
S.R.L. y Gas Integral S.R.L. Adicionalmente recibe
ingresos por participacin en ganancias de
subsidiarias dado que posee el 100% de acciones de
Etenorte S.R.L., empresa dedicada a la transmisin de
energa. Asimismo, registra ingresos por concepto de
servicios de mantenimiento, gerenciamiento y
administracin con sus empresas relacionadas. Estos
ingresos se registran en el Estado de Resultados
dentro de la cuenta diversos neto, la misma que se
increment en 24.6% al cierre de diciembre de 2014.
En referencia a los gastos financieros, estos se
incrementaron principalmente por los mayores
intereses sobre los bonos corporativos as como por
intereses moratorios asociados a las declaraciones
juradas de impuesto a las ganancias de los aos desde
2009 a 2013. De esta manera, los gastos financieros a
la fecha de evaluacin ascendieron a S/.16.4 millones
(S/.13.3 millones al cierre del ejercicio 2013). Por su
lado, Egenor registr una ganancia por tipo de
cambio de S/.853 mil en comparacin con la prdida
cambiaria de S/.30.6 millones registrada en el 2013.
Dicha variacin se explica en la reduccin de
obligaciones bancarias y el aumento de los activos
monetarios expresados en moneda extranjera, as
como la devaluacin de la moneda nacional en los
ltimos meses.
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
Es as que los mejores resultados obtenidos se
reflejaron en los mayores mrgenes en funcin a la
vigencia de nuevos PPAs que fueron pactados a mejores condiciones, as como por la disminucin en
los costos asociados a la C.T. Las Flores como son la
depreciacin adems de los gastos financieros. Cabe
precisar que el resultado de ingresos y gastos
asociados a la C.T. Las Flores se presenta neto en la
cuenta Ganancia Neta de Operaciones Discontinuas,
lo cual se recoge en la evolucin de los mrgenes
mencionados. De igual forma, los mrgenes de los
aos 2010 y 2011 se vieron influenciados por la
puesta en operacin comercial de la C.T. Las Flores.
A nivel de generacin, el EBITDA medido como
utilidad operativa ms depreciacin y amortizacin se
ubic en S/.155.43 millones al cierre del ejercicio
2014, registrando una disminucin del 6.7% respecto
al ejercicio 2013, considerando los menores
despachos de energa.
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
En los ltimos aos, Egenor ha presentado un
incremento sostenido en sus indicadores de
rentabilidad tanto en el retorno sobre activos como
de patrimonio, como consecuencia del incremento en
los ingresos, la reduccin de niveles de activos
totales por la venta y enajenacin de las centrales
trmicas de propiedad de la Empresa registradas
dentro del Estado de Resultados Integrales como
ganancia neta de operaciones discontinuas, as como
la reduccin de patrimonio a travs de la distribucin
de dividendos y reciente disminucin de capital
social. En lnea con lo anterior, a la fecha de anlisis,
el ROAA se increment de 6.6% a 12.8% en los
ltimos 12 meses, mientras que el ROAE lo hizo de
11.9% a 23.1% durante el mismo periodo.
Al cierre del primer trimestre de 2015, se registran
mejores retornos sobre activos como de patrimonio,
as el ROAE se increment de 13.2% a 21.7%
respecto al primer trimestre del ejercicio 2014,
mientras que el ROAA hizo lo propio de 7.8% a
12.6% en el mismo periodo de anlisis.
Activos y Liquidez
Al 31 de diciembre de 2014, Egenor registr una
disminucin del total de activos de 23.2% respecto al
mismo periodo en el 2013 registrando un total de
S/.1,063.0 millones, dado que se realiz la venta de la
C.T. Las Flores y con lo cual se cancel el contrato
de arrendamiento financiero asociado a la
construccin de dicha central trmica, sumado a la
venta de los predios denominados C.T. Sullana y C.T. Paita as como la depreciacin natural del activo fijo.
La venta de la C.T. Las Flores contribuy con la
disminucin del activo corriente en 58. 5%, lo cual a
su vez deriv en la reduccin del pasivo corriente en
un 63.6%, lo cual reflej una disminucin del capital
de trabajo de la Compaa, el mismo que descendi a
S/.117.6 millones desde los S/.252.3 millones
registrados a diciembre de 2013. En lnea con lo
30.6%
41.1%
47.3%
47.1%
54.0% 52.7%
18.8%
27.6%
33.5%
31.5%
40.0% 40.3%
17.0%20.5%
23.5%
34.6%39.3%
33.9%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
2011 2012 2013 2014 Mar.14 Mar.15
Evolucin mrgenes
Mg Bruto Mg Oper. Mg Neto
4.9%
7.0% 6.6%
12.8%
7.8%
12.6%
8.9%
12.4% 11.9%
23.1%
13.2%
21.7%
2011 2012 2013 2014 Mar.14 Mar.15
Evolucin de la Rentabilidad
ROAA ROAE
-
10
anterior, los activos corrientes cubren 2.3 veces a los
pasivos corrientes.
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
Asimismo, al mes de marzo de 2015 se registra un
incremento de capital de trabajo respecto al cierre de
2014 principalmente por la disminucin del pasivo
corriente producto de los menores pasivos por
impuestos diferidos. De esta manera, los activos
corrientes cubren en 4.0 veces a los pasivos corrientes
(1.7 veces al cierre de marzo de 2014).
Endeudamiento y Solvencia
La Compaa presenta un nivel de endeudamiento
financiero con tendencia decreciente debido a que a
la fecha de anlisis no cuentan con proyectos de
inversin que demanden una importante destinacin
de recursos de la Empresa para su operatividad. En
tal sentido, el ratio de deuda financiera/EBITDA se
redujo desde 2.29 veces hasta 1.47 veces al cierre del
ejercicio 2014, mientras que en el interanual al corte
del primer trimestre de 2015 se increment de 1.11
veces a 1.47 veces.
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
En cuanto al nivel de endeudamiento contable
(pasivo/patrimonio) de la Empresa, se ubic por
debajo del promedio de las dems empresas dedicadas
a la generacin de energa, toda vez que no se
encuentra realizando ninguna inversin significativa
en proyectos de expansin. As, al 31 de marzo de
2015 se mantiene en el orden de 0.67 a pesar de la
poltica de distribucin de dividendos de la Empresa,
la misma que no tiene restricciones para la remesa de
dividendos ni para la repatriacin del capital a los
inversionistas extranjeros.
Cabe mencionar que con fecha 26 de marzo de 2014,
la Junta Obligatoria Anual de Socios acord distribuir
dividendos por S/.122.6 millones con cargo en la
cuenta de resultados acumulados al cierre del ejercicio
2013.
Con fecha 24 de octubre de 2014, la JGA aprob el
pago de remesas a sus accionistas por un monto total
de S/.185 millones a travs de la reduccin de capital
social, considerando que la reduccin afecta a todos
los accionistas a prorrata de su participacin en el
capital, sin modificar su porcentaje accionario.
Al 31 de diciembre de 2014, las obligaciones
financieras (incluida la parte corriente y no corriente)
sumaron S/.228.7 millones, representada en un 99.6%
por los bonos corporativos emitidos bajo el Segundo
Programa de Bonos Corporativos.
Acreedor Saldo (S/.000)
Bonistas 227,842
BBVA (Leasing) 856
Total Deuda Largo Plazo 228,698
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
La Compaa mantiene un resguardo financiero
asociado al mencionado programa de bonos
corporativos, mediante el cual debe mantener un ratio
de apalancamiento, medido como Deuda
Financiera/Patrimonio Neto, inferior a 1.5 veces. A la
fecha de anlisis, el mencionado covenant se ubic en
0.4 veces gracias a la cancelacin del arrendamiento
financiero con el BCP y el incremento en los
resultados pese a que la distribucin de dividendos
durante el primer trimestre del 2014 fue de
prcticamente la totalidad de los resultados
acumulados al cierre de 2013 y la reduccin del
capital social acordada el 24 de octubre de 2014 por
S/.185.0 millones.
Resguardo Segundo
Programa de Bonos 2011 2012 2013 2014
Apalancamiento < 1.50 x 0.49 0.47 0.50 0.38
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
A raz de los menores niveles de endeudamiento y el
adecuado margen operativo, la Compaa registra
constantes incrementos en sus ratios de cobertura de
servicio de deuda y gasto financiero.
Fuente: Egenor /Elaboracin: Equilibrium
126101
252
118
299
167
2011 2012 2013 2014 Mar.14 Mar.15
Evolucin capital de trabajo (S/.MM)
3.10
2.38
2.29
1.47
1.11
1.47
- 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50
2011
2012
2013
2014
Mar.14
Mar.15
Deuda Financiera/EBITDA (veces)
1.79
3.21
10.17
7.43
3.92
5.62
13.38
9.48
Dic 11 Dic 12 Dic 13 Dic 14
Coberturas (veces)
EBITDA / Servicio de deuda EBITDA / Gastos Financieros
-
11
Segundo Programa de Bonos Corporativos
Duke Energy Egenor hasta por un monto
mximo en circulacin de US$ 200 millones.
Denominacin del programa: Segundo Programa de
Bonos Corporativos Duke Energy Egenor
Monto del programa: Hasta por un importe total
emitido de US$200 millones (doscientos y 00/100
millones de Dlares) o su equivalente en Nuevos
Soles.
Moneda de la emisin: Dlares o nuevos soles.
Emisiones y series: El Emisor podr efectuar una o
ms emisiones de los Bonos bajo el Programa. El
importe total de las Emisiones que se realicen bajo el
Programa no podr exceder el Monto del Programa.
Cada una de las Emisiones que formen parte del
Programa podr comprender una o ms Series.
Clase: Los Bonos sern nominativos, indivisibles y
libremente negociables. Estarn representados por
anotaciones en cuenta e inscritos en CAVALI.
Plazo del programa: El Programa tendr una
duracin de cuatro (4) aos contados a partir de la
fecha de su inscripcin en el Registro Pblico del
Mercado de Valores de la SMV. Dicho plazo podr
renovarse de acuerdo a las Normas Aplicables a slo
criterio de las personas facultadas por el Emisor y sin
necesidad de contar con el consentimiento previo de
los Bonistas, ni del Representante de los
Obligacionistas, ni de la Entidad Estructuradora.
Precio de colocacin: Los Bonos se podrn colocar a
la par, sobre la par o bajo la par, de acuerdo con las
condiciones del mercado en el momento de la
colocacin.
Redencin y pagos del Principal: La Fecha de
Redencin es aquella en la que vence el plazo de la
respectiva Emisin o Serie y cancelarla totalidad del
saldo vigente del principal de los Bonos. El principal
de los Bonos, y de ser el caso, el pago de sus
intereses, se realizar conforme se indique en los
respectivos Contratos Complementarios y Prospectos
Complementarios. Para efectos del pago del principal
e intereses, se considerar a los Bonistas cuyas
operaciones hayan sido liquidadas a ms tardar el da
hbil anterior a la Fecha de Vencimiento o Fecha de
Redencin, segn sea el caso.
El pago de los Bonos y el cumplimiento de todas las
obligaciones del Emisor en relacin con los mismos
no se encuentran condicionados ni subordinados a
otras obligaciones del Emisor, salvo en los casos
establecidos en las Leyes Aplicables.
Opcin de rescate: Ser especificada para cada
Emisin de los Bonos en los respectivos Prospectos
Complementarios y Contratos Complementarios. Sin
embargo, el Emisor podr rescatar los Bonos
emitidos o parte de ellos aun cuando el Prospecto
Complementario y el Contrato Complementario
respectivos no hubieren contemplado la existencia de
Opcin de Rescate
Tasa de inters: La tasa de inters de los Bonos ser
establecida por las personas facultadas por el Emisor
antes de la Fecha de Emisin de cada una de las
Series, con arreglo al mecanismo de colocacin que
se establezca en el respectivo Prospecto
Complementario. La tasa de inters de los Bonos
podr ser: (i) fija, (ii) variable, (iii) sujeta a la
evolucin de un indicador; o, (iv) cupn cero
(descuento). Destino de los recursos: Los recursos sern
utilizados para la sustitucin de los pasivos del
Emisor o para otros usos corporativos, segn se
establezca en el Contrato Complementario y
Prospecto Complementario correspondientes.
Garantas especficas: No existen garantas
especficas. Los Bonos quedarn garantizados en
forma genrica por el patrimonio del Emisor.
Adicionalmente, dentro de las principales
restricciones a las que est sujeto el Emisor, destacan:
- En caso se produzca algn hecho de incumplimiento el Emisor no podr: (i) acordar
reparto de utilidades o realizar distribuciones de
dividendos o cualquier otra forma de distribucin
a Accionistas, (ii) otorgar prstamos a terceros o a
empresas pertenecientes a su Grupo Econmico,
(iii) realizar cualquier pago de principal,
intereses, primas u otros montos con relacin a
cualquier deuda del Emisor.
- El Emisor no podr vender, arrendar, dar en uso o en usufructo, enajenar o transferir de cualquier
forma sus activos (sean estos fijos o intangibles) o
ceder los derechos sobre ellos, bajo cualquier
ttulo o modalidad, incluidas las transferencias en
dominio fiduciario, que de manera individual o
agregada excedan el 25% de su Patrimonio Neto.
- El Emisor est obligado a mantener un Ratio de Apalancamiento menor o igual a 1.5. Ser
calculado al cierre de los perodos intermedios
que vencen el 31 de marzo, 30 de junio, 30 de
septiembre y 31 de diciembre de cada ao durante
la vigencia de los Bonos.
Primera Emisin
Monto: US$ 35.0 millones.
Fecha de Emisin: 10 de noviembre del 2011.
Fecha de Redencin: 11 de noviembre del 2026.
Plazo: 15 aos.
Tasa de Inters: fija anual de 6.375%
Amortizacin de Principal: el 100% del principal se
pagar en la fecha de redencin a su valor nominal.
Segunda Emisin
Monto: US$ 40.0 millones.
Fecha de Emisin: 10 de febrero del 2012.
Fecha de Redencin: 12 de febrero del 2024.
Plazo: 12 aos.
Tasa de Inters: fija anual de 5.8125%
Amortizacin de Principal: el 100% del principal se
pagar en la fecha de redencin de la Emisin o Serie
a su Valor Nominal.
-
12
Duke Energy Egenor S en C por A.Estado de Situacin Financiera
(Miles de Soles)
Dic 14 Mar 15
Dic 13 Mar 14
Activo Corriente
Efectivo y Equivalentes de Efectivo 121,896 8.4% 105,854 7.6% 135,790 9.8% 13,825 1.1% 145,350 13.7% 148,279 13.9% 7.0% 972.5%
Cuentas por Cobrar Comerciales (neto) 58,135 4.0% 54,889 4.0% 59,075 4.3% 61,554 4.8% 51,118 4.8% 57,921 5.4% -13.5% -5.9%
Otras Cuentas por Cobrar :
A entidades relacionadas 8,580 0.6% 5,811 0.4% 8,164 0.6% 4,181 0.3% 5,922 0.6% 5,560 0.5% -27.5% 33.0%
Diversas 1,842 0.1% 1,772 0.1% 2,251 0.2% 24,967 2.0% 800 0.1% 1,599 0.1% -64.5% -93.6%
Existencias:
Suministros y repuestos 7,098 0.5% 6,926 0.5% 6,675 0.5% 6,860 0.5% 6,873 0.6% 6,886 0.6% 3.0% 0.4%
Combustibles y lubricantes 4,969 0.3% 5,093 0.4% 3,162 0.2% 3,177 0.2% 2,594 0.2% 2,571 0.2% -18.0% -19.1%
Existencias por recibir 70 0.0%
Estimacin para desvalorizacin 1,031 0.1% 621 0.0% 684 0.0% 684 0.1% 3,454 0.3% 3,454 0.3% 405.0% 405.0%
Total Existencias 11,106 0.8% 11,398 0.8% 9,153 0.7% 9,353 0.7% 6,013 0.6% 6,003 0.6% -34.3% -35.8%
Activo por impuesto a las ganancias 791 0.1%
Gastos pagados por anticipado 757 0.1% 262 0.0% 235 0.0% 3,290 0.3% 376 0.0% 3,634 0.3% 60.0% 10.5%
Activos mantenidos para la venta 290,191 21.0% 290,191 22.7% -100.0% -100.0%
Total Activo Corriente 203,107 13.9% 179,986 13.0% 504,859 36.5% 407,361 31.8% 209,579 19.7% 222,996 20.8% -58.5% -45.3%
Propiedades, planta y equipo (neto) 1,212,264 83.2% 1,169,794 84.2% 844,219 61.0% 835,548 65.3% 814,949 76.7% 806,557 75.4% -3.5% -3.5%
Inversiones en subsidiaria 32,959 2.3% 32,959 2.4% 30,619 2.2% 32,959 2.6% 33,974 3.2% 35,769 3.3% 11.0% 8.5%
Cuentas por cobrar a largo plazo 1,545 0.1% 1,377 0.1% 3,218 0.2% 1,377 0.1% 3,218 0.3% 3,183 0.3% 0.0% 131.2%
Activos intangibles (neto) 1,175 0.1% 1,145 0.1% 0 0.0% 859 0.1% 0 0.0% 0 0.0% - -100.0%
Otros activos 5,556 0.4% 3,799 0.3% 1,012 0.1% 1,896 0.1% 1,315 0.1% 1,196 0.1% 29.9% -36.9%
Total Activo No Corriente 1,253,499 86.1% 1,209,074 87.0% 879,068 63.5% 4,132 0.3% 853,456 80.3% 4,379 0.4% -2.9% 6.0%
TOTAL ACTIVOS 1,456,606 100.0% 1,389,060 100.0% 1,383,927 100.0% 1,280,001 100.0% 1,063,035 100.0% 1,069,701 100.0% -23.2% -16.4%
0
Dic 14 Mar 15
Dic 13 Mar 14
Pasivo Corriente
Cuentas por pagar Comerciales 15,131 1.0% 16,975 1.2% 16,938 1.2% 16,747 1.3% 16,919 1.6% 20,688 1.9% -0.1% 23.5%
Otras Cuentas por pagar:
Tributos 4,014 0.3% 5,545 0.4% 5,375 0.4% 0 0.0% 4,531 0.4% 8,619 0.8% -15.7% -
Remuneraciones y participaciones 7,784 0.5% 10,731 0.8% 10,895 0.8% 7,637 0.6% 20,507 1.9% 10,989 1.0% 88.2% 43.9%
Vinculadas 435 0.0% 158 0.0% 402 0.0% 22,626 1.8% 229 0.0% 305 0.0% -43.0% -98.7%
Depsitos en garanta 209 0.0% 198 0.0% 253 0.0% 314 0.0% 334 0.0% 282 0.0% 32.0% -10.2%
Diversas 5,928 0.4% 6,622 0.5% 1,893 0.1% 5,785 0.5% 1,745 0.2% 1,309 0.1% -7.8% -77.4%
Compensacin por tiempo de servicios 3,066 0.2% 3,373 0.2% 4,176 0.3% 3,544 0.3% 4,138 0.4% 503 0.0% -0.9% -85.8%
Porcin Cte. Deuda L.P. 40,307 2.8% 20,413 1.5% 4,183 0.3% 4,112 0.3% 4,523 0.4% 4,292 0.4% 8.1% 4.4%
Pasivo por impuesto a las ganancias 14,489 1.0% 3,618 0.3% 7,462 0.6% 39,024 3.7% 9,321 0.9% 978.6% 24.9%
Pasivos asociados a los activos mantenidos para
la venta 204,820 14.8% 40,492 3.2% -100.0% -100.0%
Total Pasivo Corriente 76,874 5.3% 78,504 5.7% 252,553 18.2% 108,719 8.5% 91,950 8.6% 56,308 5.3% -63.59% -48.2%
Provisin para desmantelamiento de activos 2,756 0.2% 2,979 0.2% 3,513 0.3% 3,748 0.3% 4,987 0.5% 4,708 0.4% 42.0% 25.6%
Pasivos por impuesto a las ganancias diferido 178,255 12.2% 193,255 13.9% 162,876 11.8% 162,869 12.7% 138,443 13.0% 138,415 12.9% -15.0% -15.0%
Obligaciones financieras 369,935 25.4% 342,242 24.6% 210,500 15.2% 211,507 16.5% 224,175 21.1% 229,950 21.5% 6.5% 8.7%
Total Pasivo No Corriente 550,946 37.8% 538,476 38.8% 376,889 27.2% 378,124 29.5% 367,605 34.6% 373,073 34.9% -2.5% -1.3%
TOTAL PASIVO 627,820 43.1% 616,980 44.4% 629,442 45.5% 486,843 38.0% 459,555 43.2% 429,381 40.1% -27.0% -11.8%
Capital social emitido 538,519 37.0% 538,519 38.8% 538,519 38.9% 538,519 42.1% 353,519 33.3% 353,519 33.0% -34.4% -34.4%
Reservas 52,980 3.6% 52,980 3.8% 95,678 6.9% 95,678 7.5% 95,678 9.0% 70,705 6.6% 0.0% -26.1%
Resultado del ejercicio 70,377 4.8% 99,294 7.1% 99,745 7.2% 36,333 2.8% 156,623 14.7% 36,839 16.8% 57.0% 393.4%
Resultado Acumulados 166,910 11.5% 81,287 5.9% 20,543 1.5% 122,627 9.6% -2,340 -0.2% 179,256 3.4% -111.4% -70.0%
TOTAL PATRIMONIO NETO 828,786 56.9% 772,080 55.6% 754,485 54.5% 793,158 62.0% 603,480 56.8% 640,319 59.9% -20.0% -19.3%
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 1,456,606 100.0% 1,389,060 100.0% 1,383,927 100.0% 1,280,001 100.0% 1,063,035 100.0% 1,069,700 100.0% -23.2% -16.4%
Dic 14
Dic 14
Mar 14
Mar 14
Dic 13
Dic 13PASIVOS Y PATRIMONIO Dic 11 Dic 12
ACTIVOS Dic 11 Dic 12 Mar 15
Mar 15
-
13
Duke Energy Egenor S en C por A.Estado de Resultados Integrales
(miles de soles)
Dic 14 Mar 15
Dic 13 Mar 14
Ventas de Energa 311,916 75.4% 188,221 50.0% 236,519 61.1% 47,791 49.5% 213,125 57.1% 69,830 64.3% -9.9% 46.1%
Ventas de Potencia 98,100 23.7% 57,776 15.4% 74,338 19.2% 8,584 8.9% 84,525 22.7% 30,963 28.5% 13.7% 260.7%
Compensacin COES - 0.0% 127,167 33.8% 76,069 19.6% 38,196 39.6% 73,423 19.7% 5,793 5.3% -3.5% -84.8%
Otros Servicios 3,744 0.9% 3,082 0.8% 334 0.1% 1,973 2.0% 2,013 0.5% 1,947 1.8% 502.7% -1.3%
Total Venta de Energa Elctrica 413,760 100.0% 376,246 100.0% 387,260 100.0% 96,544 100.0% 373,086 100.0% 108,533 100.0% -3.7% 12.4%
Suministros, Repuestos y Combustibles (112,354) -27.2% (6,835) -1.8% (11,397) -2.9% (2,457) -2.5% (6,229) -1.7% (714) -0.7% -45.3% -70.9%
Compra de Energa y Peajes Elctricos (49,223) -11.9% (129,754) -34.5% (100,617) -26.0% (17,364) -18.0% (86,236) -23.1% (27,868) -25.7% -14.3% 60.5%
Cargas de Personal (23,491) -5.7% (21,341) -5.7% (26,387) -6.8% (8,076) -8.4% (37,514) -10.1% (7,803) -7.2% 42.2% -3.4%
Servicios de Terceros (18,047) -4.4% (22,368) -5.9% (24,462) -6.3% (5,428) -5.6% (22,909) -6.1% (4,164) -3.8% -6.3% -23.3%
Otros (84,218) -20.4% (41,187) -10.9% (41,098) -10.6% (11,071) -11.5% (44,618) -12.0% (10,750) -9.9% 8.6% -2.9%
Total Costo de Ventas de Energa Elctrica (287,333) -69.4% (221,485) -58.9% (203,961) -52.7% (44,396) -46.0% (197,506) -52.9% (51,299) -47.3% -3.2% 15.5%
Ganancia Bruta 126,427 30.6% 154,761 41.1% 183,299 47.3% 52,148 54.0% 175,580 47.1% 57,234 52.7% -4.2% 9.8%
Gasto de Administracin (40,575) -9.8% (46,797) -12.4% (49,008) -12.7% (12,600) -13.1% (53,273) -14.3% (12,403) -11.4% 8.7% -1.6%
Gastos de Ventas (7,921) -1.9% (3,943) -1.0% (4,677) -1.2% (944) -1.0% (4,928) -1.3% (1,088) -1.0% 5.4% 15.3%
Ganancia de Operacin 77,931 18.8% 104,021 27.6% 129,614 33.47% 38,604 40.0% 117,379 31.46% 43,743 40.3% -9.4% 13.3%
Ingresos Financieros 1,065 0.3% 2,799 0.7% 3,001 0.8% 398 0.4% 1,429 0.4% 241 0.2% -52.4% -39.4%
Gastos Financieros (33,742) -8.2% (27,073) -7.2% (13,280) -3.4% (5,494) -5.7% (16,394) -4.4% (4,388) -4.0% 23.4% -20.1%
Ganancia (Prdida) en cambio 15,701 3.8% 12,454 3.3% (30,619) -7.9% (879) -0.9% 853 0.2% (1,423) -1.3% -102.8% 61.9%
Diversos,neto 36,082 8.7% 26,575 7.1% 40,242 10.4% 9,263 9.6% 50,145 13.4% 12,404 11.4% 24.6% 33.9%
Ganancia antes de Impuesto a las
Ganancias 97,037 23.5% 118,776 31.6% 128,958 33.3% 41,892 43.4% 153,412 41.1% 50,577 46.6% 19.0% 20.7%
Impuesto a las Ganancias (26,660) -6.4% (41,563) -11.0% (40,853) -10.5% (12,291) -12.7% (24,149) -6.5% (13,738) -12.7% -40.9% 11.8%
Ganancia Neta (Operaciones Continuas) 70,377 17.0% 77,213 20.5% 88,105 22.8% 29,601 30.7% 129,263 34.6% 36,839 33.9% 46.7% 24.5%
Ganancia Neta (Operaciones Discontinuas) - 0.0% 22,081 5.9% 2,737 0.7% 8,294 8.6% 27,360 7.3% - 0.0% 899.6% -100.0%
Ganancia Neta del Ao 70,377 17.0% 99,294 26.4% 90,842 23.5% 37,895 39.3% 156,623 42.0% 36,839 33.9% 72.4% -2.8%
INDICADORES FINANCIEROS
Solvencia
Activo Fijo / Patrimonio
Pasivo / Patrimonio
Endeudamiento del activo
Deuda Financiera / Patrimonio
Deuda Financiera / EBITDA
Liquidez
Liquidez general (veces)
Liquidez cida (veces)
Capital de Trabajo (S/. Millones)
Gestin
Gtos. Ope. / Ingresos
Gtos. Finan. / Ingresos
Rotacin Cobranzas
Rotacin Cuentas por Pagar
Rotacin Inventarios
Ciclo Comercial
Rentabilidad
Ganancia Neta / Ventas
Ganancia Operativa / Ventas
Ganancia Bruta / Ventas
Margen EBIT*
Margen EBITDA*
ROAA*
ROAE*
Generacin
EBIT (S/. Millones)
EBIT / Servicio de deuda
EBIT / Gastos Financieros
EBITDA (S/. Millones)
EBITDA / Servicio de deuda
EBITDA / Gastos Financieros
21.66%
43.7
8.01
159.8
8.00
10.46
32.9
8.9
16.7
33.94%
40.30%
52.73%
31.82%
41.51%
12.58%
Mar 15
Mar 15
1.26
0.67
40.1%
0.37
1.47
3.96
3.79
166.69
12.4%
4.0%
40.7
3.92
1.79
14.52
2.31 3.84
77.9
1.05
104.0
2.19
129.6
27.65% 33.47% 30.78%
38.6
8.79
7.42
9.76
Reexpresado por la venta
de la C.T. Las Flores
1.52
Dic 12
Dic 12
18.83%
41.13%
44.5
15.7
7.2%
26.39%
27.65%
23.4
11.90%
166.6
9.54
6.98%
12.41%
40.47%
132.2
2.29
2.14
101.48
13.5%
Dic 11
Dic 11
8.87%
2.64
31.96%
16.1
11.8
38.6
0.76
0.49
1.46
4.88%
30.56%
126.23
42.9
11.7%
8.2%
17.01%
43.1%
3.10
2.49
18.83%
3.21
5.62
36.9
2.38
0.47
0.80
44.4%
152.3
12.54
34.6
23.46%
33.47%
47.33%
43.02%
6.55%
Dic 13
Dic 13
1.12
0.83
45.5%
0.50
2.29
3.20
3.06
252.31
13.9%
3.4%
46.5
25.6
13.7
Mar 14
Mar 14
1.05
0.61
38.0%
0.27
1.11
1.72
1.53
298.64
14.0%
5.7%
48.6
29.8
16.1
34.9
39.25%
39.99%
54.01%
50.83%
7.80%
13.17%
194.5
8.97
5.43
Dic 14
Dic 14
1.35
0.76
43.2%
0.38
1.47
2.28
2.21
117.63
15.6%
4.4%
41.8
26.6
9.3
24.5
41.98%
31.46%
47.06%
31.46%
41.66%
12.80%
23.07%
117.4
6.135.61
7.16
155.4
7.43
9.48
