Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A.

Informe con Estados financieros al 30 de septiembre del 2010 Fecha de Comité: 31 de Diciembre de 2010

Cecilia Terán Morales

Alan Moscoso De las Muñecas

(591-2) 2124127

(591-2) 2124127

cteran@ratingspcr.com

amoscoso@ratingspcr.com

Emisor Calificación Equivalencia ASFI

Capacidad de Pago de la Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. BAA AA2

Significado de la Calificación PCR

Categoría BAA: Emisores con alta calidad crediticia. Los factores de protección son fuertes. El riesgo es

modesto pudiendo variar en forma ocasional a causa de las condiciones económicas.

Estas categorizaciones podrán ser complementadas si correspondiese, mediante los signos (+/-) mejorando o desmejorando respectivamente la calificación alcanzada entre las categorías BAA Y BB.

La B se refiere a calificaciones locales en Bolivia. Mayor información sobre las calificaciones podrá ser encontrada en www.ratingspcr.com

Significado de la Calificación ASFI

Categoría AA: Corresponde a Emisores que cuentan con alta calidad de crédito y el riesgo de incumplimiento

tiene una variabilidad mínima ante posibles cambios en las circunstancias o condiciones económicas.

Se autoriza añadir los numerales 1,2 y 3 en cada categoría genérica, desde AA a B con el objeto de establecer una calificación específica de los valores de largo plazo de acuerdo a las siguientes especificaciones:

Si el numeral 1 acompaña a una de las categorías anteriormente señaladas, se entenderá que el valor se encuentra en el nivel más alto de la calificación asignada.

Si el numeral 2 acompaña a una de las categorías anteriormente señaladas, se entenderá que el valor se encuentra en el nivel medio de la calificación asignada.

Si el numeral 3 acompaña a una de las categorías anteriormente señaladas, se entenderá que el valor se encuentra en el nivel más bajo de la calificación asignada.

La calificación de riesgo no constituye una sugerencia o recomendación para comprar, vender o mantener un valor, ni un aval o garantía de una emisión o su emisor; sino un factor complementario para la toma de decisiones de inversión.

“La información empleada en la presente calificación proviene de fuentes oficiales; sin embargo, no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos.”

Racionalidad

Calificadora de Riesgo Pacific Credit Rating S.A. en Sesión de Comité N° 018/2010 del 31 de diciembre del 2010 acordó por unanimidad otorgar la calificación de AA2 (equivalente a BAA según la simbología de calificación utilizada por PCR) a la Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. (en adelante EEVH). La calificación asignada se sustenta en:

Factores Positivos

La participación en la generación eléctrica que posee EEVH en el sector eléctrico de Bolivia. Al 30 de septiembre 2010, EEVH fue la tercera empresa con mayor participación en generación e inyección eléctrica dentro del sistema; concentrando el 19,32% de la generación

1.

La operación de la empresa en un sector de bajo riesgo, el cual tiene una demanda relativamente inelástica.

La generación mixta de energía. Si bien la composición actual de generación eléctrica de la empresa se encuentra concentrada en plantas térmicas (92,77%), la empresa también tiene una participación de generación hidráulica (7,23%), lo cual mitiga en cierta medida los riesgos de incertidumbre derivada de la volatilidad en el abastecimiento de gas y en los ciclos hidrológicos.

La estrategia operativa de la empresa, que consiste en efectuar contratos de venta a largo plazo, tanto en términos de volumen como de precio, siempre relacionado a las actuales condiciones de los mercados de electricidad y de gas. Así, en el mes de marzo de 2008 se efectuó el contrato de compra – venta de energía eléctrica con la empresa Minera San Cristóbal S.A. por un periodo de 9 años por una potencia contratada de 14.25 MW y una energía de 107.35 GWh - año, siendo dicho contrato take or pay en potencia. Este contrato le permitirá una mayor estabilidad de sus flujos de ingresos operativos, los cuales redundarán en una elevada capacidad de hacer frente a sus obligaciones. El porcentaje de potencia y energía del contrato con la minera representa el 25% de la capacidad total de la Planta Termoeléctrica Valle Hermoso.

La generación de ingresos de la empresa. De acuerdo con el core business de la empresa, el principal concepto de ingresos es la venta de energía y potencia de electricidad. Los principales factores externos que repercuten en el desempeño de los ingresos de la empresa son la disponibilidad hidrológica del país y el precio internacional de los hidrocarburos.

La tendencia positiva de los indicadores financieros y operativos de la empresa, que le permite presentar una alta posibilidad de cumplir con sus obligaciones financieras y de generar flujo de caja adecuado para sus accionistas. Lo anterior se ve reflejado en sus principales indicadores financieros como el ratio deuda financiera / EBITDA, el cual indica su capacidad de asumir el pago total de su deuda financiera (0 años). Asimismo el EBITDA/ gastos financieros es de 166,14 veces.

El bajo nivel de endeudamiento y la solidez patrimonial que reflejan una buena posición financiera de la compañía, permitiéndole tener acceso a fuentes de financiamiento externo en condiciones favorables para el desarrollo de sus operaciones. A la fecha la empresa no cuenta con deudas financieras.

El Plan de inversión para los próximos años para cubrir el crecimiento de la demanda (proyectos Carrasco, Paracti, Río Yura y Cóndor).

Principales Riesgos

La inestabilidad del abastecimiento de gas natural durante estos dos últimos años, principal insumo de sus plantas térmicas. Hecho que se contrarresta con un contrato de servicio firme de transporte de gas; y, con la ubicación estratégica de la planta Carrasco con una disponibilidad de gas a “boca de pozo”.

La discrecionalidad por parte del organismo regulador en la fijación de las tarifas eléctricas que se cobran a los clientes regulados. El marco regulatorio es susceptible a eventuales modificaciones que pueda afectar a los ingresos de la empresa.

El 1 de mayo del 2010 por Decreto Supremo Nº 04931 el presidente Evo Morales decreto la Nacionalización a favor de la Empresa Nacional de Electricidad –ENDE el paquete accionario de las sociedades capitalizadores Iniversiones Econergy Bolivia S.A, Carlson Dividend Facility S.A para la empresa Corani. The Bolivian Generating Group L.L.C en la empresa Valle Hermoso S.A. y Guaracachi American INC. En la empresa eléctrica Guaracachi S.A.

1 Boletín mensual Comité Nacional de despacho de carga a septiembre 2010

Información utilizada para la calificación

1. Información financiera

Estados Financieros Auditados anuales y Estados Financieros trimestrales de Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. de 2005 al 30 de septiembre del 2010.

Estructura de Financiamiento.

2. Información de mercado

Estadísticas del sector eléctrico.

3. Información Económica

Principales Indicadores Económicos Bolivia (Banco Central Bolivia).

4. Perfil de la empresa

Características de la administración y propiedad.

Descripción del proceso operativo de la empresa.

Estadísticas de ventas.

5. Información Legal

Decreto Supremo N° 493 del 1° de Mayo de 2010

Análisis Realizados

1. Análisis financiero histórico: interpretación de los estados financieros históricos con el fin de evaluar la

gestión financiera de la empresa, así como entender el origen de fluctuaciones importantes en las principales cuentas.

2. Análisis financiero proyectado: evaluación de los supuestos que sustentan las proyecciones financieras,

así como análisis de la predictibilidad, variabilidad y sensibilidad de la capacidad de pago de la empresa a diversos factores económicos.

3. Evaluación de la gestión operativa: la cual incluye una visita a las instalaciones de la empresa y entrevistas

con las distintas áreas administrativas y operativas.

4. Análisis de hechos de importancia recientes: Evaluación de eventos recientes que por su importancia son

trascendentes en la evolución de la institución.

5. Evaluación de los riesgos y oportunidades: Análisis de hechos (ciclos económicos, adquisiciones o

expansiones de instalaciones o mercados, nuevos competidores, cambios tecnológicos, etc.), que bajo ciertas circunstancias, pueden incrementar o suavizar, temporal o permanentemente, el riesgo financiero de la empresa.

Análisis del Emisor

Reseña

La empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. fue constituida como consecuencia del proceso de capitalización de la Empresa Nacional de Electricidad ENDE S.A. dispuesto por la Ley Nº 1544 (Ley de capitalización) de 21 de marzo de 1994, con objeto de realizar actividades de generación, transmisión y venta de energía eléctrica, conforme a lo establecido en la Ley Nº1604 (Ley de electricidad) de 21 de diciembre de 1994. La empresa está constituida en la ciudad de Cochabamba, y se constituyó como emisor mediante Resolución Nº SPVS-IV-Nº288 con número de registro SPVS-IV-EM-VAH-049/2000 de fecha 30 de junio de 2000. En julio de 1997 la empresa eléctrica Valle Hermoso S.A. suscribió un contrato de riesgo compartido con la Corporación Minera de Bolivia (COMIBOL) para ampliar, modernizar y comercializar el producto de la operación de las Plantas Hidroeléctricas del Río Yura, dicho contrato en la actualidad se encuentra vigente, con la suscripción de una Adenda que modifica la participación de las partes en base al estado de Utilidad neta a Distribuir.

Accionistas y Directores:

En el siguiente cuadro, se detalla los principales accionistas de la Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. al 30 septiembre de 2010:

Cuadro 1 : Accionistas

Accionistas N° %

Empresa Nacional de Electricidad 2.923.478 99,88%

Empleados y Otros 3.844 0,12%

Total 2.927.322 100,00%

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

En el cuadro 3, se detalla el directorio de la empresa al 30 septiembre de 2010:

Cuadro 2 : Directorio

NOMBRE CARGO

Alberto Carlos Arispe Santander Presidente

Richard César Alcocer Garnica Vicepresidente

Manfredo A brego Callau Director Secretario

Joel Kladir Lanza Rocha Director Titular

Manfredo Abrego Callau Director Titular

Flavio Gonzalo Hervas Síndico Titular

José Marcial Flores Síndico Suplente

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

En el cuadro 3, se detalla la plana gerencial de la empresa al 30 septiembre de 2010:

Cuadro 3 : Plana Gerencial

Cargo Nombre

Gerente General Gastón Gustavo Ramos Terán

Gerente Administrativo Financiero Hugo Eduardo Silva Murillo

Gerente Comercial Joaquín Rodríguez Gutiérrez

Gerente de Generación Termoeléctrica Isaac Vásquez Balderrama

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

Gustavo Ramos Terán: Ingeniero Civil, actual Gerente General de Valle Hermoso, Diplomado en Negociación, Conciliación y Arbitraje, experiencia en gerencia en la empresa “Construcciones Puntal”.

Hugo Eduardo Silva Murillo: Licenciado en Administración de empresas, maestría en gestión pública, actual Gerente Administrativo Financiero de Valle hermoso, experiencia de 20 años en general.

Joaquín Rodríguez Gutiérrez: Ingeniero Eléctrico, actual Gerente Comercial de Valle Hermoso, maestría en Administración y Dirección de Empresas, experiencia 12 años en el área eléctrica.

Issac Vásquez Balderrama: Ingeniero Eléctrico, actual Gerente de Generación Termoeléctrica de Valle Hermoso, experiencia general en el área eléctrica de 22 años.

Estructura Organizacional

La empresa al cierre de la gestión 2009 tenía un plantel de 51 empleados: 7 ejecutivos, 24 profesionales, 19 técnicos y 2 funcionarios de apoyo.

Gráfica 1: Organigrama empresa Valle Hermoso S.A

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

Marco Regulatorio

Para el sector eléctrico, el marco regulatorio está compuesto por Nueva Constitución Política Del Estado – NCPE (vigente desde el 7 de febrero de 2009), el Ley de electricidad Nº1604 (vigente desde el 21de diciembre de 1994), los reglamentos específicos del sector eléctrico, entre ellos los Decretos Supremos Nº 24043 (de 28 de junio 1995), Nº 24043 (de 28 de junio de 1995), Nº 0071 (de 9 de abril de 2009), Nº 29624 (de 2 de julio 2008), Nº0726 (de 6 de diciembre de 2010) y sus reglamentos.

Dichas leyes establecieron el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) con características que responden a un modelo enfocado en la eficiencia económica para otorgar a la industria las condiciones adecuadas de funcionamiento.

La reforma estableció la desintegración vertical y horizontal de las actividades del sector eléctrico. Se definieron roles del sector y se creó la Superintendencia de Electricidad como organismo regulador autónomo encargado de cumplir y hacer cumplir la Ley de electricidad y sus reglamentos.

El 9 de abril del 2009, se aprobó el Decreto Supremo Nº 0071/2009 que crea una nueva entidad, la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), en remplazo de la Superintendencia de Electricidad. El nuevo órgano regulador que está bajo tuición del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. El Decreto Supremo N° 493 del 1° de Mayo de 2010, promulgado por la Presidencia del Estado Plurinacional de Bolivia, nacionaliza a favor de la Empresa Nacional de Electricidad - ENDE, la totalidad del paquete accionario que poseen las sociedades capitalizadoras entre las que se encuentra GUARACACHI AMERICA INC. y las acciones en propiedad de terceros provenientes de las sociedades capitalizadoras. El Decreto Supremo Nº0726 establece que al plazo de un año de elegido el órgano Ejecutivo y el Órgano Legislativo las concesiones sobre recursos naturales, electricidad, telecomunicaciones y servicios básicos deberán adecuarse al nuevo ordenamiento jurídico. Análisis Sectorial:

Para efectos de la evaluación de riesgos de la Empresa Valle Hermoso S.A. se efectuó el análisis del sector eléctrico

2, en el que participa como ofertarte.

Sector Eléctrico Boliviano

La industria eléctrica en Bolivia comprende las actividades de generación, transmisión y distribución. La estructura del sector determina la separación vertical de las actividades de generación, transmisión y distribución en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), con el objetivo de posibilitar el funcionamiento de un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)

3 competitivo en lo que hace a la generación, donde la oferta está constituida por los

generadores y la demanda por los distribuidores de electricidad y consumidores No Regulados.

La oferta de electricidad en Bolivia está basada en centrales de generación hidroeléctrica y termoeléctrica. La potencia total instalada a nivel nacional, a diciembre de 2008 fue de 1.501,6 MW y a diciembre de 2009 1.529,0.

2 Tomado de Memoria Anual Comité Nacional de Despacho de Carga Gestión 2008. 3 Es el mercado integrado por generadores, distribuidores, transmisores y consumidores no regulados; que efectúan operaciones de compra,

venta y trasporte de electricidad

La operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) durante la gestión 2008 fue normal, habiéndose realizado el despacho de carga con los criterios de seguridad, confiabilidad y a costo mínimo, establecidos en la normativa.

Las centrales de generación eléctrica del Sistema Interconectado Nacional están ubicadas en seis de los nueve departamentos que conecta el SIN en Bolivia: La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Chuquisaca, Potosí y Oruro. La generación bruta entre el año 2008 y 2009, medida en bornes de generación para todas las centrales del SIN, se incrementó de un total de 5.372,5 GWh a 5.634,5 GWh, respectivamente, lo cual representa un incremento del 4,9%. Del total de la energía generada el 2008 el 42,5% corresponde al sector hidroeléctrico y el 57,5% al termoeléctrico. Mientras tanto, el año 2009 se estableció que el 40,2% corresponde a la generación hidroeléctirca y 59,8% a la generación termoeléctrica, producida en unidades que funcionan en base a gas natural predominantemente, diesel oil y biomasa. El jueves 17 de diciembre de 2009 a las 20h00, la operación en tiempo real del Sistema, presentó la demanda máxima anual con una potencia de 939,31 MW, un 4,52% superior a la demanda máxima de 2008.En los años 2008 y 2009, las inyecciones de energía ascendieron de 5,238f GWh a 5,492,47 GWh, lo que representa un aumento del 9,96% de la energía inyectada el año 2007 y un 4,85% de la energía inyectada el año 2008. El precio monómico promedio de inyección al MEM el 2008 fue de 208,02 Bs/MWh, superior en un 7% al precio registrado el año 2007 (194,40 Bs/MWh), el 2009 fue de 238,55 Bs/MWh, superior en un 14,7% al precio registrado el 2008. Las ventas totales en el MEM por generación y trasporte de energía eléctrica en el año 2008, ascienden a 188,2 Millones de US$ (sin IVA), y el año 2009 a 212,79 Millones de US$ (sin IVA).

Gráfico 1 Gráfico 2

Fuente: Comité de despacho y carga / Elaboración: PCR

Para el tercer trimestre del 2010 se esperan algunos cambios respecto a la situación actual, debido a que el gobierno anunció la promulgación de una nueva ley de electricidad para adaptar su contenido a la nueva Constitución Política del Estado. Luego de que durante el primer semestre del 2010 se incorporaron la central térmica de generación Entre Ríos de ENDE y en forma parcial la línea de transmisión Caranavi-Trinidad de ENDE, se espera que durante el segundo semestre de 2010 la composición del mercado eléctrico boliviano se modifique con la incorporación del ciclo combinado de Guaracachi y el total de la línea de transmisión Caranavi-Trinidad de ENDE. A continuación se incluye un resumen de la proyección de costos marginales de energía para los próximos cuatro años, extractado del estudio de mediano plazo del CNDC

4 para el período mayo/2010 – abril/2014.

Cuadro 4 : Energía Libre y Costo Marginal Promedio

May/10-abr/11 may/11-abr/12 may/12-abr/13 may/13-abr/14

Bloque (GWh) (US$/MWh) (GWh) (US$/MWh) (GWh) (US$/MWh) (GWh) (US$/MWh)

Alto 1515,5 15,45 1623,1 16,21 1743,3 17,31 1830,1 17,5

Medio 2987,7 15,34 3203,9 15,47 3453,5 16,5 3634,8 16,83

Bajo 1302,7 14,69 1392,9 14,8 1498,8 15,49 1579,7 15,8

Total 505,9 15,22 6219,9 15,51 6695,6 16,48 7044,6 16,77

Fuente: CNDC / Elaboración: PCR

La estabilidad en los costos marginales de energía durante los dos primeros años se debe a la declaración uniforme de precios de gas en las centrales térmicas y al balance relativamente equilibrado entre oferta y

4 Comité Nacional de Despacho y Carga

Kenko; 2,5%Aranjuez; 5,4%

Guaracachi; 39,4%

Karachipampa; 3,2%

Santa Cruz; 4,5%

Carrasco; 18,2%

V. Hermoso; 11,3%

Bulo Bulo; 15,4%

Participación en el consumo Anual de Gas Natural 2009

COBEE; 19,2% Guabirá Energía; 1,1%

SDB; 0,1%

Guaracachi; 29,6%

Rio Eléctrico; 1,3%Bulo Bulo; 11,1%

Hidrobol; 5,5%

Valle Hermoso; 17,0%

Corani; 14,9%Synergia; 0,3%

Energía Inyectada GWh 2009

demanda. El incremento en el costo marginal durante el tercer y cuarto año se debe al incremento de la demanda bajo una condición de oferta sin mayores cambios.

Demanda, Oferta y Precios:

En el año 2008, pese a la incertidumbre política de Bolivia, la demanda se vio impulsada en 10,60% debido al consumo de la Minera San Cristóbal, por el ingreso de la Minera San Bartolomé y por el fuerte crecimiento del consumo minero hasta septiembre de 2008, que determinaron el crecimiento de la demanda de energía más elevado de los últimos 12 años.

En el 2009, la oferta de generación en el SIN se incrementó con la incorporación de una potencia efectiva disponible de 5,0 MW. En esta gestión la capacidad de potencia efectiva disponible fue de 1164,2 MW, debido al repotenciamiento del turbogenerador TG-GE1, en el departamento de Santa Cruz, lo que incrementó la potencia en bornes de 16,0 MW a 21,0 MW.

A diciembre del 2009, el precio promedio de energía llegó a US$/MWh 16.38; en tanto, el precio de la potencia se ubicó en US$/MWh 13.52, mientras que el peaje se situó en US$/MWh 6.78; de este modo el precio monómico registró un monto total de US$/MWh 36.68, mayor al registrado al cuarto trimestre del año anterior (US$/MWh 33.47). A septiembre 2010, el consumo de energía del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fue de 500.703.510 kWh con una demanda máxima de 998,172 kW. La variación de la demanda, respecto al mismo mes del año anterior, fueron 9,11% en energía y 9,8% en potencia máxima. Las tasas de crecimiento del período anual que termina en este mes son 7,5% en energía y 9,8% en potencia máxima.

Gráfico 3 Gráfico 4

Fuente: Comité nacional de Despacho y Carga / Elaboración: PCR

Sobre la generación de energía en Bolivia al septiembre 2010, la generación termoeléctrica mostró predominio al representar el 64% del total producido. La generación hidroeléctrica, por su parte, representó el 36% del total. Asimismo, se espera que para los próximos años la participación de la energía térmica (y del gas natural en particular) continué incrementándose debido a la mayor explotación del gas.

Gráfico 5

Fuente: Comisión Nacional de Despacho de Carga - CNDC / Elaboración: PCR

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Demanda Anual de Energía

demanda anual

(GWh)

10

15

20

25

30

35

40

45

20

04

20

05

20

06

ma

r-0

7

jun

-07

sep

-07

dic

-07

ma

r-0

8

jun

-08

sep

-08

dic

-08

ma

r-0

9

jun

-09

sep

-09

dic

-09

en

e-1

0

feb

-10

ma

r-1

0

ab

r-1

0

ma

y-1

0

jun

-10

jul-

10

ag

o-1

0

sep

-10

Evolución anual del precio Monómico

Evolución anual del precio Monómico

(En USD/MWh - Sin IVA)

Hidroeléctrica36%

Termoeléctrica64%

Capacidad de Generación en el SIN (sep-10)

Cuadro 5: Producción Bruta de Energía (GWh)

Hidroeléctricas

Centrales Uni. 2005 2006 2007 2008 2009 sep-10 2010

Zongo (COBEE) 21 830,7 896,9 981,8 903,0 921,5 70,4 537,7

Corani y Santa Isabel (CORANI) 9 627,5 804,3 784,0 862,0 817,3 73,6 285,2

Taquesi (H. BOLIVIANA) 4 295,4 223,6 348,8 317,0 322,8 24,3 192,7

Miguillas (COBEE) 9 104,8 111,3 96,2 103,0 107,5 12,1 49,5

Yura (ERESA) 7 66,4 73,7 65,2 72,0 74,7 5,8 37,5

kanata (SYNERGIA) 1 16,3 21,5 17,2 20,0 15,6 1,1 7,3

Quehata 2 - - 0,9 3,0 4,9 0,3 2,3

Total

1.941,1 2.131,3 2.294,1 2.280,0 2.264,3 187,5 1.112,2

Fuente: Comisión Nacional de Despacho de Carga - CNDC / Elaboración: PCR

En cuanto a la producción de energía proveniente de las hidroeléctricas, esta presento incrementos entre los años 2005 (GWh 1.941,1) al 2007 (GWh 2.294,1) debido al incremento en la demanda. En el año 2009 se presentó una disminución que reflejó una leve caída de 1,30% respecto al año 2007, producto de los cambios climáticos y el “Fenómeno del niño”. Y a septiembre vemos que este escenario no ha mejorado debido a que a 9 meses del año 2010 tenemos una producción de GWh 1.112,2. Ver cuadro 7.

Cuadro 6: Producción Bruta de Energía (GWh)

Termoeléctricas

Centrales Uni. 2005 2006 2007 2008 2009 sep-10 2010

Guaracachi (EGSA) 7 877,8 965,5 1.026,8 1.288,0 1.256,0 79,2 581,8

Santa Cruz 2 - - - - 123,4 15,1 81,9

Carrasco (V. HERMOSO) 2 532,2 664,8 648,6 665,0 622,0 63,3 349,9

Bulo Bulo (BULO BULO) 2 548,7 408,7 440,1 634,0 630,7 54,9 328,0

Valle Hermoso (V. HERMOSO) 4 144,0 152,9 182,6 182,0 332,6 36,6 187,4

Aranjuez (EGSA) 11 113,6 99,0 158,4 172,0 176,5 14,5 96,5

Kenko (COBEE) 2 28,4 41,9 66,6 34,0 71,3 8,8 35,9

Karachipampa (EGSA) 1 3,0 42,2 69,7 78,0 96,3 8,1 43,2

Guabirá 1 - - 14,2 39,0 59,7 11,3 12,7

ENDE Andina 4

45,1 239,4

Total 2.247,7 2.375,0 2.607,0 3.092,0 3.368,5 336,9 1.814,0

Fuente: Comisión Nacional de Despacho de Carga - CNDC / Elaboración: PCR

Por el lado de las Termoeléctricas, se puede notar que desde el año 2005 (GWh 2.247,7) hasta el año 2009 (GWh 3.368,5) ha presentado una tendencia creciente, habiendo registrado un incremento de 49,86%. A septiembre 2010 se registró una producción bruta de 1.814 GWh. Ver cuadro 8.

Puntos relevantes septiembre – 2010:

La demanda en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) creció, hasta el presente mes, con una tasa anual de 7,5 % en energía y 9,8 % en potencia.

La capacidad de generación registrada en el tercer trimestre del 2010 es de1,240.59 MW para julio, de 1.231,81 MW para agosto y de 1,240.59 para septiembre

La demanda máxima registrada en los últimos 3 meses fue de 998,2 MW el día 22 de septiembre.

La producción bruta en centrales de generación se distribuyó en: hidroeléctrica 28,64 % y termoeléctrica 71,36 % para julio; hidroeléctrica 29,17 % y termoeléctrica 70,83 % para agosto; hidroeléctrica 29,89 % y termoeléctrica 70,11% para septiembre

El precio monómico a los consumidores fue de 39,93 US$/MWh (sin IVA) para el mes de septiembre.

El costo marginal de generación registrado a septiembre 2010 en promedio fue de 17,79 US$/MWh (sin IVA).

El costo marginal en nodos de consumos (septiembre 2010), incluyendo el costo de la energía forzada, fue de 18,52 US$/MWh (sin IVA).

Operaciones de Valle Hermoso

La energía inyectada por las plantas termoeléctricas de EVH y las plantas hidroeléctricas del Riesgo Compartido del Río Yura en el 2009 fue de 1001.55 MWh, que representan un 18,23% de la energía inyectada en el SIN.

El volumen de energía inyectada por las plantas Valle Hermoso y Carrasco al SIN para los años 2007 y 2008 fue de 804.06 y 824.85 GWh respectivamente. La energía termoeléctrica inyectada por las mismas plantas durante el año 2009 fue de 931.00 GWh, lo que representó un crecimiento respecto al año anterior de 12,87%.

La potencia firme promedio reconocida de las plantas termoeléctricas de la empresa y de las plantas hidroeléctricas del Riesgo Compartido Río Yura durante el año 2009 fue de 133.7 MW, lo que representa una participación de mercado del 15,69%.

La empresa cuenta con un nuevo contrato de gas suscrito con Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el cual demandó una administración del mismo por parte de la empresa. Las nominaciones mensuales que viene a ser la estimación cada 30 días de un posible consumo de gas, las nominaciones diarias que son la estimación de consumo para el día siguiente basado en las proyecciones del Comité Nacional de Despacho y Carga.

Por otra parte la empresa suscribió un contrato con la empresa minera San Cristobal mediante el cual la empresa vende mensualmente 14,25 MW de potencia y una energía anual de 107,353.80 MWh a partir del mes de marzo 2008 hasta el mes de octubre del 2017.

Empresa Río Eléctrico S.A.

La empresa Río Eléctrico S.A. es una entidad subsidiaria de la empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A., cuya composición accionaria al 30 de septiembre del 2010 es :

Cuadro 7: Accionistas

Accionistas N° %

Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. 14.800 98%

Otros accionistas minoritarios 200 2%

Total 15.000 100,00%

Proyectos

Durante la gestión 2009 se continuó los estudios y gestiones para el desarrollo de los siguientes proyectos: Proyecto Paracti, Proyecto Tercera Unidad Carrasco y Proyectos de mejoras en el río Yura.

Proyecto Paracti: consiste en el aprovechamiento de las aguas turbinadas de la planta santa Isabel y la soble

adicción de caudales incrementales de la cuenca del Río Paracti. El proyecto comprende tres centrales de cascada: Locotal, San Onofre y San Pedro ubicadas a lo largo del Río Paracti, entre la descarga de la Planta Santa Isabel y la confluencia del Río Paracti con el Río Macota. La capacidad total instalada sería de aproximadamente 70MW.

Proyecto en el Rio Yura: en la gestión 2009 se prefeccionó el diseño del proyecto Cóndor consistente en una

planta hidráulica de 1.5 MW aguas arriba de Killpani, La construcción de esta planta dependerá de los acuerdos a que se lleguen con COMIBOL y los ayllus de la zona.

Proyecto tercera Unidad Carrasco: en la gestión 2009 mediante contrato con la firma consultora EXERGIA

SRL, la empresa completo el diseño general del proyecto y la elaboración de los pliegos de licitación tanto para el equipo faltante, como para la construcción de la unidad.

Hechos Relevantes

- En fecha 11 de agosto de 2010 el Directorio, quedo conformado por Alberto C. Arispe como presidente del directorio, Richard C. Alcocer como Vicepresidente, Manfredo A brego Director Secretario, Joel K. Lanza como Director y René Cabrero como director.

Asimismo se revoco los poderes otorgados a favor de Enrique Herrera Soria, René Fernando Joffré Eróstegui y otros. Además se ratificó a los gerentes Gastón G. Ramos Terán como Gerente General, Hugo E. Silva como Gerente Administrativo Financiero y Joaquín Rodríguez como Gerente Comercial.

-En fecha 17 de junio de 2010 se ha comunicado que la junta general de accionistas celebrada el 15 de junio de 2010 determino la remoción total de directores y síndicos tanto titulares como suplentes y nombramiento de nuevos directores Alberto C. Arispe, Richard C. Alcocer, Manfredo A brego , Joel K. Lanza y René Cabero.

-El 1 de Mayo 2010 se llevo a cabo la nacionalización de la empresa por medio del Decreto Supremo Nº 04931 en el cual se indica que se nacionaliza a favor de la Empresa Nacional de Electricidad-ENDE, el paquete accionario de la Sociedad Capitalizadora The Bolivian Generating Group LLC (BGG) en la empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. debiéndose transferir y registrar las acciones a favor del Estado Plurinacional de Bolivia, bajo la titularidad de ENDE.

-El 19 de marzo del 2010 se designo al Secretario del Directorio señor Juan Carlos Querejazu, en remplazo del señor Juan Carlos Orsini quien presentó su renuncia

-El 19 de Febrero del 2010 se ha realizado una reorganización interna, como nuevo gerente comercial eta el señor Marcelo Magariños, Gerente de de Proyectos el señor Jorge Enrique Achá.

-El 17 de Febrero del 2010 se designo al señor Fernando Joffré como Gerente General.

Análisis Financiero

Para la elaboración del análisis se utilizaron Estados Financieros auditados al 31 de diciembre de las gestiones 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 y septiembre 2010, los mismos se encuentran presentados en bolivianos.

El año fiscal de la Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. inicia en Enero y concluye en Diciembre del año.

Análisis del Balance General

Entre el 2005 y el 2008 los activos totales de Valle Hermoso pasaron Bs 497,83 millones a 616,78 millones, lo que representó un incremento de Bs 118,95 millones (23,89%) en el transcurso de 4 gestiones explicado principalmente por el incremento en almacenes y repuestos en Bs 50,05 millones, inversiones con cotización en bolsa en Bs 60,36 millones, activos fijo en Bs 32,72 millones e impuestos diferidos por Bs 12,25 millones. En diciembre 2009 se presentó una leve disminución que situó al activo en Bs 595,61 explicado principalmente por la depreciación de los activos fijos y una baja en las inversiones. A septiembre 2010 se registró un total activo de Bs 588,32 millones, constituyendo un incremento de Bs 3,91 millones (0,67%) respecto a junio 2010.

Por otra parte el pasivo total entre las gestiones 2005 y 2009 presentó una disminución, de Bs 73,83 millones a Bs 51,44 millones, equivalente a Bs 22,38 millones (-30,32%), explicado por la amortización de sus deudas financieras. A septiembre 2010 los pasivos totales alcanzaron un importe de Bs 35,48 millones, cifra inferior en Bs 4,47 millones (-11,19%) en comparación a junio 2010. Esta disminución se debió a que en septiembre 2010 la empresa realizó el pago de sus obligaciones con proveedores.

El patrimonio entre los periodos 2005 a 2009 tuvo un incremento de Bs 424,00 millones a Bs 544,17 millones, lo que significó un incremento de Bs 120,17 millones (28,34%) en los últimos tres años. A septiembre 2010 el patrimonio alcanza un importe de Bs 552,85 millones, cifra levemente superior a la registrada en junio 2010 en Bs 8,38 millones o (1,54%), debido principalmente a los resultados del ejercicio y el ajuste de capital.

Gráfico 6 Gráfico 7

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

Los niveles de endeudamiento se encuentran en un rango aceptable debido la disminución de las deudas financieras, durante el periodo 2005 a 2009 la empresa presenta una disminución en los ratios pasivo total/patrimonio y Deuda Financiera/patrimonio de 0,17 veces en el 2005 a 0,09 veces en el 2009 y de 0,13 veces en el 2005 a 0,02 veces en el 2009.

A septiembre 2010 se registró un ratio de (pasivo total/patrimonio) de (0,06 veces) menor al registrado en junio 2010 de (0,07 veces) y diciembre 2009 (0,09 veces). Del mismo modo se pudo evidenciar que el ratio (Deuda financiera/patrimonio) se mantuvo en (0 veces) durante los trimestres de junio y septiembre y presentó una disminución en relación de diciembre 2009 que alcanzó las 0,02 veces. Con ello se concluye que este indicador muestra un margen aceptable para que la empresa pueda realizar proyectos de inversión y mantener un adecuado manejo de endeudamiento de la empresa, debido a que a la fecha la empresa no cuenta con deudas financieras.

Calidad de Activos y Calidad de Pasivos

En el tercer trimestre del 2010, el activo de la empresa se encontró compuesto en su mayoría por activos no corrientes por Bs 389,20 millones (66,15 del total de activos), constituido principalmente por activos fijos netos que ascendieron a Bs 334,54 millones (56,86% del total de activos). Es de señalar, que estos porcentajes se encuentran acorde con la naturaleza de las empresas generadoras, que se caracterizan por una importante inversión en inmuebles, maquinarias y equipo, bajo nivel de inventarios. En cuanto a los activos corrientes (33,85% del total de activos), éstos sumaron Bs 199,12 millones y se componen especialmente por cuentas por cobrar comerciales , almacenes y repuestos , inversiones a corto plazo, disponibilidades y otros activos.

Gráfico 8 Gráfico 9

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

Al 30 de septiembre 2010, el pasivo total de Valle hermoso estuvo compuesto de pasivos corrientes por Bs 32,95 millones o 5,60% del total pasivo y patrimonio; y pasivos no corrientes por Bs 2,53 millones o 0,43% del total pasivo y patrimonio. La cuenta más significativa tanto en el pasivo corriente son los compromisos con proveedores que ocupan el 4,22% del total pasivo y patrimonio y ascienden a Bs 24,83 millones. La empresa a la fecha no cuenta con deudas financieras, estas fueron canceladas en diciembre 2009.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 jun-10 sep-10

Total Activo, Pasivo y Patrimonio

(En MM de Bolivianos)

Activo Total Pasivo Total Patrimonio Total

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 jun-10 sep-10

Endeudamiento Patrimonial

Pasivo Total / Patrimonio Deuda Financiera / Patrimonio

0

100

200

300

400

500

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 jun-10 sep-10

Ac tivo Corriente y Pasivo Corriente

(En MM de Bolivianos)

Activo Corriente Activo No Corriente

0

18

36

54

72

90

108

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 jun-10 sep-10

Pasivo Total y Deuda Financiera

(En MM de Bolivianos)

Pasivo Total Deuda Financiera

Análisis del Estado de Resultados

Evolución de Ingresos y Gastos

Durante la gestión 2005 a 2009, los ingresos brutos de Valle Hermoso han presentado un incremento de Bs 152,32 millones registrado en el 2005 a Bs 231,42 millones registrado en el 2009. Dicho incremento fue de Bs 79,10 millones o 51,93%.

Los ingresos brutos, a septiembre 2010, fueron Bs 207,99 millones, superiores en Bs 42,23 millones (25,48%) registrados en similar periodo del año pasado. Por otro lado, el costo de ventas presentó un incremento, pasó de Bs 132,27 millones a Bs 161,15 millones, respecto a septiembre 2009.

Gráfico 10 Gráfico 11

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

La utilidad operativa alcanzada para este trimestre fue de Bs 32,59 millones superior en Bs 11,97 millones o (58,02%) respecto al mismo período del año anterior. Este hecho es debe a que la empresa ha generado mayores niveles de electricidad en comparación a septiembre 2009. Los gastos financieros ascienden a Bs 0,134 millones, resultando una utilidad neta del ejercicio de Bs 17,73 millones, superior a la registra en septiembre 2009 que alcanzó Bs 11,03 millones.

Análisis de indicadores de relevancia

Los indicadores de cobertura, (EBITDA/Gastos Financieros), durante el periodo 2005-2009 presentó una tendencia creciente mostrando ratios de 7,85 veces para el 2005 y 51,03 veces , debido a que la empresa contaba con bajos gastos financieros que pasaron de Bs 5,73 millones para el 2005 a 0,90 millones para el 2009.

A septiembre 2010 el EBITDA/Gastos financieros llego a 166,14 veces, ratio superior al registrado en septiembre 2009 (24,85 veces) por el incremento en el EBITDA en 71,03% respecto a septiembre 2009, y la disminución de los gastos financieros en 74,42% debido a que la empresa ya no cuenta con deudas financieras. Del mismo modo se puede evidenciar el mismo comportamiento con el EBIT/Gastos financieros en el gráfico 12. A septiembre 2010 el (EBIT/Gastos Financieros) alcanzó un nivel de 119,38 veces.

Gráfico 12 Gráfico 13

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

0

30

60

90

120

150

180

2005 2006 2007 2008 2009 sep-2009 sep-2010

Ingresos Operativos y Costos Operativos

(En MM de Bolivianos)

Total de Ingresos Brutos Costos y Gastos Operacionales

0

8

16

24

32

40

48

56

2005 2006 2007 2008 2009 sep-2009 sep-2010

Utilidad (Pérdida) Bruta, Operativa y Neta

(En MM de Bolivianos)

Utilidad Bruta Utilidad Operativa Utilidad Neta

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-10

Cobertura de Gastos Financieros

EBIT / Gastos Financieros (12 meses)

EBITDA / Gastos Financieros (12 meses)

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-10

Indicadores de Solvencia

Deuda Financiera / EBITDA (12 meses) Pasivo Total / EBITDA (12 meses)

Respecto a la solvencia financiera se tomaron en cuenta dos ratios, los cuales midieron el tipo de financiamiento y la capacidad de la empresa de hacer frente a sus deudas tanto de corto como de largo plazo. Los ratios calculados fueron la Deuda Financiera/EBITDA (presenta a septiembre 2010 una cifra de 0), Debido a que la empresa no cuenta con deuda financiera a septiembre 2010. Por último el Pasivo total/EBITDA (que a septiembre 2010 llegó a 0,66) nos muestra que la empresa llegará a cubrir el total de sus pasivos en 0,66 años.

Otros indicadores considerados de relevancia son márgenes de rentabilidad. En el gráfico 14 se indican la evolución del margen bruto, del margen operativo y del margen neto.

El margen bruto durante los periodos 2005 al 2009, gracias al incremento en las ventas, alcanzo márgenes de 24,81% y 19,76%. A septiembre 2010 se puede evidenciar una mejora alcanzando un margen de 22,52% superior al registrado en septiembre 2009 de 20,20%.

Debido a que la empresa incurre en altos costos operativos, el margen operativo presentó una a septiembre del 2010 un margen operativo de 15,67% por otra parte el margen neto debido a otros egresos alcanzó un nivel de 8,53%. Por otra parte estos márgenes alcanzaron niveles superiores a los registrados en septiembre 2009 donde se alcanzó 12,44% para el margen operativo y 6,66% para el margen neto.

Gráfico 14 Gráfico 15

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

Adicional a ello se realizó los cálculos del ROA y ROE a 12 meses, se puede observar que en la gestiones 2005 a 2009 estos indicadores presentaron una tendencia decreciente pasando de 3,40% para el ROA y 3,99% para el ROE en diciembre 2005 a 2,31% para el ROA y 2,53% para el ROE en diciembre 2009.

Al 30 de septiembre de 2010 tanto el ROE (3,70%) como el ROA (3,48%) a 12 meses de septiembre 2010 presentaron un incremento en comparación de septiembre 2009 donde se registró un ROE (-0,16%) y un ROA (-0.14%) , niveles explicados por las pérdidas incurridas en dicha gestión que alcanzaron los Bs 0, 84 millones.

Gráfico 16

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

Respecto a la liquidez la empresa presenta adecuados indicadores, como se puede observar en el gráfico 16; los ratios de liquidez general y prueba ácida, al 30 de septiembre del 2010 ascienden a 6,04 y 0,59 veces, respectivamente. Sin embargo, al cierre de la gestión 2009 la liquidez era inferior y registraba 4,91 veces, por otra parte la prueba ácida registró al cierre del 2009 en 0,86 veces, superior al registrado en el 2010.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-10

Márgenes de Rentabilidad

(En %)

Margen Bruto Margen Operativo Margen Neto

0%

8%

16%

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-10

Márgenes de Rentabilidad (12 meses)

(En %)

ROA ROE

0,0

1,2

2,4

3,6

4,8

6,0

7,2

8,4

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 sep-10

Indicadores de Liquidez

Liquidez General Prueba Acida

Anexo

Fuente: Valle Hermoso / Elaboración: PCR

Empresa Electrica Valle Hermoso

Estados Financieros Consolidados

miles de bolivianos

dic-05 dic-06 dic-07 dic-08 dic-09 jun-10 sep-09 sep-10

Balance General

Activo Corriente 107.767 157.943 141.916 174.712 185.426 189.201 174.280 199.123

Activo Corriente prueba ácida 46.061 57.359 86.703 46.218 32.227 32.642 30.565 19.603

Activo No Corriente 390.062 392.216 472.921 442.070 410.187 395.216 412.937 389.202

Activo Total 497.829 550.160 614.837 616.782 595.612 584.417 587.217 588.325

Pasivo Corriente 25.805 30.898 30.460 42.538 39.553 37.402 35.485 32.950

Pasivo No Corriente 48.021 52.211 43.033 19.562 11.888 2.548 11.270 2.531

Pasivo Total 73.826 83.109 73.493 62.100 51.441 39.950 46.755 35.481

Capital Total 292.732 292.732 292.732 292.732 482.210 292.732 481.316 292.733

Patrimonio Total 424.003 467.051 541.344 674.851 544.172 544.467 540.462 552.845

Deuda Financiera 54.028 54.900 51.058 25.372 10.906 0 10.716 0

Corto Plazo 8.078 9.651 10.891 8.457 2.422 0 2.232 0

Largo Plazo 45.950 45.248 40.167 16.914 8.484 0 8.484 0

Estado de Ganancia y Pérdidas

Total de Ingresos Brutos 152.324 205.407 207.327 209.257 231.421 133.275 165.755 207.990

Costo de Ventas (Operacionales) 114.540 153.777 147.320 177.586 185.696 101.777 132.273 161.148

Gastos operacionales 16.034 17.099 20.431 23.400 18.913 10.155 12.859 14.253

Resultado de Operación 21.751 34.532 39.576 8.271 26.811 21.343 20.623 32.589

Otros Ingresos y Egresos -4.830 -6.007 -1.943 4.405 -13.052 -9.518 -9.591 -14.856

Otros (gastos) Ingresos 1.127 2.234 10.081 0 0 0 0 0

Gastos Financieros -5.726 -3.038 -2.416 -2.284 -896 -133 -705 -134

Utilidad (Perdida) Neta del Ejercicio 16.908 28.504 37.632 12.676 13.759 11.825 11.033 17.733

EBITDA y Cobertura

Total de Ingresos Brutos (12 meses) 152.324 205.407 207.327 209.257 231.421 269.678 210.689 273.656

Margen bruto (acum. en el periodo) 24,81% 25,14% 28,94% 15,13% 19,76% 23,63% 20,20% 22,52%

Margen operativo (acum. en el periodo) 14,28% 16,81% 19,09% 3,95% 11,59% 16,01% 12,44% 15,67%

Margen neto (acum. en el periodo) 11,10% 13,88% 18,15% 6,06% 5,95% 8,87% 6,66% 8,53%

EBIT (12 meses) 21.751 34.532 39.576 8.271 26.811 37.879 10.427 38.778

EBITDA (12 meses) 44.968 60.885 57.948 30.993 45.725 60.438 31.554 53.966

Gastos Financieros (12 meses) 5.726 3.038 2.416 2.284 896 528 1.270 325

EBIT / Gastos Financieros (12 meses) 3,80 11,37 16,38 3,62 29,92 71,76 8,21 119,38

EBITDA / Gastos Financieros (12 meses) 7,85 20,04 23,99 13,57 51,03 114,50 24,85 166,14

Utilidad (12 meses) 16.908 28.504 37.632 12.676 13.759 20.386 -843 20.460

Solvencia

Pasivo Corriente / Pasivo Total 34,95% 37,18% 41,45% 68,50% 76,89% 93,62% 75,89% 92,87%

Pasivo No Corriente / Pasivo Total 65,05% 62,82% 58,55% 31,50% 23,11% 6,38% 24,11% 7,13%

Deuda Financiera / Pasivo Total 73,18% 66,06% 69,47% 40,86% 21,20% 0,00% 22,92% 0,00%

Pasivo No Corriente / Patrimonio 0,11 0,11 0,08 0,03 0,02 0,00 0,02 0,00

Deuda Financiera / Patrimonio 0,13 0,12 0,09 0,04 0,02 0,00 0,02 0,00

Pasivo Total / Patrimonio 0,17 0,18 0,14 0,09 0,09 0,07 0,09 0,06

Pasivo No Corriente / EBITDA (12 meses) 1,07 0,86 0,74 0,63 0,26 0,04 0,36 0,05

Deuda Financiera / EBITDA (12 meses) 1,20 0,90 0,88 0,82 0,24 0,00 0,34 0,00

Pasivo Total / EBITDA (12 meses) 1,64 1,37 1,27 2,00 1,13 0,66 1,48 0,66

Rentabilidad

ROA a 12 meses 3,40% 5,18% 6,12% 2,06% 2,31% 3,49% -0,14% 3,48%

ROE a 12 meses 3,99% 6,10% 6,95% 1,88% 2,53% 3,74% -0,16% 3,70%

Calce de Cuentas de Corto Plazo

Liquidez General 4,18 5,11 4,66 4,11 4,69 5,06 4,91 6,04

Prueba Acida 1,78 1,86 2,85 1,09 0,81 0,87 0,86 0,59

Capital de Trabajo 81.962 127.046 111.456 132.174 145.872 151.799 138.795 166.173

Cuadro 8 : Resumen Financiero