Duke Energy Egenor

Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.
Informe de Clasificación
Contacto:
Gabriela Bedregal
[email protected]
María Luisa Tejada
[email protected]
511- 616 0400
DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A.
Lima, Perú
31 de octubre de 2016
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.15 Jun.16
Activos:
1,214.1 1,029.2
Pasivos:
465.0
449.1
Patrimonio: 749.1
580.1
Dic.15 Jun.16
Utilidad: 145.6
78.6
ROAA*: 12.8% 14.0%
ROAE*: 21.5% 23.8%
Historia: Segundo Programa - 1ª Emisión  AAA.pe (asignada
12.10.11); 2ª Emisión  AAA.pe (asignada 19.01.12).
* Indicadores anualizados.
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 2012,
2013, 2014 y 2015, así como estados financieros intermedios no auditados al 30 de junio de 2015 y 2016. Adicionalmente, se ha incluido información proporcionada por la Compañía, así como Hechos de Importancia publicados a través de la Bolsa de Valores de Lima.
Fundamento: Luego del análisis realizado, el Comité de
Clasificación de Equilibrium decidió ratificar la categoría
AAA.pe de 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).
Respalda esta decisión el adecuado nivel de generación
financiera que presenta Egenor, el mismo que deriva de la
operación de dos centrales hidroeléctricas, las cuales cuentan con prioridad en el despacho de energía por los bajos
costos marginales de generación eléctrica. Aporta también
a la clasificación la estructura financiera de la Compañía,
la cual cuenta con holgados ratios de solvencia y de cobertura, dándole espacio para financiar proyectos adicionales
en caso éstos se presenten.
No obstante lo anterior, la clasificación se encuentra bajo
presión tomando en cuenta el potencial menor respaldo
patrimonial con el que contaría Egenor, en marco del
cambio de control del accionista de la Compañía. Al respecto, cabe recordar que, mediante un hecho de importancia del 11 de octubre de este año, se anunció que Duke
Energy Corporation, la firma de generación de energía más
grande de Estados Unidos y matriz de Duke Energy Perú
Holdings S.R.L., accionista comanditario de Egenor, llegó
a un acuerdo para vender parte de sus activos en Latinoamérica a I Squared Capital Fund. Dicho inversionista es
un fondo de capitales privados con sede en Nueva York, el
cual se especializa en inversiones de infraestructura global
y cuenta con proyectos en India, China, Europa y América
del Norte. A la fecha de este informe, no se cuenta con
mayor información respecto a las condiciones exactas de la
venta ni sobre los planes que el potencial accionista tiene
para Egenor. Dado que parte de los sustentos de la clasificación es el respaldo patrimonial que Duke otorga a Egenor, el desarrollo de dicho cambio de control y sus implicancias en la clasificación serán monitoreados y comunicados oportunamente al mercado.
Por otro lado, es de resaltar la concentración de los ingresos de la Compañía en centrales de generación hidroelécLa nomenclatura “.pe” refleja riesgos solo comparables en el Perú.
trica, pues el recurso hídrico se encuentra limitado a la
estacionalidad de las lluvias en la sierra del país, implicando que, en escenarios de escasez de lluvias, Egenor adquiera energía en el mercado spot a fin de cumplir con sus
contratos vigentes reduciendo sus márgenes operativos; la
Compañía mitiga, mas no elimina, este riesgo al contar con
precios promedio pactados más altos que el spot. Además,
se observa que hay concentración de la cartera de clientes
al evaluar los ingresos del primer semestre de este periodo,
exponiendo a los flujos percibidos por la Compañía a
disminuir en caso alguno de los clientes rescindiera o no
renovara su contrato. Tal es el caso de un cliente del sector
minería, que, según informado por Egenor, ha culminado
de manera adelantada el contrato que tenía firmado hasta
el año 2018 y cuyos ingresos representaron un porcentaje
material de las ventas de la Compañía. Al respecto, cabe
indicar que, al medir la facturación total hasta la culminación de los contratos, no se encuentra el mismo nivel de
concentración.
La Compañía se dedica desde 1999 a la generación y comercialización de energía eléctrica dentro del área de sus
concesiones y autorizaciones, contando a la fecha de análisis con las centrales hidroeléctricas Cañón del Pato en
Ancash y Carhuaquero en Cajamarca.
Respecto a la producción de energía eléctrica de Perú,
Egenor participa con el 5.5% al primer semestre del presente ejercicio, ocupando el séptimo lugar, de acuerdo a lo
señalado por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).
Al primer semestre de este año, los activos de la Compañía
ascienden a S/1,029.2 millones, y durante los últimos
ejercicios evaluados éstos cuentan con modificaciones
constantes dado que las centrales termoeléctricas de
Chimbote, Chiclayo, Piura, Paita, Sullana y Trujillo fueron
retiradas del SEIN, toda vez que ya no se les consideraba
eficientes, además de haberse vendido la Central Térmica
Las Flores. Durante el primer semestre bajo evaluación,
los activos disminuyen 15.2% producto de un menor saldo
en caja (-51.1%), el mismo que siguió el pago de dividendos por S/247.6 millones. Adicionalmente, dada la ausencia de inversión en nuevos proyectos, el activo fijo de
Egenor asciende a S/772.9 millones a la fecha de análisis,
representa el 75.1% del total de activos y retrocede 1.9%
frente a diciembre del año pasado, pues incorpora la depreciación de edificios y de maquinaria y equipo del periodo.
En cuanto al pasivo, este ascendió a S/449.1 millones y
financió el 43.6% del activo a junio del ejercicio en curso,
los cuales están compuestos por la obligación generada por
los bonos corporativos (56.4% del pasivo) cuyo valor en
libros depende del tipo de cambio y por cuentas por pagar
comerciales (4.7% del pasivo). En cuanto a las emisiones
bajo el Segundo Programa de Bonos Corporativos de
Egenor, éstas tuvieron el objetivo de refinanciar sus pasivos y contar con financiamiento para otros usos corporativos. El Programa fue inscrito por la suma de US$200.0
millones o su equivalente en moneda nacional, habiéndose
colocado US$35.0 millones bajo la primera emisión y
US$40.0 millones bajo la segunda, debiendo cancelar el
principal al final del periodo (vencimientos en noviembre
de 2026 y febrero de 2024, respectivamente). La estructura
de dicho Programa mantiene un covenant de endeudamiento que mide las veces que la deuda financiera cubre el
patrimonio neto, el mismo que no debe superar las 1.5
veces, observándose en todos los periodos el cumplimiento
satisfactorio del mismo (0.3 veces al 2015 y 0.4 veces a
junio de 2016).
En relación al patrimonio como fuente de fondeo, se observa que el mismo representa el 56.4% del activo a junio
de 2016 (61.0% a junio de 2015) y que disminuye en
14.4% entre semestres, incorporando el efecto neto de los
resultados obtenidos durante los semestres evaluados y de
la repartición de dividendos por S/247.6 millones en enero
y marzo de 2016 (S/101.6 millones correspondientes a las
utilidades acumuladas del periodo 2014 y S/146.0 millones
correspondientes a las utilidades del periodo 2015).
Dado que la Compañía no cuenta a la fecha de análisis con
proyectos que comprometan sus flujos operativos, su nivel
de pasivos no muestra fuertes variaciones durante los
últimos periodos, dando lugar a un indicador de apalancamiento contable de 0.8 veces a junio de este año (0.6 veces
a diciembre de 2015) y a un ratio de apalancamiento financiero de 1.3 veces a junio de 2016 (1.4 veces a diciembre
de 2015).
Los ingresos de Egenor al 30 de junio del ejercicio en
curso se ubican en S/230.5 millones, mostrando un aumento interanual de 6.7% pero manteniendo una cartera concentrada de clientes libres y distribuidoras. Por otra parte,
a la fecha de evaluación el nivel de generación de la Compañía medido a través del EBITDA se ubica en S/109.1
millones (S/107.8 millones a junio de 2015), mostrando un
comportamiento similar al del año anterior. Es así que los
ratios de cobertura del EBITDA al gasto financiero y servicio de deuda, que toman en cuenta indicadores anualizados, se ubican en 9.4 veces y 7.8 veces respectivamente a
junio de este año, disminuyendo ligeramente respecto a
junio de 2015 (10.1 veces y 7.9 veces, respectivamente)
dado el aumento de los gastos financieros toda vez que
estos incluyen la provisión por cierre de plantas térmicas
(provisión por desmantelamiento). En base a sus operaciones continuas, Egenor obtuvo un resultado neto de S/78.6
millones durante los seis primeros meses de este año,
incrementándose en 5.6%, interanualmente. Cabe mencionar que, de no incluir el efecto cambiario, la ganancia
antes de impuestos de los dos semestres comparados se
encontraría en un nivel similar.
Finalmente, el Comité de Clasificación de Equilibrium
estará atento a cualquier información respecto al cambio
de accionista de la Compañía y a las medidas que la misma
tomará para afrontar la concentración de su cartera, comunicando oportunamente al mercado cualquier implicancia
que tengan estos factores en el rating de Duke Energy
Egenor S. en C. por A.
Fortalezas
1. Reducidos costos marginales de producción (generación hídrica) que permiten tener prioridad en el despacho de energía
y contar con una ventaja competitiva para la adjudicación de la venta de potencia y energía.
2. Bajos niveles de endeudamiento financiero al no encontrarse en periodos de inversión.
3. Respaldo brindado actualmente por el principal accionista, Duke Energy Perú Holdings S.R.L.
Debilidades
1. Elevada dependencia de recursos hídricos, los mismos que presentan una estacionalidad marcada durante el año por la
ausencia de lluvias en la región sierra de Perú en periodos de estiaje.
2. Elevada concentración de la cartera comercial.
Oportunidades
1. Ampliación y atomización de la cartera de clientes.
2. Desarrollo de nuevos proyectos y adjudicación de concesiones.
3. Mayor diversificación de su matriz energética.
Amenazas
1. Cambios en el marco regulatorio que afecten el desarrollo del sector y la prioridad para el despacho al SEIN.
2. Cambios climáticos que afecten los niveles de hidrología.
2
SECTOR ELÉCTRICO PERUANO
La Ley de Concesiones Eléctricas – Ley Nº 25844 entró en
vigencia en el año 1992 con la finalidad de implementar
las primeras reformas en el sector eléctrico. Entre otras, la
ley incluía la eliminación del monopolio que ejercía el
gobierno sobre la totalidad de la actividad de generación y
venta de energía, descomponiéndola en tres pilares básicos: generación, transmisión y distribución. Del mismo
modo, buscó otorgar incentivos para fomentar la participación de capitales privados, creándose adicionalmente una
institución reguladora denominada OSINERGMIN 1, la
misma que se encarga de la regulación de la estructura
tarifaria. Con la finalidad de supervisar las actividades de
generación, transmisión y distribución, se establecieron
dos mercados diferentes: (i) el de contratos de suministro
de energía, ya sea bajo regulación de precios o de libertad
de precios, y (ii) el de transferencias de energía entre generadoras en un mercado spot siendo este último regulado
por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES). A partir de la entrada en vigencia de la ley antes
mencionada, se reserva para el Estado una labor básicamente normativa, supervisora y de fijación de tarifas.
Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium
En línea con lo observado en años anteriores, la demanda
de energía sigue creciendo de manera sostenida, presentándose como un sector con particular estabilidad. Al
cierre del tercer trimestre, la máxima demanda más elevada se registró en el mes de febrero llegando a 6,450.09
MW, cifra record en el sistema eléctrico. Este dato representó un incremento de 2.8% respecto a la máxima demanda observada en el 2015 (6,274.6 MW). Por otro
lado, el costo marginal promedio anual del SEIN se
ubicó en 18.80 US$/ MW.h al cierre de setiembre 2016
(14.70 US$/MW.h en el 2015); el incremento en el costo
marginal se explica en el mayor costo exhibido en los
meses junio-setiembre, debido a los atrasos en la producción de algunas empresas generadoras. Es de resaltar que
los costos que se registraron en los primeros cinco meses
del año, presentaron niveles bastante inferiores a aquellos
exhibidos en años anteriores.
A raíz de las reformas suscitadas en el sector eléctrico, la
demanda de energía ha crecido de forma sostenida, presentando particular estabilidad a pesar de la volatilidad del
crecimiento macroeconómico del país. La mayor demanda
de energía se explica en las mayores necesidades derivadas
del mayor número de inversiones realizadas por los diferentes agentes económicos, lo que a su vez se encuentra
acorde con el crecimiento experimentado en el país durante los últimos años.
El sector registró en los primeros nueve meses de 2016 una
producción total de 35,942 GWh, según la data publicada
por el COES. Este nivel de generación superaría a aquel
expuesto en el 2015 en 10.06%, dinamismo que da pie a
esperar que en el 2016 el nivel de producción evidencie
un crecimiento que se ubique sobre la media de los últimos
quince años (+6.5%). Analizando por nivel de fuente de
generación, históricamente la hidráulica ha sustentado el
abastecimiento de energía en el sistema. Sin embargo, con
la puesta en marcha del proyecto de gas natural Camisea
12 años atrás (en el 2004), la matriz energética se modificó
al incrementarse sustancialmente las Centrales Termoeléctricas, reduciendo la exposición del sector a los fenómenos
climatológicos como El Niño. La brecha entre la producción hidráulica y termoeléctrica – que se venía acotando en
los recientes periodos- se revirtió en los primeros nueve
meses del 2016. Al cierre del tercer trimestre, la producción hidráulica acumulada representa el 46.40% del total
mientras que la termoeléctrica el 48.98%, y los recursos
eléctricos renovables (Solar y Eólica) el 4.62%. El retroceso de la producción hidráulica se explica en el impacto de
la falta de lluvias en el caudal de los ríos.
Fuente: COES, BCRP / Elaboración: Equilibrium
Al analizar la generación eléctrica por empresa, ENERSUR se ubica como la líder del mercado en los primeros
nueve meses del año con el 13.62% del total generado.
EDEGEL, Electroperú y Kallpa registran también una
importante participación en el mercado con producciones
que representan el 12.22%, 11.66% y 10.39% respectivamente. Se destaca una importante descentralización en la
generación de energía en lo que va del año; al representar
estas cuatro empresas el 47.89% de la energía generada en
los primeros nueve meses del año, habiendo representado
el 60.07% en el 2015 y 66.88% en el 2014.
Marco Regulatorio
Las principales regulaciones operativas y normas legales
del sector eléctrico donde opera la Compañía, son las
siguientes:
1
Ley de Concesiones Eléctricas. Las operaciones de
las centrales de generación y de los sistemas de trans-
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
3
misión están sujetas a las disposiciones establecidas
por el COES-SINAC, con la finalidad de garantizar la
seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el
mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. El
COES-SINAC regula los precios de transferencia de
potencia y energía entre los generadores, así como las
compensaciones a los titulares de los sistemas de
transmisión.
cios en barra del mercado regulado, en proporción a la
energía firme eficiente anual de cada generador, menos sus ventas de energía por contratos. La vigencia
fue prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2016.
Ley que crea el sistema de seguridad energética en
hidrocarburos y el fondo de inclusión social energético (FISE). Mediante Ley N°29583 se creó el Fondo
como un sistema de compensación energética, que
permite brindar seguridad al sistema, así como un sistema de compensación social y de servicio universal
para los sectores más vulnerables de la población para
promover el acceso al GLP.
Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. El 23 de Julio de 2006 se publicó la
ley N°28832, que modifica diversos artículos de la
Ley de Concesiones, la cual establece como uno de
sus objetivos principales asegurar la generación de
energía, de modo tal que se reduzca la exposición del
sistema eléctrico peruano a la volatilidad de los precios. Asimismo, persigue reducir los riesgos derivados
de la falta de energía y asegurar al consumidor final
una tarifa más competitiva a través de una mayor
competencia en el mercado.
Decreto Supremo que aprueba medidas transitorias
sobre el mercado de electricidad. Mediante D.S. N°
032-2012-EM se cumpliría con garantizar o asegurar
el transporte de gas natural para cada unidad termoeléctrica, si la respectiva capacidad contratada diaria
firme corresponde o excede al volumen requerido para
operar a potencia efectiva durante horas punta del día.
Esta disposición se mantendrá vigente hasta que se
cumpla la ampliación de capacidad de transporte de
gas por TGP.
Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector
Eléctrico. Mediante la Ley N°26876 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 generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, se sujetarán a
un procedimiento de autorización previa a fin de evitar
concentraciones que afecten la libre competencia.
Decreto Supremo N°011-2012-EM que aprueba el
reglamento interno para la aplicación de la decisión
757 del acuerdo de la CAN. Mediante DS se reglamentó los intercambios internacionales de electricidad
entre Perú y los miembros de la Comunidad Andina de
Naciones (CAN).
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. (NTCSE) establece los niveles mínimos de calidad que deben cumplir los servicios eléctricos, incluyendo el alumbrado público y las obligaciones de las
empresas del sector eléctrico y de los clientes que operan en el marco de la Ley de Concesiones. Contempla
la medición, tolerancias y aplicación de la norma por
etapas, asignando la responsabilidad de su implementación y aplicación a OSINERGMIN, así como la
aplicación de penalidades y compensaciones en caso
de incumplimiento de los parámetros establecidos por
la norma.
Organismo Supervisor de la Inversión de Energía y
Minería
OSINERGMIN es el organismo regulador responsable de
supervisar las actividades que realizan las empresas en los
subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería. Se
encarga de controlar la calidad y eficiencia del servicio
brindado, así como de fiscalizar el cumplimiento de las
obligaciones contraídas por los concesionarios a través de
los contratos de concesión firmados y del cumplimiento
de los dispositivos legales y normas técnicas vigentes.
Norma que dicta medidas extraordinarias en caso de
interrupción del suministro de gas para generación.
El D.S N°001-2008-EM asegura el desarrollo eficiente
de la generación eléctrica, estableciéndose que en caso
de interrupción total o parcial del suministro de gas
natural a las centrales de generación eléctrica, como
consecuencia de problemas en la inyección 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 más altos que los registrados en la semana previa)
serán asignados a los generadores que realicen retiros
netos positivos de energía durante el período de interrupción en proporción de dichos retiros.
PERFIL DE LA COMPAÑÍA
Duke Energy Egenor S. en C. por A. se dedica desde 1999
a la generación y comercialización de energía eléctrica,
para lo que cuenta con dos centrales hidroeléctricas:
Cañón del Pato en Ancash y Carhuaquero en Cajamarca.
Su capacidad instalada de generación eléctrica es de
374.29 MW. Egenor es una empresa peruana subsidiaria
de Duke Energy International, la que a su vez forma parte
de Duke Energy Corporation, la compañía de servicios
públicos de electricidad más grande de Estados Unidos de
Norteamérica.
Hechos relevantes
Decreto de urgencia que asegura la continuidad en
la prestación del servicio eléctrico. Los retiros físicos
de potencia y energía del Sistema Eléctrico 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, serán asignados a las empresas generadoras de electricidad, valorizados a pre-
2013
04 de diciembre: Egenor comunicó el acuerdo de compraventa de los activos de la C.T. Las Flores a favor de la
empresa Kallpa Generación S.A. por US$114 millones
más IGV. La transferencia de la central térmica se materializó el 01 de abril de 2014.
4
S.R.L., suscribieron un contrato de administración, gerencia, gestión y otros servicios en febrero de 2009,
por un plazo de 5 años. Tras firmar un nuevo contrato
vigente a los años 2015 y 2016, las renovaciones son
por acuerdo expreso de las partes mediante suscripción de adenda.
2014
24 de octubre: La JGA aprobó el pago de remesas a sus
accionistas por un monto total de S/185 millones a través
de la reducción de capital social, considerando que la
reducción afecta a todos los accionistas a prorrata de su
participación en el capital, sin modificar su porcentaje
accionario.
Contrato de administración y mantenimiento. La
Compañía y Etenorte S.R.L, entidad relacionada, suscribieron en diciembre de 2006 dos contratos a través
de los que Egenor se compromete a ejercer las facultades de Gerente General asumiendo la gestión y administración de Etenorte S.R.L así como brindar servicios de mantenimiento y operación de la red en
transmisión. Tras firmar un nuevo contrato vigente a
los años 2015 y 2016, las renovaciones son por acuerdo expreso de las partes mediante suscripción de
adenda.
31 de octubre: Egenor suscribió el contrato de compraventa de las centrales térmicas C.T. Paita y C.T. Sullana a
Compañía Eléctrica El Platanal S.A. El monto total de la
compra-venta fue US$4.4 millones correspondiente a los
predios y US$100 mil por los bienes muebles ubicados en
dichos predios. Esta operación significó una ganancia neta
de S/11.0 millones.
2015
21 de diciembre: Egenor suscribió un contrato de compraventa por US7.0 millones con la Asociación de Comerciantes Multiplaza Piura-Norte. Con este acuerdo, Duke
realizó la venta del terreno y edificaciones relacionados a
la Central Termoeléctrica de Piura. Esta operación significó una ganancia neta de S/20.4 millones.
Composición Accionaria
La composición accionaria de Egenor al 30 de junio de
2016 es la siguiente:
Accionistas
2016
11 de octubre: Mediante un hecho de importancia, la Compañía anunció que Duke Energy Corporation firmó un
contrato para transferir múltiples activos latinoamericanos,
incluyendo sus acciones representativas del 99.96615% del
capital social de Egenor, a favor de ISQ Enerlam Aggregator L.P y Enerlam (UK) Holdings Ltd. No se cuenta con
mayor información respecto a las condiciones o el plazo en
el que el cambio de control será efectivo.
%
Duke Energy Perú Holdings S.R.L. (socio colectivo)
Accionistas Minoritarios (socios comanditarios)
99.97%
0.03%
Total
100.0%
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Perfil de Duke Energy International
Duke Energy International es una empresa con sede en
Houston, Estados Unidos, subsidiaria de Duke Energy
Corporation, la empresa de generación de energía más
grande de los Estados Unidos, tras su fusión con Progress
Energy en julio de 2012. En Estados Unidos, dicha firma
atiende a más de 7 millones de personas distribuidas a lo
largo de seis estados (Carolina del Norte, Carolina del
Sur, Indiana, Ohio, Kentucky y Florida). La capacidad de
generación 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
US$100 mil millones.
Respecto a dichos inversionistas, Equilibrium ha tomado
conocimiento que I Squared Capital Advisors, LLC (de
ahora en adelante I Squared Capital) es un fondo de capital
privado especializado en proyectos de infraestructura,
contando hasta el momento con inversiones en energía,
servicios públicos y transporte en India, China, Norte
América y Europa. I Squared Capital fue fundado por
Sadek Wahba en el año 2012 y está basado en Nueva
York, Estados Unidos1.
En octubre de 2015, la clasificación de Duke Energy Corporation fue puesta en revisión para un posible downgrade
por Moody’s. Posteriormente, en enero de 2016, Moody’s
Investors Service modificó la categoría de sus bonos internacionales a la baja, colocándolos en Baa1. El mismo fue
basado en las perspectivas de ajustada cobertura que tendría la firma dado su interés en realizar una inversión financiada principalmente con deuda, lo que le otorgaría un
prolongado periodo de alto apalancamiento.
Contratos suscritos con entidades relacionadas
Contrato de operación y mantenimiento. La Compañía y Aguaytía Energy del Perú S.R.L., entidad relacionada, suscribieron un contrato por medio del cual
Egenor presta servicios de operación y mantenimiento
desde marzo de 2010, así como con Termoselva S.R.L
desde el mes de setiembre de 2014. Las renovaciones
son automáticas a menos que cualquiera de las partes
manifieste por escrito su voluntad de rescindirlo. Adicionalmente, se suscribió un contrato con Eteselva
S.R.L., entidad relacionada, para prestar servicios desde el 01 de enero de 2015, con renovaciones tras
acuerdo.
Duke Energy International mantiene la administración de
empresas de generación y comercialización de energía
eléctrica en Argentina, Brasil, Ecuador, El Salvador,
Guatemala, Chile y Perú, con una capacidad instalada de
generación de 4,690MW.
Contrato de administración y otros servicios. La
Compañía y sus empresas relacionadas Aguaytía
Energy del Perú S.R.L, Termoselva S.R.L. y Eteselva
Plana Gerencial
A la fecha de análisis, la plana gerencial se encuentra
constituida por los siguientes ejecutivos:
1
Fuente de información: Web de Bloomberg,
http://www.bloomberg.com/research/stocks/private/snapshot.asp?priv
capId=243349722
5
Cargo
muy antiguas e ineficientes debido a los elevados costos de operación que registraban así como el riesgo
asociado a fallas en pruebas, dando lugar a posibles
sanciones. Fue así que el 21 de diciembre de 2015
Duke firmó un contrato de compra-venta por la central
de Piura por US$7.0 millones con la Asociación de
comerciantes Multiplaza Piura-Norte, operación que
generó una ganancia neta de S/20.4 millones.
Nombre
Gerente General
Directora Legal
Director Comercial
Directora de Finanzas, Contraloría y TI
Director SyMA (Seguridad y
Medio Ambiente)
Director de Operaciones
Gerente de RRHH, Adm. y
Logística
Raúl Enrique Espinoza Arellano
Dora María Avendaño Arana
Carlos Luis Fossati
Nelly Angélica Lourdes García
Díaz
Manuel Gonzalo Aurelio De la
Puente Solís
Cesar Augusto Vega Medina
Por otro lado, con fecha 03 de noviembre de 2014,
Egenor anunció el acuerdo de venta real y enajenación
de las centrales térmicas C.T. Paita y C.T. Sullana a
Compañía Eléctrica el Platanal S.A. (que también fueron retiradas de operación) por un total de US$4.4 millones correspondiente a los predios y US$100.0 mil
por los bienes muebles ubicados en dichos predios.
Javier Martin Uchuya Mendoza
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Directorio
Debido a su naturaleza jurídica como Sociedad en Comandita por Acciones, Egenor no requiere contar con un
Directorio.
Es de mencionar que los retiros de operación de las
distintas Centrales Térmicas conllevó a que se reconociera una pérdida por deterioro acumulada que al 31
de diciembre de 2015 equivalente a S/29.6 millones,
debido a que sus valores en libros excedían a sus valores recuperables.
Operaciones de Egenor
A la fecha de elaboración del presente informe, Egenor
cuenta con una potencia efectiva de generación total de
375.79 MW (371.29 MW a diciembre de 2015). Actualmente, Egenor concentra el 100% de su potencia instalada
para la generación en sus Centrales Hidroeléctricas, por lo
que cuenta con costos marginales bajos pero enfrenta un
riesgo de concentración dada la estacionalidad en la generación de este tipo.
Centrales de
Generación
Cañón del Pato
Carhuaquero (incluye Caña Brava o
Carhuaquero V)
Total
Potencia instalada (MW)
2014
2015
Jun.2016
246.6
263.5
265.6
70.4%
110.4
110.8
110.2
29.6%
357.0
374.3
375.8
100.0%
Líneas de Transmisión: Etenorte S.R.L., empresa Subsidiaria en la que Duke participa con el 99.99% del capital,
opera las siguientes líneas de transmisión:
Línea 138 kV SE Huallanca – SE Chimbote 1
Cuenta con una longitud de 83.9Km, transporta la
producción de la central hidroeléctrica Cañón del Pato
y la inyecta al SEIN. Cada línea cuenta con una capacidad de transmisión de 110 MW.
%
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Línea de transmisión 220 kV CH. Carhuaquero- SE
Chiclayo Oeste
Cuenta con una longitud de 83Km y con una capacidad de transmisión de 150 MW, que permite transmitir
la producción de la central hidroeléctrica Carhuaquero
hasta la ciudad de Chiclayo e inyectarla en el SEIN.
Centrales Hidroeléctricas
Central Hidroeléctrica Cañón del Pato: Puesta en
marcha durante el año 1958, cuenta con una capacidad
de generación de 265.6 MW. Se abastece del caudal
del río Santa, el mismo que cuenta con una cuenca de
captación de 4,897 km2 y el caudal requerido para que
la central opere al 100% de su capacidad es de 80
m3/s.
Producción
Durante el primer semestre de este año, la Compañía
generó un total de 1,316.4 GWh, siendo este un nivel
ligeramente menor a la electricidad generada en similar
periodo del año 2015 (-1.9%) según información del
COES. De esta manera, Egenor se ubicó en el sétimo
lugar de la generación total de energía eléctrica del SEIN
a la fecha de evaluación, registrando una participación
promedio de 5.5%.
Central Hidroeléctrica Carhuaquero: Con operaciones desde 1991 y mantiene una capacidad de generación de 110.2 MW incluyendo las pequeñas centrales
hidroeléctricas Carhuaquero IV y V (Caña Brava). La
central se abastece de las aguas del río Chancay, el
cual tiene una cuenca de 1,622 km2 y el caudal requerido para la operación al 100% de la capacidad de la
central es de 24 m3/s.
La generación de la Compañía se basa al 100% en sus
centrales hidroeléctricas, luego de que se cancelaran las
operaciones de producción termoeléctrica (C.T. Las Flores, C.T. Paita, C.T. Sullana y C.T. Piura).
Otras Centrales Térmicas: Hasta agosto de 2014,
Egenor operó tres centrales termoeléctricas ubicadas
en la zona norte del país, ubicadas en Chimbote, Chiclayo y Piura, con una potencia instalada conjunta de
aproximadamente 72 MW. Dichas centrales térmicas
se utilizaban como complemento a la energía generada
por las centrales hidroeléctricas durante la menor producción de las mismas a causa de la estacionalidad del
recurso hídrico. No obstante, a partir del mes de setiembre de 2014 se retiraron de operaciones (con la
aprobación del COES-SINAC) al ser consideradas
De tomarse en cuenta sólo las empresas hidroeléctricas,
Egenor ocupa el tercer lugar, con una participación de
9.9%. Es de mencionar que gracias a su concentración en
este tipo de generación, Duke cuenta con prioridad en el
despacho de energía al SEIN dados los menores costos
marginales que conllevan sus procesos.
6
Estructura de ventas de Gwh por tipo de cliente (%)
Producción Mensual Egenor (Gwh)
350
300
19.7%
17.3%
20.9%
16.5%
15.4%
50.8%
55.8%
46.5%
49.3%
53.0%
29.5%
26.8%
32.6%
34.2%
31.6%
2014
2015
Jun.16
250
200
150
100
50
0
En.
Feb. Mar. Abr. May. Jun.
Jul.
Gwh 2012
Gwh 2013
Gwh 2015
Gwh 2016
Ag.
Sept. Oct. Nov. Dic.
2012
Gwh 2014
Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium
Distribuidoras
COES y Otros
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Al comparar los ingresos percibidos durante el primer
semestre de este año con los del año pasado, se observa un
incremento de 6.7%, el mismo que responde al mayor
precio promedio por venta de energía y potencia que pasa
de S/162.8 por MWh a S/173.3 MWh interanualmente. En
cuanto a los volúmenes vendidos, éstos mostraron un
ligero incremento (1,326.6MWh a junio de 2015 a
1,330.0MWh a junio de 2016), pero debe tomarse en
cuenta la terminación de contratos estacionales como el de
Distriluz2 por 70MW, el cual favoreció las cifras durante
el ejercicio 2015.
ANÁLISIS FINANCIERO
Egenor elabora sus Estados Financieros sobre la base de
las IFRS (International Financial Reporting Standards),
según Resolución N° 102-2010-EF/94.01.1 emitida por la
SMV1 que hace necesaria la aplicación de la norma internacional.
Como consecuencia de la venta de la C.T. Las Flores
durante el año 2014, la Compañía re expresó los estados
financieros para los periodos 2012 y 2013 presentando las
operaciones de dicha central térmica como operaciones
discontinuas.
Por otro lado, se encuentra un incremento en los ingresos
percibidos por la compensación con el COES y otros de
25.1%, variación que, según indicado por la Compañía,
deriva de un incremento en el precio spot dada la mayor
demanda de las minas y a retrasos de algunos competidores (US$17.9MWh en el año 2016 vs. US$15.4 $/MWh en
el año 2015).
Generación y Rentabilidad
Egenor cuenta con una cartera comercial compuesta de
clientes libres y empresas distribuidoras, atendiendo estas
últimas al mercado regulado. Además provee de energía a
otras empresas generadoras en el mercado spot, permitiéndole dichas operaciones satisfacer la totalidad de la
demanda que recibe en épocas en las que genera menos
electricidad, dada la estacionalidad de la hidrología de sus
centrales.
Como porcentaje respecto a ingresos, entre diciembre de
2012 y junio de este periodo el costo de ventas mantiene
una tendencia decreciente explicada por la venta de la
C.T. Las Flores conllevando a un menor consumo de
combustible, la salida de operación comercial de las C.T.
Piura, Chiclayo y Chimbote y por las menores compras de
energía en el mercado spot, siguiendo menores costos
marginales. No obstante, dado que durante el semestre en
evaluación el costo marginal incrementó según comentado, interanualmente se encuentra un aumento en el costo
total de las ventas, al pasar éste de S/99.9 millones a
S/112.5 millones, variación que se repite en términos
relativos, incrementando los costos respecto de los ingresos de 46.3% a 48.8%.
La generación de energía a junio de 2016 le permite a
Egenor obtener ingresos por S/230.5 millones, siendo
éstos explicados por la atención a empresas distribuidoras
en un 53.0%, a clientes libres en un 31.6% y por la comercialización en el COES y otras fuentes en un 15.4%.
Se encuentra que el 70.7% de las ventas son recibidas por
la atención a 5 clientes, incluyendo entre éstos a Luz del
Sur (25.8% de los ingresos), Minera Yanacocha S.R.L.
(20.3%), a Hidrandina (9.8%), Minera Barrick Misquichilca S.A. (Mina Alto Chicama: 8.9%) y Electronorte
(5.9%). La relación comercial con dichas empresas está
respaldada por contratos con vigencias entre los años
2017 y 2023, otorgando visibilidad a Egenor para proyectar sus ingresos hasta tales años. No obstante, a la fecha de
elaboración del presente informe, uno de sus clientes
libres decidió terminar anticipadamente el contrato que
tenía firmado con la Compañía, generando una potencial
caída en los ingresos para los años entre 2017 y 2018 en
caso Egenor no firme nuevos contratos con los que reemplazar dichos ingresos y aumente sus ventas en el mercado
spot.
Respecto de su composición, la compra de energía y peajes sigue representando la mayor parte de los costos de las
ventas, seguida de los cargos por depreciación.
2
1
2013
Clientes Libres
Distriluz es un grupo de empresas que genera y distribuye energía eléctrica
con presencia en Piura (Electronoroeste S.A.), Chiclayo (Electronorte S.A),
Trujillo (Hidrandina S.A.) y Huancayo (Electrocentro S.A.)
Superintendencia del Mercado de Valores (SMV).
7
Agreements (PPA), a la disminución en los costos asociados a la C.T. Las Flores y a la aplicación de medidas de la
Gerencia Financiera para ajustar egresos. Al 30 de junio de
2016, el resultado de las operaciones continuas totalizan
S/78.6 millones y representan un margen de 34.1% (S/74.4
millones y margen de 34.5% a junio de 2015). El incremento interanual en términos absolutos es explicado en
gran medida por la ganancia obtenida por diferencia de
cambio, como ya se había mencionado.
Composición de Costos en el Estado de Resultados
17.0%
27.8%
32.5%
27.9%
25.9%
17.1%
16.8%
53.5%
55.9%
2015
Jun.16
17.5%
17.3%
20.7%
44.8%
49.3%
43.7%
2013
2014
20.6%
2012
Compra de energía y peajes
Suministros, repuestos y combustibles
Depreciación
Otros
Ganancia Neta
(En S/MM)
De Operaciones
Continuas
De Operaciones
Discontinuas
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Partiendo de un margen bruto que disminuye entre junio
de 2015 y junio de 2016, sumado al incremento en la
carga operativa de 4.5%, a la fecha de análisis se encuentra una reducción del margen operativo, el cual pasa de
41.1% a 38.8% entre semestres.
Ganancia Neta
2012
2013
2014
2015
Jun.
2016
77.2
88.1
129.3
145.6
78.6
22.1
2.7
27.4
0.0
0.0
99.3
90.8
156.6
145.6
78.6
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
La rentabilidad anualizada para los accionistas se ubica en
23.8% a junio de este año, incrementando desde 21.5%
observado en similar periodo del año pasado; esta variación responde a una menor base de patrimonio sobre la
que calcular la rentabilidad, dada la repartición de dividendos. Por su parte, la rentabilidad anualizada respecto a
los activos muestra una tendencia creciente como consecuencia del crecimiento de los ingresos y la reducción de
activos totales que a junio de este año responde al menor
efectivo mantenido tras la distribución de utilidades. Así,
el ROAA al corte analizado equivale a 14.0% (12.8% al
cierre del año anterior).
A diferencia de la situación encontrada durante las dos
últimas evaluaciones, el estado de resultados del primer
semestre de este ejercicio incluye un resultado de diferencia de cambio por S/3.5 millones (pérdida de S/3.8 millones a junio de 2015) que favorece el resultado antes de
impuestos de la Compañía, logrando que éste se incremente en 6.7% entre semestres. Dicho rubro compensa
parcialmente el incremento registrado en los gastos financieros (+27.7% interanual), el mismo que deriva de la
contabilización de la provisión por cierre de plantas
térmicas (provisión por desmantelamiento).
Es de indicar que los ingresos y gastos diversos que percibe la Compañía al primer semestre de este año corresponden principalmente a los ingresos que percibe por la prestación de servicios de administración y operaciones a sus
empresas relacionadas Aguaytía Energy del Perú S.R.L.,
Termoselva S.R.L. y Eteselva S.R.L., según los respectivos contratos. Adicionalmente, dicho rubro contiene la
ganancia por su participación en su subsidiaria Etenorte
S.R.L., empresa dedicada a la transmisión de energía.
Indicadores de Rentabilidad
(Anualizados)
ROAA
ROAE
23.8%
23.1%
12.4%
7.0%
11.9%
12.8%
21.5%
12.8%
14.0%
6.6%
Evolución de Márgenes
2012
47.3%
47.1%
33.5%
34.6%
51.2%
48.9%
41.1%
35.7%
34.9%
31.5%
20.5%
2012
34.1%
23.5%
2013
Mg Bruto
2014
Mg Oper.
2015
2014
2015
Jun.16
En cuanto a la generación financiera de la Compañía
medida a través del EBITDA anualizado, ésta asciende a
S/188.4 millones a junio de este año, presentando una
tendencia creciente que es favorecida por los mayores
resultados operativos registrados periodo a periodo. Por su
parte, el Flujo de Caja Operativo (FCO), que a junio de
este año se ubica en S/132.0 millones, muestra una tendencia estable, como se puede observar en el siguiente
gráfico.
38.8%
27.6%
2013
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Jun.16
Mg Neto
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Como se mencionó anteriormente, luego de la venta de
C.T. Las Flores Egenor, reexpresó sus Estados Financieros
para que éstos incluyeran en la línea de Ganancia Neta de
Operaciones Discontinuas (después de impuestos), los
ingresos netos de las operaciones relacionadas con dicha
Central Térmica. Así, se diferencian las utilidades de las
operaciones continuas para obtener conclusiones más
adecuadas, observándose a la fecha de evaluación una
tendencia creciente en dichos resultados, la que responde a
las mejores condiciones pactadas en los Power Purchase
8
Evolución de Liquidez
Generación Financiera
(S/000, Anualizados)
EBITDA *
350
FCO *
7.00
5.9
300
6.00
250
4.1
200
4.00
3.1
150
3.00
2.2
2.1
2013
2014
2015
2.00
50
132,008
188,431
146,885
187,110
158,209
155,432
145,939
166,583
191,959
152,277
100
2012
5.00
1.00
101
252
118
317
172
2012
2013
2014
2015
Jun.16
0
0.00
Capital de Trabajo (S/MM)
Jun.16
Prueba ácida (Veces, eje derecho)
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Activos y Liquidez
El estado de situación de Egenor muestra activos altamente concentrados en la porción no corriente dado que incorporan el alto nivel de inversión en edificios y construcciones requerida para el desarrollo del negocio. Asimismo,
las ventas de centrales realizadas durante los últimos
ejercicios conllevan a la presencia de una tendencia decreciente en el tamaño de las operaciones de la Compañía.
En este contexto, entre diciembre de 2013 y diciembre de
2014, el total de activos disminuyó 23.2% dada la venta
de la C.T. Las Flores y de los predios denominados C.T.
Sullana y C.T. Paita.
Endeudamiento y Solvencia
Dado que a la fecha Egenor no cuenta con proyectos de
inversión que demanden mayores recursos que los generados por el propio negocio, el nivel de endeudamiento de
la Compañía es menor al del resto de empresas del sector,
por lo que sus ratios de solvencia son estables, reflejando
la estructura de financiamiento de sus operaciones. De
esta manera, el ratio de deuda financiera/EBITDA anualizado de la Compañía tiene una tendencia a la baja desde el
año 2012, el mismo que se redujo desde 1.5 veces hasta
1.3 veces entre los años 2014 y junio de 2016. Siguiendo
este comportamiento, el apalancamiento contable (pasivo/patrimonio) mantiene a lo largo de los periodos analizados niveles bajos, a pesar de la continua distribución de
dividendos realizada por Egenor, la misma que no tiene
restricciones para la remesa de beneficios ni para la repatriación del capital a los inversionistas extranjeros. Es así
que este último ratio se ubicó en 0.6 veces a diciembre de
2015 y en 0.8 veces a junio de 2016.
Aunque entre diciembre de 2014 y diciembre de 2015 los
activos se incrementaron 14.2% por los mayores saldos de
efectivo (+125.6%) dada la acumulación de resultados, la
repartición de dividendos realizada a inicios de este año
conlleva a que los activos retomen la tendencia a la baja.
De este modo, al corte evaluado los activos ascienden a
S/1,029.2 millones, disminuyendo en 15.2% frente a
diciembre de 2015 (reducción de 40.9% del activo corriente).
Indicadores de Apalancamiento
Jun.16
Cabe indicar que los activos no corrientes a junio de 2016
son 3.5% menores que los de diciembre del año pasado
pues se contabiliza la depreciación de los activos fijos y el
menor valor de la inversión en la subsidiaria Etenorte
dada la repartición de dividendos que ésta realizó.
2015
2014
2013
Financiando el activo en un 43.6% a la fecha de evaluación, los pasivos totales se concentran en la porción no
corriente, que representa el 38.4% del total de fuentes de
fondeo y que incorpora el saldo por pagar de los bonos
corporativos a largo plazo (S/249.1 millones).
2012
0.8
1.3
Apalancamiento Contable
0.6
1.4
0.8
1.5
Deuda Financiera /
EBITDA
0.8
2.3
0.8
2.4
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Por otro lado, el saldo de la deuda financiera corresponde
a las obligaciones derivadas de los bonos corporativos, los
mismos que cuentan con una estructura de amortización
que tiene pagos de intereses a lo largo de la vida de los
mismos y pago de principal hacia el final. De este modo,
la deuda financiera entre diciembre de 2014 y diciembre
de 2015 registró un incremento de 13.8%, para luego
disminuir a junio de 2016 en 2.7% únicamente por el
efecto de tipo de cambio. Se debe considerar que a la
fecha de análisis el 100.0% de las obligaciones financieras
de Egenor corresponden al outstanding del Segundo Programa de bonos corporativos emitidos en moneda extranjera entre los años 2011 y 2012.
Por su parte, el pasivo circulante se contrae en 15.9%
dado el menor saldo por pasivo por impuesto a las ganancias (-S/4.8 millones), el menor saldo de beneficios por
pagar a los trabajadores (-S/3.4 millones) y el menor saldo
de cuentas por pagar a vinculadas (-S/3.9 millones).
Por lo mencionado anteriormente y como se puede observar en el siguiente gráfico, el capital de trabajo de Egenor
presentó un pico en diciembre de 2015, cuando ascendió a
S/317.5 millones, mientras que a junio de este año se
ubica en S/171.7 millones, incorporando el efecto de la
distribución de dividendos. En línea con lo anterior, la
liquidez ácida pasó de 5.9 veces al cierre de 2015 a 4.1
veces a junio de 2016.
9
Acreedor
Saldo S/000
Dic.2015
260,185
0
260,185
Dic.2014
227,842
856
228,698
Bonistas
BBVA (Leasing)
Total Deuda
S/101.6 millones correspondientes a las utilidades acumuladas del resultado de 2014 y en marzo de 2016 se repartieron S/146.0 millones del resultado del ejercicio 2015.
Jun.2016
253,128
0
253,128
SEGUNDO PROGRAMA DE BONOS CORPORATIVOS DUKE ENERGY EGENOR
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
2014
2015
2015
2016
2017
Denominación 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
Dólares) o su equivalente en Soles.
Moneda de la emisión: Dólares o Soles.
Emisiones y series: El Emisor podrá efectuar una o más
emisiones de los Bonos bajo el Programa. El importe total
de las Emisiones que se realicen bajo el Programa no
podrá exceder el Monto del Programa. Cada una de las
Emisiones que formen parte del Programa podrá comprender una o más Series.
Clase: Los Bonos serán nominativos, indivisibles y libremente negociables. Estarán representados por anotaciones
en cuenta e inscritos en CAVALI.
Plazo del programa: El Programa tendrá una duración de
cuatro (4) años contados a partir de la fecha de su inscripción en el Registro Público del Mercado de Valores de la
SMV. Dicho plazo podrá renovarse de acuerdo a las Normas Aplicables a sólo 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 colocación: Los Bonos se podrán colocar a la
par, sobre la par o bajo la par, de acuerdo con las condiciones del mercado en el momento de la colocación.
Redención y pagos del Principal: La Fecha de Redención es aquella en la que vence el plazo de la respectiva
Emisión 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 realizará conforme
se indique en los respectivos Contratos Complementarios
y Prospectos Complementarios. Para efectos del pago del
principal e intereses, se considerará a los Bonistas cuyas
operaciones hayan sido liquidadas a más tardar el día
hábil anterior a la Fecha de Vencimiento o Fecha de Redención, según sea el caso.
El pago de los Bonos y el cumplimiento de todas las obligaciones del Emisor en relación con los mismos no se
encuentran condicionados ni subordinados a otras obligaciones del Emisor, salvo en los casos establecidos en las
Leyes Aplicables.
Opción de rescate: Será especificada para cada Emisión
de los Bonos en los respectivos Prospectos Complementarios y Contratos Complementarios. Sin embargo, el Emisor podrá rescatar los Bonos emitidos o parte de ellos aun
cuando el Prospecto Complementario y el Contrato Complementario respectivos no hubieren contemplado la existencia de Opción de Rescate.
Tasa de interés: La tasa de interés de los Bonos será
establecida por las personas facultadas por el Emisor antes
de la Fecha de Emisión de cada una de las Series, con
arreglo al mecanismo de colocación que se establezca en
el respectivo Prospecto Complementario. La tasa de interés de los Bonos podrá ser: (i) fija, (ii) variable, (iii)
sujeta a la evolución de un indicador; o, (iv) cupón cero
(“descuento”).
350,822
15,131
15,131
7,566
360,541
15,550
15,550
15,550
315,750
13,619
13,619
13,619
14,491
Vencimiento de Obligaciones Financieras
(En miles de Soles - incluye intereses)
Jun.16
2018
De 2019 a 2026
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
Cabe mencionar que la estructura del Segundo Programa
de Bonos Corporativos que tiene la Compañía incorpora
un resguardo financiero según el cual Egenor debe mantener un ratio de apalancamiento medido como Deuda Financiera/Patrimonio Neto inferior a 1.5 veces, el mismo
que al 31 de diciembre de 2015 se ubicó en 0.3 veces y en
0.4 veces al 30 de junio de este año, encontrándose que
dicha variación deriva de la repartición de dividendos por
S/247.6 millones realizada durante el primer trimestre del
presente año.
Resguardo
Segundo Programa
de Bonos
Apalancamiento <
1.50x
2012
2013
2014
2015
Jun.
2016
0.5
0.5
0.4
0.3
0.4
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
En cuanto a los indicadores de cobertura, éstos son estables desde el ejercicio 2014, como se puede observar en el
siguiente gráfico, dada la ausencia de fuertes movimientos
en el endeudamiento financiero y del resultado operativo
que favorece el EBITDA. Así, la cobertura del EBITDA
respecto del servicio de deuda equivale a 7.8 veces, mientras que la cobertura de los gastos financieros es de 9.4
veces a la fecha de análisis.
Cobertura de EBITDA
14.00
12.54
12.00
10.60
9.48
10.00
9.54
8.00
6.00
9.43
8.56
5.62
7.43
7.84
4.00
2.00
3.21
0.00
2012
2013
2014
EBITDA * / Servicio de deuda *
2015
Jun.16
EBITDA * / G.Financieros *
Fuente: Egenor / Elaboración: Equilibrium
El patrimonio total a junio de 2016 disminuyó en 22.6%
respecto a diciembre de 2015 dada la distribución de
dividendos durante el primer trimestre del presente año,
realizado en dos tramos: en enero de 2016 se repartieron
10
Destino de los recursos: Los recursos serán utilizados
para la sustitución de los pasivos del Emisor o para otros
usos corporativos, según se establezca en el Contrato
Complementario y Prospecto Complementario correspondientes.
Garantías específicas: No existen garantías específicas.
Los Bonos quedarán garantizados en forma genérica por
el patrimonio del Emisor.
-
Primera Emisión
Monto: US$ 35.0 millones.
Fecha de Emisión: 10 de noviembre del 2011.
Fecha de Redención: 11 de noviembre del 2026.
Plazo: 15 años.
Tasa de Interés: fija anual de 6.375%
Amortización de Principal: el 100% del principal se
pagará en la fecha de redención a su valor nominal.
Adicionalmente, dentro de las principales restricciones a
las que está sujeto el Emisor, destacan:
-
-
excedan el 25% de su Patrimonio Neto.
El Emisor está obligado a mantener un Ratio de Apalancamiento menor o igual a 1.5. Será calculado al cierre de los períodos intermedios que vencen el 31 de
marzo, 30 de junio, 30 de septiembre y 31 de diciembre de cada año durante la vigencia de los Bonos.
En caso se produzca algún hecho de incumplimiento
el Emisor no podrá: (i) acordar reparto de utilidades o
realizar distribuciones de dividendos o cualquier otra
forma de distribución a Accionistas, (ii) otorgar
préstamos a terceros o a empresas pertenecientes a su
Grupo Económico, (iii) realizar cualquier pago de
principal, intereses, primas u otros montos con
relación a cualquier deuda del Emisor.
El Emisor no podrá 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 título o
modalidad, incluidas las transferencias en dominio
fiduciario, que de manera individual o agregada
Segunda Emisión
Monto: US$ 40.0 millones.
Fecha de Emisión: 10 de febrero del 2012.
Fecha de Redención: 12 de febrero del 2024.
Plazo: 12 años.
Tasa de Interés: fija anual de 5.8125%
Amortización de Principal: el 100% del principal se
pagará en la fecha de redención de la Emisión o Serie a su
Valor Nominal.
11
Duke Energy Egenor S. en C. por A.
Estado de Situación Financiera
(Miles de Soles)
ACTIVOS
Dic 12
Dic 13
Dic 14
Jun 15
Dic 15
Jun 16
Var.
Jun16/Jun15
-27.9%
Efectivo y Equivalentes de Efectivo
105,854
7.6%
135,790
9.8%
145,350
13.7%
222,465
20.0%
327,931
27.0%
160,368
Cuentas por Cobrar Comerciales (neto)
54,889
4.0%
59,075
4.3%
51,118
4.8%
34,103
3.1%
38,008
3.1%
50,036
4.9%
31.6%
46.7%
Total Cuentas por Cobrar Diversas
7,583
0.5%
10,415
0.8%
6,722
0.6%
6,894
0.6%
10,580
0.9%
7,194
0.7%
-32.0%
4.4%
A entidades relacionadas
5,811
0.4%
8,164
0.6%
5,922
0.6%
5,828
0.5%
3,602
0.3%
5,505
0.5%
52.8%
-5.5%
Diversas
1,772
0.1%
2,251
0.2%
800
0.1%
1,066
0.1%
6,978
0.6%
1,689
0.2%
-75.8%
58.4%
Total Existencias
15.6%
Var.
Jun16/Dic15
-51.1%
11,398
0.8%
9,153
0.7%
6,013
0.6%
6,224
0.6%
4,427
0.4%
4,713
0.5%
6.5%
-24.3%
Suministros y repuestos
6,926
0.5%
6,675
0.5%
6,873
0.6%
7,028
0.6%
6,035
0.5%
6,255
0.6%
3.6%
-11.0%
Combustibles y lubricantes
5,093
0.4%
3,162
0.2%
2,594
0.2%
2,649
0.2%
372
0.0%
438
0.0%
17.7%
-83.5%
Estimación para desvalorización
-621
0.0%
-684
0.0%
-3,454
-0.3%
-3,453
-0.3%
-1,980
-0.2%
-1,980
-0.2%
0.0%
-42.7%
262
0.0%
235
0.0%
376
0.0%
2,756
0.2%
244
0.0%
2,944
0.3%
1106.6%
6.8%
0
0.0%
290,191
21.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
-
-
Total Activo Corriente
179,986
13.0%
504,859
36.3%
209,579
19.7%
272,442
24.5%
381,190
31.4%
225,255
21.9%
-40.9%
-17.3%
Propiedades, planta y equipo (neto)
Otros activos
Activos mantenidos para la venta
1,169,794
84.2%
844,219
61.0%
814,949
76.7%
798,893
71.8%
788,045
64.9%
772,859
75.1%
-1.9%
-3.3%
Inversiones en subsidiaria
32,959
2.4%
30,619
2.2%
33,974
3.2%
38,040
3.4%
42,365
3.5%
28,707
2.8%
-32.2%
-24.5%
Cuentas por cobrar a largo plazo
1,377
0.1%
3,218
0.2%
3,218
0.3%
1,638
0.1%
1,377
0.1%
1,377
0.1%
0.0%
-15.9%
Activos intangibles (neto)
1,145
0.1%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
-
-
Otros activos
3,799
0.3%
1,012
0.1%
1,315
0.1%
1,078
0.1%
1,135
0.1%
958
0.1%
-15.6%
-11.1%
Total Activo No Corriente
1,209,074
87.0%
879,068
63.5%
853,456
80.3%
839,649
75.5%
832,922
68.6%
803,901
78.1%
-3.5%
-4.3%
TOTAL ACTIVOS
1,389,060
100.0%
1,383,927
100.0%
1,063,035
100.0%
1,112,091
100.0%
1,214,112
100.0%
1,029,156
100.0%
-15.2%
-7.5%
Var.
Jun16/Jun15
32.2%
Cuentas por Pagar Comerciales
16,975
1.2%
16,938
1.2%
16,919
1.6%
16,022
1.4%
20,236
1.7%
21,186
2.1%
Var.
Jun16/Dic15
4.7%
Otras Cuentas por Pagar
26,627
1.9%
22,994
1.7%
31,484
3.0%
22,309
2.0%
30,049
2.5%
23,939
2.3%
-20.3%
7.3%
Tributos
5,545
0.4%
5,375
0.4%
4,531
0.4%
5,292
0.5%
3,547
0.3%
5,484
0.5%
54.6%
3.6%
Beneficios de los trabajadores
14,104
1.0%
15,071
1.1%
24,645
2.3%
15,995
1.4%
20,490
1.7%
17,117
1.7%
-16.5%
7.0%
158
0.0%
402
0.0%
229
0.0%
93
0.0%
3,934
0.3%
63
0.0%
-98.4%
-32.3%
PASIVOS Y PATRIMONIO
Vinculadas
Depósitos en garantía
Dic 12
Dic 13
Dic 14
Jun 15
Dic 15
Jun 16
198
0.0%
253
0.0%
334
0.0%
292
0.0%
627
0.1%
329
0.0%
-47.5%
12.7%
6,622
0.5%
1,893
0.1%
1,745
0.2%
637
0.1%
1,451
0.1%
946
0.1%
-34.8%
48.5%
Porción Cte. Deuda L.P.
20,413
1.5%
4,183
0.3%
4,523
0.4%
4,316
0.4%
4,210
0.3%
4,053
0.4%
-3.7%
-6.1%
Pasivo por impuesto a las ganancias
14,489
1.0%
3,618
0.3%
39,024
3.7%
8,671
0.8%
9,242
0.8%
4,404
0.4%
-52.3%
-49.2%
Diversas
Pasivos por los activos mantenidos para la venta
Total Pasivo Corriente
Provisiones diversas
0
0.0%
204,820
14.8%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
-
-
78,504
5.7%
252,553
18.2%
91,950
8.6%
51,318
4.6%
63,737
5.2%
53,582
5.2%
-15.9%
4.41%
2,979
0.2%
3,513
0.3%
4,987
0.5%
6,208
0.6%
6,689
0.6%
8,487
0.8%
26.9%
36.7%
Pasivos por impuesto a las ganancias diferido
193,255
13.9%
162,876
11.8%
138,443
13.0%
138,387
12.4%
138,605
11.4%
137,913
13.4%
-0.5%
-0.3%
Obligaciones financieras
342,242
24.6%
210,500
15.2%
224,175
21.1%
238,275
21.4%
255,975
21.1%
249,075
24.2%
-2.7%
4.5%
Total Pasivo No Corriente
538,476
38.8%
376,889
27.2%
367,605
34.6%
382,870
34.4%
401,269
33.1%
395,475
38.4%
-1.4%
3.3%
TOTAL PASIVO
616,980
44.4%
629,442
45.5%
459,555
43.2%
434,188
39.0%
465,006
38.3%
449,057
43.6%
-3.4%
3.4%
Capital social emitido
538,519
38.8%
538,519
38.9%
353,519
33.3%
353,518
31.8%
353,519
29.1%
353,519
34.4%
0.0%
0.0%
Reservas
52,980
3.8%
95,678
6.9%
95,678
9.0%
70,704
6.4%
70,705
5.8%
70,704
6.9%
0.0%
0.0%
Resultado Acumulados
81,287
5.9%
29,446
2.1%
-2,340
-0.2%
179,255
16.1%
179,257
14.8%
77,282
7.5%
-56.9%
-56.9%
Resultado del ejercicio
TOTAL PATRIMONIO NETO
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
99,294
7.1%
90,842
6.6%
156,623
14.7%
74,426
6.7%
145,625
12.0%
78,594
7.6%
-46.0%
5.6%
772,080
55.6%
754,485
54.5%
603,480
56.8%
677,903
61.0%
749,106
61.7%
580,099
56.4%
-22.6%
-14.4%
1,389,060
100.0%
1,383,927
100.0%
1,063,035
100.0%
1,112,091
100.0%
1,214,112
100.0%
1,029,156
100.0%
-15.2%
-7.5%
12
Duke Energy Egenor S. en C. por A.
Estado de Resultados Integrales
(Miles de soles)
Reexpresado por la venta
de la C.T. Las Flores
Dic 12
Dic 13
Dic 14
Jun 15
Dic 15
Jun 16
Var.
Dic 14
Jun16/Jun15
Dic15/Dic14
Ventas de Potencia y Energía
245,997
65.4%
310,857
80.3%
297,650
79.8%
201,114
93.1%
389,941
93.4%
211,832
91.9%
5.3%
31.0%
Compensación COES y Otros Servicios
130,249
34.6%
76,403
19.7%
75,436
20.2%
14,881
6.9%
27,703
6.6%
18,619
8.1%
25.1%
-63.3%
Ingresos Totales
376,246
100.0%
387,260
100.0%
373,086
100.0%
215,995
100.0%
417,644
100.0%
230,451
100.0%
6.7%
11.9%
-6,835
-1.8%
-11,397
-2.9%
-6,229
-1.7%
-1,668
-0.8%
-3,469
-0.8%
-1,583
-0.7%
-5.1%
-44.3%
Compra de Energía y Peajes Eléctricos
-129,754
-34.5%
-100,617
-26.0%
-86,236
-23.1%
-52,434
-24.3%
-114,037
-27.3%
-62,883
-27.3%
19.9%
32.2%
Cargas de Personal
-21,341
-5.7%
-26,387
-6.8%
-37,514
-10.1%
-15,964
-7.4%
-34,161
-8.2%
-17,409
-7.6%
9.1%
-8.9%
Servicios de Terceros
-22,368
-5.9%
-24,462
-6.3%
-22,909
-6.1%
-8,569
-4.0%
-20,392
-4.9%
-7,997
-3.5%
-6.7%
-11.0%
Suministros, Repuestos y Combustibles
Otros
-41,187
-10.9%
-41,098
-10.6%
-44,618
-12.0%
-21,273
-9.8%
-41,282
-9.9%
-22,606
-9.8%
6.3%
-7.5%
Costos Totales
-221,485
-58.9%
-203,961
-52.7%
-197,506
-52.9%
-99,908
-46.3%
-213,341
-51.1%
-112,478
-48.8%
12.6%
8.0%
Ganancia Bruta
154,761
41.1%
183,299
47.3%
175,580
47.1%
116,087
53.7%
204,303
48.9%
117,973
51.2%
1.6%
16.4%
Gasto de Administración
-46,797
-12.4%
-49,008
-12.7%
-53,273
-14.3%
-25,270
-11.7%
-50,027
-12.0%
-26,108
-11.3%
3.3%
-6.1%
Gastos de Ventas
-3,943
-1.0%
-4,677
-1.2%
-4,928
-1.3%
-2,142
-1.0%
-5,024
-1.2%
-2,525
-1.1%
17.9%
1.9%
104,021
27.6%
129,614
33.47%
117,379
31.46%
88,675
41.1%
149,252
35.7%
89,340
38.8%
0.7%
27.2%
133.4%
Ganancia de Operación
Ingresos Financieros
2,799
0.7%
3,001
0.8%
1,429
0.4%
299
0.1%
3,335
0.8%
765
0.3%
155.9%
Gastos Financieros
-27,073
-7.2%
-13,280
-3.4%
-16,394
-4.4%
-8,356
-3.9%
-17,660
-4.2%
-10,670
-4.6%
27.7%
7.7%
Ganancia (Pérdida) en cambio
12,454
3.3%
-30,619
-7.9%
853
0.2%
-3,795
-1.8%
-4,120
-1.0%
3,502
1.5%
-192.3%
-583.0%
Diversos, neto
Ganancia antes de Impuestos
26,575
7.1%
40,242
10.4%
50,145
13.4%
24,496
11.3%
63,947
15.3%
25,208
10.9%
2.9%
27.5%
118,776
31.6%
128,958
33.3%
153,412
41.1%
101,319
46.9%
194,754
46.6%
108,145
46.9%
6.7%
26.9%
103.4%
Impuesto a las Ganancias
-41,563
-11.0%
-40,853
-10.5%
-24,149
-6.5%
-26,893
-12.5%
-49,129
-11.8%
-29,551
-12.8%
9.9%
Ganancia Neta (Operaciones Continuas)
77,213
20.5%
88,105
22.8%
129,263
34.6%
74,426
34.5%
145,625
34.9%
78,594
34.1%
5.6%
12.7%
Ganancia Neta (Operaciones Discontinuas)
22,081
5.9%
2,737
0.7%
27,360
7.3%
0
0.0%
0
0.0%
0
0.0%
-
-100.0%
Ganancia Neta del Año
99,294
26.4%
90,842
23.5%
156,623
42.0%
74,426
34.5%
145,625
34.9%
78,594
34.1%
5.6%
-7.0%
13
Duke Energy Egenor S. en C. por A.
Indicadores
Dic 12
Dic 13
Dic 14
Jun 15
Dic 15
Jun 16
Activo Fijo / Patrimonio
1.5
1.1
1.4
1.2
1.1
1.3
Pasivo / Patrimonio
0.8
0.8
0.8
0.6
0.6
0.8
44.4%
45.5%
43.2%
39.0%
38.3%
43.6%
Deuda Financiera / Patrimonio
0.5
0.5
0.4
0.4
0.3
0.4
Deuda Financiera / EBITDA
2.4
2.3
1.5
1.6
1.4
1.3
Liquidez general
2.3
3.2
2.3
5.3
6.0
4.2
Liquidez ácida
2.1
3.1
2.2
5.1
5.9
4.1
Capital de Trabajo (S/ Millones)
101
252
118
221
317
172
Gtos. Ope. / Ingresos
13.5%
13.9%
15.6%
12.7%
13.2%
12.4%
Gtos. Finan. / Ingresos
7.2%
3.4%
4.4%
3.9%
4.2%
4.6%
Rotación Inventarios
15.7
13.7
9.3
9.5
6.3
6.4
Rotación Cobranzas
44.5
46.5
41.8
24.1
27.8
33.1
Rotación Cuentas por Pagar
23.4
25.6
26.6
24.4
29.2
28.7
Ciclo de Conversión de Efectivo
36.9
34.6
24.5
9.2
4.9
10.9
Margen Neto
26.4%
23.5%
42.0%
34.5%
34.9%
34.1%
Margen Operativo
27.6%
33.5%
31.5%
41.1%
35.7%
38.8%
Margen Bruto
41.1%
47.3%
47.1%
53.7%
48.9%
51.2%
Margen EBITDA
40.5%
43.0%
41.7%
49.9%
44.8%
47.3%
ROAA*
7.0%
6.6%
12.8%
12.5%
12.8%
14.0%
ROAE *
12.4%
11.9%
23.1%
20.5%
21.5%
23.8%
Solvencia
Endeudamiento del activo
Liquidez
Gestión
Rentabilidad
Generación & Cobertura *
191,959
145,939
158,209
158,209
146,885
132,008
FCO / Gastos Financieros
7.1
11.0
9.7
10.2
8.3
6.6
FCO / Servicio de Deuda
4.0
8.4
7.6
8.0
6.7
5.5
EBITDA (S/ Millones)
EBITDA / Gastos Financieros
EBITDA / Servicio de deuda
152.3
5.6
3.2
166.6
12.5
9.5
155.4
9.5
7.4
155.4
10.1
7.9
187.1
10.6
8.6
188.4
9.4
7.8
EBIT (S/ Millones)
Flujo de Caja Operativo (S/ Millones)
104.0
129.6
117.4
120.2
149.3
149.9
EBIT / Gastos Financieros
3.8
9.8
7.2
7.8
8.5
7.5
EBIT / Servicio de deuda
2.2
7.4
5.6
6.1
6.8
6.2
* Indicadores anualizados
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LAS CLASIFICACIONES CREDITICIAS EMITIDAS POR EQUILIBRIUM CLASIFICADORA DE RIESGO S.A.
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EQUILIBRIUM SOBRE EL RIESGO CREDITICIO FUTURO RELATIVO DE ENTIDADES, COMPROMISOS CREDITICIOS O DEUDA O VALORES SIMILARES A DEUDA. EQUILIBRIUM DEFINE RIESGO CREDITICIO COMO EL
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CUENTA CUALQUIER OTRO RIESGO, INCLUYENDO SIN LIMITACION: RIESGO DE LIQUIDEZ, RIESGO DE
VALOR DE MERCADO O VOLATILIDAD DE PRECIO. LAS CLASIFICACIONES DE RIESGO Y LAS OPINIONES
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