Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.
Informe de Clasificación
Contacto:
Héctor Gaudry
[email protected] Maria Luisa Tejada
511- 616 0400
La nomenclatura “pe” refleja riesgos sólo comparables en el Perú.
ENERSUR S.A. Lima, Perú 23 de diciembre de 2014
Clasificación Categoría Definición de Categoría
Primer Programa de
Bonos Corporativos EnerSur
1ra, 2da, 3ra, 4ta, 5ta, 6ta y 7ma Emisión
AAA.pe Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en
los términos y condiciones pactados.
Acciones Comunes 1ª Clase.pe El más alto nivel de solvencia y mayor estabilidad en los resultados económicos del emisor.
“La clasificación que se otorga a los valores no implica recomendación para comprar, vender o mantener los instrumentos en cartera”.
---------------------En Millones de Dólares -------------------
Dic.13 Set.14 Dic.13 Set.14
Activos: 1,518.1 1,642.3 Util. Neta: 121.4 106.8
Pasivos: 879.4 916.2 ROAE* 21.4% 20.4%
Patrimonio: 638.7 726.1 ROAA* 8.9% 8.8% * ROAE y ROAA se presentan anualizados a setiembre 2014.
Historia: Acciones Comunes 1ª Clase (22.12.03). Primer Programa Bonos Corporativos, 1ra Emisión → AAA.pe (20.11.07), 2da y 3ra Emisión → AAA.pe (09.04.08), 4ta y 5ta
Emisión → AAA.pe (11.06.09), 6ta y 7ma Emisión → AAA.pe
(15.11.10).
Para la presente evaluación se han utilizado los Estados Financieros Auditados de EnerSur S.A. al 31 de diciembre de 2010, 2011, 2012 y 2013, así como Estados Financieros No Auditados al 30 de setiembre de 2013 y 2014. Adicionalmente, se ha incluido información adicional proporcionada
por la Compañía, así como Hechos de Importancia publicados a través de la Superintendencia de Mercado y Valores - SMV.
Fundamento: Como resultado del análisis y la evaluación
realizada, el Comité de Clasificación de Equilibrium deci-
dió ratificar la categoría AAA.pe a las emisiones contem-
pladas dentro del Primer Programa de Bonos Corporativos
EnerSur S.A. (en adelante la Empresa), así como mantener
la clasificación de las Acciones Comunes en 1ra Clase.pe.
La clasificación se sustenta en los crecientes niveles de
capacidad de generación registrados en los últimos años
gracias a la puesta en operación comercial de nuevas cen-
trales de generación, que han permitido la ampliación de
potencia firme de la Empresa así como el incremento de la
eficiencia operativa a través de menores costos promedio y
mejores ingresos brutos dada la mayor brecha entre mayo-
res ingresos y menores costos.
Asimismo, EnerSur registra un mayor nivel de generación
-medido a través del EBITDA- lo cual permite mantener
adecuados indicadores tanto de cobertura de gastos finan-
cieros como de servicio de deuda, ello en un escenario en
donde se proyecta una mayor toma de financiamiento para
los proyectos en ejecución y cartera, los mismos que se
desarrollarán hasta el primer trimestre del 2017. A esto se
suma el respaldo que le brinda su principal accionista, el
Grupo GDF SUEZ. Cabe mencionar que en abril del pre-
sente ejercicio Moody’s ratificó la clasificación interna-
cional A1 de largo plazo de GDF SUEZ SA y elevó la
clasificación de sus bonos corporativos a Aa1 desde Aa2 y
mantiene un outlook estable.
EnerSur se dedica a la generación, transmisión y comercia-
lización de energía eléctrica y se constituye como la se-
gunda Entidad generadora del Sistema Eléctrico Interco-
nectado Nacional (SEIN), con una participación de 17.1%
al mes de octubre de 2014 y la más grande del SEIN en
términos de capacidad. A la fecha del presente análisis, la
Empresa mantiene operaciones en cinco centrales de gene-
ración eléctrica (una central a ciclo combinado), así como
una Reserva Fría y una subestación eléctrica. En línea con
lo anterior, es de mencionar que desde el inicio de sus
operaciones, la Compañía ha estado inmersa en el desarro-
llo de varios proyectos, siendo los más recientes la conver-
sión a Ciclo Combinado de la C.T. ChilcaUno (que entró
en operación comercial en el último trimestre del 2012), la
construcción de la C.T. Ilo31 – Reserva Fría (en operación
comercial desde el segundo trimestre del 2013) y la cons-
trucción de la C.H. Quitaracsa que según lo indicado por la
Empresa, entraría en operación durante el segundo trimes-
tre del 2015. A esto último se suma que, con fecha 29 de
noviembre de 2013, el Comité de ProInversión en Proyec-
tos de Seguridad Energética otorgó a EnerSur la buena pro
para la construcción y operación de una de las centrales de
generación termoeléctrica del proyecto Nodo Energético
del Sur – Planta Ilo que representa una inversión estimada
de US$ 330.0 millones y que entraría en operación comer-
cial durante el primer trimestre de 2017 hasta con 600 MW
de capacidad. Adicionalmente, la Empresa cuenta con un
proyecto para la ampliación de la C.T. ChilcaUno median-
te la instalación de un ciclo combinado adicional que le
permitirá ampliar su capacidad en 113 MW, la cual se
espera entre en operaciones durante el último trimestre de
2016. La inversión estimada para dicho proyecto es de
US$130.0 millones.
Cabe mencionar que la fecha proyectada inicialmente para
la puesta en operación comercial del proyecto C.H. Quita-
racsa (octubre de 2014) fue prorrogada y aprobada por el
Ministerio de Energía y Minas, a raíz de la necesidad de
realizar obras civiles adicionales con el fin de mejorar la
seguridad del mismo. Dichas inversiones adicionales al-
canzarían un total de US$ 150.0 millones, con lo cual el
costo total del proyecto se incrementaría de US$ 250.0
millones a US$ 400.0 millones según la estimación de la
Empresa.
Es por ello que, ante el mayor requerimiento de fondos
para el desarrollo de sus proyectos en marcha así como por
sus necesidades de capital de trabajo, EnerSur mantiene
préstamos bancarios de corto plazo (saldo de US$65.0
millones a setiembre de 2014) a fin de cubrir dichas nece-
sidades. Lo anterior sumado a los menores saldos de caja y
otras cuentas por cobrar (anticipos a proveedores e IGV
por recuperar) en comparación al periodo terminado en
setiembre de 2013, reflejaron indicadores de liquidez más
ajustados en los últimos doce meses. No obstante, EnerSur
cuenta con un plan de financiamiento e inversión adecuado
para el repago de dichas cuentas.
La ejecución de los proyectos de conversión a Ciclo Com-
binado de la C.T. ChilcaUno, la C.T. Ilo31 (Reserva Fría)
y las obras para la C.H. Quitaracsa han sido financiadas
principalmente con operaciones de arrendamiento finan-
ciero, lo cual ha generado un incremento sustancial en los
pasivos de la Compañía así como en los gastos financieros
derivados de la activación de dichas operaciones. No obs-
tante, la culminación de dos de los proyectos previamente
detallados, permitió incrementar su generación, cumplien-
do así con los resguardos que mantiene asociados a los
bonos corporativos, préstamo sindicado y a los contratos
de arrendamiento financiero, los mismos que estipulan que
la palanca contable (pasivo / patrimonio) no deberá ser
mayor a 2.0 veces (únicamente para la deuda sindicada) y
que la palanca financiera (medida como deuda financiera
senior / EBITDA) sea menor a 3.5 veces. Cabe indicar que
a la fecha la totalidad de la deuda financiera es senior.
Asimismo, EnerSur viene cumpliendo de manera adecuada
con los resguardos establecidos a pesar de la incorporación
de dicho financiamiento -inicialmente subordinado- al
cálculo de los mismos.
Cabe indicar que con fecha 26 de junio de 2014, la Com-
pañía recibió un préstamo otorgado por los bancos The
Bank of Tokyo-Mitsubishi y Sumitomo Mitsui Banking
Corporation por un total de US$100 millones a un plazo de
6 años y tasa efectiva anual de Libor a 3 meses más un
margen de 1.90%, el mismo que fue utilizado para el pre-
pago de las deudas de corto plazo mantenidas a la fecha
por el mismo importe y cuyos fondos fueron destinados a
la compra de activos fijos asociados a los proyectos Quita-
racsa y Nodo Energético. Asimismo, según lo manifestado
por la gerencia de EnerSur, la principal fuente de finan-
ciamiento bancario para la realización de los proyectos
continuará siendo bajo la modalidad de arrendamiento
financiero, siempre que éste sea más ventajoso en compa-
ración con otros tipos de financiamiento bancario.
A raíz de las inversiones ejecutadas se espera un incremen-
to importante en el EBITDA de EnerSur, lo que le permi-
tirá seguir cumpliendo con los resguardos establecidos a
pesar de contar con un escenario proyectado de mayor
toma de deuda.
Al 30 de setiembre 2014, el resultado neto de la Compañía
se incrementó en 12.3% sustentado en el incremento de
margen EBITDA en 10.6% respecto a similar periodo del
ejercicio previo, producto de los mayores ingresos percibi-
dos por el aumento en el nivel de producción de energía
así como por la disminución del costo promedio de pro-
ducción derivado de la entrada en operación del ciclo
combinado de la C.T. ChilcaUno. Asimismo, el cobro por
potencia de la Reserva Fría desde mediados del 2013, la
entrada en vigencia de nuevos contratos y las eficiencias
operativas permitieron que tanto el EBITDA, como el
resultado neto continúen mostrando una tendencia positi-
va.
La clasificación de riesgo otorgada a EnerSur también
incorpora la concentración de Southern Perú Cooper Cor-
poration (SPCC) en su portafolio de clientes, la misma que
representa aproximadamente el 30% de su facturación
anual, con quien mantiene un contrato hasta abril del 2017,
el mismo que -según información proporcionada por la
Empresa- no será renovado. No obstante lo anterior, la
Compañía espera incrementar sus ingresos para los próxi-
mos años con la puesta en operación de los proyectos en
cartera. Por otro lado, es de mencionar que EnerSur busca
permanentemente nuevos contratos con clientes libres y
regulados, habiendo cerrado varios contratos que le han
permitido mitigar parcialmente la concentración actual con
SPCC. Al 30 de setiembre del 2014, EnerSur mantiene un
portafolio de clientes distribuidos a nivel nacional, que
sumaron una potencia contratada (en hora punta) de
1,155.5 MW, de los cuales el 72.4% corresponde a clientes
regulados y la diferencia a clientes libres (318.9 MW),
mientras que la potencia total fuera de hora punta ascendió
a 1,181.6 MW.
Finalmente, dado el importante incremento en la capacidad
de generación que EnerSur proyecta concretar en los
próximos ejercicios, Equilibrium considera fundamental
mantener el respaldo de sus accionistas observado hasta la
fecha, de modo tal que pueda mantener una adecuada
estructura financiera, en línea con la clasificación otorga-
da.
Fortalezas
1. Elevada diversificación de la matriz energética.
2. Incremento de la capacidad de generación y potencia en los últimos años.
3. Solidez y solvencia de su principal accionista, International Power S.A., Grupo GDF SUEZ.
Debilidades
1. Incremento en la palanca financiera de la Empresa producto de la toma de deuda para financiar los nuevos proyectos.
2. Concentración en la facturación con un solo cliente. No obstante, dicho contrato finaliza en el 2017 y será reemplazado
con nuevos contratos.
3. Exposición al riesgo cambiario.
Oportunidades
1. Ampliación de la cartera de clientes.
2. Materialización de proyectos en cartera.
3. Nuevas oportunidades de inversión a través de concesiones y/o compras que diversifiquen su matriz energética.
Amenazas
1. Cambios inesperados en la regulación que pudiesen afectar el desarrollo del sector.
2. Ingreso de nuevas empresas a la generación en el mediano plazo.
3. Riesgo de daño a las instalaciones de TGP que pueda interrumpir el suministro de gas natural. Sin embargo, esta ame-
naza se mitiga parcialmente por las pólizas de seguro con que cuenta la Empresa).
SECTOR ELÉCTRICO PERUANO
El mercado eléctrico peruano está integrado por las em-
presas eléctricas (generadoras, transmisoras y distribuido-
ras), clientes (libres y regulados) y los organismos norma-
tivos y supervisores del sector. Las empresas de genera-
ción eléctrica se encargan de producir la energía, la misma
que es trasportada por las redes de transmisión y distribu-
ción para llegar a los consumidores finales. El Comité de
Operación Económica del Sistema (COES) se encuentra
conformado por las empresas generadoras, transmisoras y
las de distribución, así como por los clientes libres, te-
niendo como objetivo la coordinación operativa del siste-
ma eléctrico al mínimo costo, aprovechando mejor los
recursos energéticos.
La fijación de las tarifas eléctricas se realiza en el marco
de lo estipulado por la Ley de Concesiones Eléctricas. La
estructura de las mismas debe reflejar el costo económico
de los recursos utilizados en las distintas actividades, tanto
de generación, transmisión y distribución. Las tarifas de
energía que son cobradas a los clientes finales conside-
rando los siguientes componentes:
Precio Barra: Este precio se encuentra fijado por
Osinergmin en función a la oferta y demanda inclu-
yendo el precio de los combustibles en dicho cálculo.
Corresponde al costo de la energía y de la potencia.
Costo Total de Transmisión: Comprende los costos
anuales de inversión, operación y mantenimiento del
Sistema Económicamente Adaptado1. A través de este
costo los principales generadores conectados al siste-
ma principal abonan a la empresa Transmisora una
compensación mensual en forma de ingreso tarifario
(el cual depende de la tarifa en barra) y de peaje por
conexión (diferencia entre el Costo Total de Transmi-
sión y el Ingreso Tarifario).
Valor Agregado de Distribución (VAD): Según lo
estipulado en la Ley de Concesiones Eléctricas el
VAD representa el costo total en el que se incurre para
poner a disposición del cliente la potencia y energía.
El VAD se basa en una empresa modelo eficiente y
considera los siguientes componentes:
Los costos asociados al cliente, independientemen-
te de su demanda de potencia y/o consumo de
energía.
Pérdidas estándares de distribución y potencia de
energía.
Costos estándares de inversión, mantenimiento y
operación por unidad de potencia suministrada.
El VAD tiene un factor de corrección determinado por
ventas de potencia en horas fuera de punta y en horas
punta de la empresa de distribución.
Garantía de Red Principal: Tarifa adicional incor-
porada en Noviembre de 2002 considerada como un
cobro por el uso del gasoducto, con el objetivo de ga-
rantizar la recuperación del costo del servicio al in-
1 Sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y demanda de
energía, al menor costo y con calidad óptima.
versionista a través de los Ingresos Garantizados
Anuales.
Precio Spot: Corresponde al precio de venta de
energía entre generadoras que se realiza con el obje-
tivo de cumplir con los contratos de suministro de
energía a clientes y cubrir los desbalances de genera-
ción. El precio spot se determina en base a la libre
oferta y demanda del mercado, por lo que fluctúa en
línea con la capacidad y disponibilidad de energía de
cada empresa generadora.
Costo Marginal Idealizado: Mediante Decreto de
Urgencia N°049-2008, se creó el concepto del costo
marginal idealizado (CmgI) que se define como el
costo marginal de corto plazo de la producción de
energía en el SEIN. En este concepto no se conside-
ran restricciones de producción, transporte de gas ni
transmisión de electricidad. Asimismo, el CmgI con-
sidera un valor máximo definido por el Ministerio de
Energía y Minas (MEM). Además, de existir un ex-
cedente entre los costos variables de operación y los
CmgI, dicha diferencia será cubierta por la demanda
a nivel nacional, con cargo adicional en el Peaje de
Conexión al Sistema Principal de Transmisión. El
CmI se encuentra vigente hasta el 31 de diciembre de
2016.
Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium
Los principales problemas que presenta el Sistema Eléctri-
co Interconectado Nacional (SEIN) son los siguientes:
Dependencia de la Generación de Energía Eléctrica en
un solo Ducto
Hasta el año 2003 las fuentes de generación de energía
eléctrica se resumían en hídricas y térmicas en base a
carbón y diesel. El recurso hídrico depende estrictamente
de factores climatológicos, específicamente del nivel de
lluvias registradas en nuestro país, por lo que el abasteci-
miento de energía generada en base a este recurso no es
constante. En cambio, las fuentes térmicas de carbón y
diesel se rigen por precios internacionales, por lo que se
encuentran expuestos a la volatilidad de precios de los
mismos, pudiendo afectar los costos de generación.
A partir de agosto de 2004, con la puesta en marcha del
proyecto del gas natural de Camisea se dio un cambio
fundamental en la matriz energética del país. El creci-
miento actual de la generación eléctrica ha tomado impul-
so a través del uso del gas de Camisea y por el fomento a
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
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dic
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dic
-09
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-10
jun
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Set-
10
dic
-10
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sep
-11
dic
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sep
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dic
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dic
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jun
-14
sep
-14
Evolución del Costo Marginal y Tarifa en Barra ( Marzo 2006 - Octubre 2014)
T. BARRA ($./MWh) CMGH ($./MWh)
la inversión por parte de las empresas generadoras en la
implementación de centrales térmicas.
Este incentivo a la inversión se da por el menor costo del
gas natural del yacimiento de Camisea, así como por los
distintos incentivos otorgados por el Gobierno para pro-
mover la utilización del gas como fuente de generación.
Esto generó un incremento en la producción a base de gas
natural, la misma que en el 2004 representaba en prome-
dio el 10.3% de la producción total, alcanzando el 45.7%
al cierre del ejercicio 2013. Sin embargo, el abastecimien-
to del gas natural de Camisea depende de un único siste-
ma de transporte de gas natural, el mismo que cuenta con
un solo ducto y que además de que su utilización se en-
cuentra en su máxima capacidad, presentó retrasos en la
ampliación del mismo al no contar con garantías necesa-
rias para la seguridad de la etapa de construcción de los
proyectos, tal como sucedió el mes de abril de 2012 en la
localidad de Kiteni a raíz de una incursión narcoterrorista.
La fecha esperada de entrada en operación comercial de la
nueva ampliación es durante el segundo trimestre de 2016.
Adicionalmente, la ampliación del ducto de Camisea se
retrasó por las dificultades propias de la geografía en la
zona de selva. Así, según cálculos del COES, la interrup-
ción en el transporte de gas natural por el ducto de Cami-
sea podría generar un racionamiento eléctrico entre
500MW a 1,600MW lo cual dependería del momento en
que pueda suscitarse una contingencia. La dependencia de
gran parte de la generación de energía eléctrica en un solo
sistema de transporte de gas natural incrementa el riesgo
de abastecimiento y confiabilidad del SEIN, toda vez que
se espera un crecimiento del 10.8% anual hasta el 2018.
Asimismo, la fuente de generación hídrica mantiene una
estacionalidad predecible, en línea a su dependencia de las
lluvias.
Con el desarrollo e impulso de la utilización del gas natu-
ral de Camisea se ha logrado cubrir la demanda de energía
en los últimos años. En línea con lo anterior, el Gobierno
ha emitido diferentes normas orientadas a reactivar las
inversiones de centrales hidroeléctricas a través de benefi-
cios tributarios. Sin embargo, en ejercicios anteriores, el
marco legal del país limitaba el desarrollo de proyectos de
centrales hidroeléctricas, lo cual genera una interrogante a
la visión de largo plazo del SEIN, afectando su confiabili-
dad.
La Generación del Sistema se Concentra en un solo
Departamento
Se aprecia una elevada concentración de generación de
energía en el centro del país, específicamente en el depar-
tamento de Lima, a nivel de producción y potencia insta-
lada o efectiva.
Fuente: COES (Diciembre 2013) / Elaboración: Equilibrium
Si bien las inversiones en nuevas centrales, termoeléctri-
cas principalmente, se han ubicado cercanas al paso del
ducto de TGP para el abastecimiento respectivo, las mis-
mas concentran cerca de 3,238 MW de potencia efectiva
(58.1% de la máxima demanda registrada en el 2013)
entre las diferentes centrales térmicas ubicadas en el dis-
trito de Chilca y otras menores.
La concentración mencionada puede afectar el abasteci-
miento de energía ante cualquier contingencia que pudiera
registrarse, por lo que se requiere incentivar la descentra-
lización de la generación de energía para reducir este
riesgo, reducir el déficit en infraestructura del sector y
cubrir la demanda esperada para los próximos ejercicios.
2Posible Desabastecimiento de Energía Eléctrica
En el último informe elaborado por el COES “Informe de
Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2015
– 2024”, se identifica un posible déficit de generación
eficiente del orden de 490MW entre el 2017 y 2018, pro-
ducto del descalce entre la oferta y demanda proyectada
según la información de los proyectos de generación y
requerimiento de energía de los diferentes agentes involu-
crados. Este riesgo no incluye proyectos de generación
posteriores al 2016. Por tanto, de no concretarse nuevos
proyectos después del 2016, la confiabilidad del SEIN
podría verse afectada por dicho desabastecimiento, dada
la demanda proyectada para los próximos ejercicios.
El análisis del COES contempla los escenarios de i) gene-
ración eficiente con proyectos hidroeléctricos únicamente
y ii) generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y
térmicos. En el primer caso, el déficit de generación efi-
ciente ascendería a 980MW entre el periodo comprendido
entre los años 2017 y 2022. Sin embargo, en el segundo
escenario –donde sí se consideran las centrales termoeléc-
tricas- el déficit de generación eficiente se reduciría a
490MW entre dichos años. Cabe resaltar que en el segundo
escenario se incluyen las plantas de ciclo combinado por
1,500MW en la macro región sur asociados al proyecto del
Gasoducto Sur Peruano y Nodo Energético en el sur del
país.
En tal sentido, el 29 de noviembre del 2013 Proinversión
otorgó la adjudicación de dos centrales térmicas de 500
MW (+/- 20%) cada una a las empresas EnerSur S.A. y
Samay 1 S.A. Dichas centrales operarían en una primera
etapa con Diesel b5 para después utilizar gas natural cuan-
do se encuentre disponible el gas natural del proyecto
Gasoducto Sur Peruano.
2 “Informe de Diagnostico de las Condiciones Operativas del SEIN 2015 -
2024” elaborado por el COES.
2,924 MWNorte Lima Sur
Centro
4,005 MW
32,740 MW
Finalmente, ante un retraso en la construcción o abasteci-
miento del gas natural para el funcionamiento de los ciclos
combinados que el COES contempla en el desarrollo del
Nodo Energético del Sur, el déficit de generación eficiente
podría ser mayor, o en su defecto, el precio spot se incre-
mentaría por el encendido de centrales que consuman
combustibles más costosos como el Diesel.
El Incremento de los Costos Marginales en el Mediano
Plazo
Según ambos escenarios proyectados por el COES, los
costos marginales promedios ponderados calculados (220
kV) se ubicarían alrededor de 300 US$/MW.h en gran
parte del 2018, siendo dichos niveles muy superiores a los
observados en el 2008 cuando el costo marginal llegó a
situarse alrededor de los 250 US$/MW.h, debido a la
saturación de la capacidad del sistema de transporte de gas
natural de Camisea y los menores recursos hídricos. No
obstante, los costos marginales promedios ponderados se
podrían reducir con la entrada en operación comercial de
los 1,500MW en ciclo combinado del Nodo Energético
del Sur en el 2019.
Fuente y elaboración: COES
Solvencia Financiera de las Generadoras
Respecto a las principales generadoras del SEIN, las
mismas presentan la solvencia financiera necesaria para
poder seguir operando sus respectivas centrales, así como
realizar mayores inversiones necesarias para el aumento
de su potencia efectiva.
Establecimiento de una Visión de Largo Plazo
Resulta necesaria la implementación de medidas con vi-
sión de largo plazo con el objetivo de garantizar la confia-
bilidad del SEIN a fin de evitar los costos resultantes de
una planificación inadecuada. Además, se debe asegurar
un reducido ruido político con el fin de evitar desequili-
brios en el sistema, externos al sector.
PERFIL DE LA COMPAÑÍA
Energía del Sur S.A. fue constituida el 20 de septiembre
de 1996 con el nombre de Powerfin Perú S.A., cuyo obje-
tivo era la generación y transmisión de energía eléctrica
en sistemas secundarios, directamente o mediante cual-
quier otra forma de asociación empresarial. Con fecha 15
de agosto del 2007, la Junta de Accionistas acordó modi-
ficar la denominación social Energía del Sur S.A. por
EnerSur S.A.
EnerSur se dedica a la generación, transmisión y comer-
cialización de energía eléctrica. A la fecha del presente
análisis, la Compañía opera cinco centrales de generación
eléctrica, además de una subestación eléctrica, según se
detalla:
1. Central Termoeléctrica Ilo1 (C.T. Ilo1)
2. Central Termoeléctrica Ilo21 (C.T. Ilo21)
3. Central Termoeléctrica Ilo31 (C.T. Ilo31) -Reserva
Fría
4. Central Hidroeléctrica Yuncán (C.H. Yuncán)
5. Central Termoeléctrica ChilcaUno (C.T. ChilcaUno) +
Ciclo Combinado
6. Subestación Moquegua (S.E. Moquegua)
Desde el inicio de operaciones, la Compañía ha estado
inmersa en el desarrollo de varios proyectos de inversión,
entre los que destacan la construcción de la C.T. Ilo21, la
adjudicación de la concesión de la C.H. Yuncán y la insta-
lación de tres turbinas en la C.T. ChilcaUno así como su
posterior conversión a ciclo combinado. A esto se suma la
construcción de la C.T. Ilo31 (Reserva Fría de Generación
– Planta Ilo), la misma que se comenzó a construir en el
mes de mayo de 2011 a raíz de la suscripción del Contrato
de Concesión con el Estado Peruano otorgado el 20 de
enero de 2011. Dicha central se encuentra ubicada en Ilo,
Moquegua, cuenta con una potencia efectiva contratada de
460MW e inició operaciones comerciales el 21 de junio
de 2013.
Los proyectos que actualmente se encuentra desarrollando
EnerSur son: (i) la construcción de la C.H. Quitaracsa
(+112 MW) cuya fecha estimada de entrada en operación
es el segundo trimestre del 2015, (ii) Chilca Plus (amplia-
ción de la C.T. Chilca Uno) por +113 MW estimado para
el último trimestre de 2016 y (iii) el proyecto Nodo
Energético – Planta Ilo por +500 MW (+/- 20%) con fecha
estimada de entrada en operación en el primer trimestre de
2017.
Composición Accionaria
Al cierre del tercer trimestre del 2014, el capital social de
EnerSur alcanza los US$219.1 millones, el mismo que se
incrementó en el 2004 producto de la realización de un
aumento de capital en donde participaron las Administra-
doras de Fondos de Pensión locales, aportando US$48.0
millones. Producto de lo anterior, se generó una prima de
capital de US$35.9 millones (hasta diciembre de 2011)
registrada en la partida de capital adicional. Asimismo, en
sesiones de Directorio de fechas 17 de febrero y 01 de
marzo de 2012 se acordó incrementar el capital social por
nuevos aportes de hasta S/.401.4 millones (equivalente a
US$150.0 millones), los que incluyen el valor de la prima,
toda vez que el precio de la suscripción se estableció en
S/.16.5, siendo el valor nominal de la acción S/.1.0, con lo
cual se suscribieron 24.3 millones de nuevas acciones. La
primera rueda de suscripción preferente concluyó el 04 de
abril de 2012, suscribiéndose el 99.4% de las acciones
emitidas. Asimismo, la segunda rueda preferente inició el
12 de abril de 2012 y terminó el 16 del mismo mes, sus-
cribiéndose 147.1 mil acciones adicionales, lo cual originó
que el saldo de 1,114 acciones fueran asignadas en forma
proporcional a los accionistas suscriptores en segunda
rueda, completándose de esta manera el 100% de las ac-
ciones.
Adicionalmente, en Junta Obligatoria Anual de Accionis-
tas del 18 de marzo de 2014, se acordó capitalizar la prima
de capital por US$140.9 millones correspondiente al dife-
rencial entre el aporte de capital de los accionistas por
US$150.0 millones y US$9,091 equivalente al valor en
dólares estadounidenses de las acciones comunes de
S/.1.00 de valor nominal acordado por la JGA del 14 de
febrero de 2012.
Los incrementos de capital social indicados en el párrafo
anterior, determinan que el capital social y capital adicio-
nal al 30 de setiembre de 2014 asciendan a US$219.1
millones y US$35.9 millones, respectivamente.
La estructura accionaria de EnerSur a la fecha del presente
análisis es la siguiente:
Fuente: SMV / Elaboración: Equilibrium
International Power S.A., antes Suez-Tractebel S.A. (de la
cual GDF SUEZ es accionista mayoritario indirecto) es el
principal accionista de EnerSur, en tanto que GDF SUEZ
IP LUXEMBURGO S.á.r.l. es titular del 100% de las
acciones de International Power S.A.
Grupo Económico
EnerSur forma parte del Grupo GDF SUEZ, el mismo que
está conformado por un conjunto de empresas cuya matriz
es GDF SUEZ S.A., sociedad constituida y existente bajo
las leyes de Francia y cuyas acciones se encuentran lista-
das en las bolsas de Bruselas, Luxemburgo y París. El
Grupo GDF SUEZ nació producto de la fusión en el año
2008 de las empresas de origen francés Gaz de France
S.A. y Suez S.A. La estructura accionaria de GDF SUEZ
reúne a los accionistas que, con excepción del Estado
Francés, tienen una participación en el capital menor a
5.2%.
El Grupo GDF SUEZ opera en toda la cadena de valor
energética, incluyendo electricidad y gas natural, desde el
upstream hasta el downstream. El Grupo desarrolla sus
actividades a través de seis unidades operativas (cinco en
el sector de energía y una en medioambiente), según se
señala:
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
EnerSur pertenece a la unidad operativa de GDF SUEZ
denominada Business Energy International, la misma que
se encuentra dividida en las siguientes áreas de negocio:
GDF SUEZ Energy North America, GDF SUEZ Energy
Latin America, GDF SUEZ Energy UK-Europe, GDF
SUEZ Energy Middle East, Turkey & Africa, GDF SUEZ
Energy Asia y GDF SUEZ Energy Australia. EnerSur es
parte del área de negocio denominada GDF SUEZ Energy
Latin America.
Durante el 2012, GDF SUEZ culminó el proceso de adqui-
sición del 100% del capital social de International Power
Plc, empresa constituida bajo las leyes del Reino Unido, la
misma que aportó importantes activos al negocio de energ-
ía. En este sentido, el 03 de febrero de 2011 entraron en
vigencia los compromisos de GDF SUEZ S.A., Electrabel
S.A. (subsidiaria al 100% de GDF SUEZ S.A., constituida
en Bélgica) y la empresa International Power Plc, empresa
existente y constituida bajo las leyes del Reino Unido, a
fin de llevar a cabo una fusión y otros acuerdos relaciona-
dos con la combinación de activos con el objetivo de crear
una nueva International Power más sólida y que liste en la
Bolsa de Valores de Londres. Como consecuencia de la
combinación de activos, GDF SUEZ asumió la titularidad
de aproximadamente 70% de las acciones con derecho a
voto de la nueva International Power. Posteriormente, esta
última transfirió el 100% -1 acción del capital social que
mantenía en Suez-Tractebel S.A. (ahora International
Power S.A.) a favor de International Power (Zebra) Limi-
ted, sociedad constituida bajo las leyes del Reino Unido y
que forma parte del Grupo Económico GDF SUEZ, toda
vez que sus acciones ordinarias son de titularidad de Inter-
national Power Plc.
Producto de lo detallado en el párrafo anterior, Internatio-
nal Power S.A. -antes Suez-Tractebel S.A.- se convirtió en
el principal accionista de EnerSur (61.77% del capital),
mientras que GDF SUEZ IP LUXEMBURGO S.á.r.l. es
titular del 100% de las acciones de International Power
S.A. Los propietarios directos e indirectos de GDF SUEZ
IP LUXEMBURGO S.á.r.l. son International Power Plc e
International Power (Zebra) Limited, respectivamente.
Asimismo, el 20 de marzo de 2013 se anunció que la em-
presa International Power Plc hizo efectivo el cambio de
su denominación social a International Power Ltd.
Con ello la conformación del grupo Económico y la posi-
ción de EnerSur dentro del mismo se detallan a continua-
ción:
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
Es de señalar que a la fecha de análisis GDF SUEZ S.A.
mantiene una clasificación internacional de A1 asignada por
Moody’s Investors Service para su deuda de largo plazo en
moneda extranjera, la misma que mantiene outlook estable.
Accionistas
International Power SA
Rimac Seguros
AFP Integra
AFP Prima
AFP Profuturo
Otros menores a 5%
Total
8.92%
7.29%
5.29%
100%
%
61.77%
5.11%
11.62%
E
L
INTERNATI
ONAL
INTERNATIONAL
POWER (ZEBRA) LTD.
GDF SUEZ IP
LUXEMBURGO
INTERN
ATIONA
GENFINA S.C.R.L.
Bélgica
G
D
9
1
1
1
100%
99.99%
SOPRANOR S.A.
Francia
0.87%
7 acc.
7 acc.
Energy
Europe
Energy
International
Global Gas
& LNGInfraestructures
Energy
ServicesEnvironment
GDF SUEZ
ELECTRABEL S.A.Bélgica
INTERNATIONAL POWER PLCReino Unido
INTERNATIONAL POWER (ZEBRA) LTD.Reino Unido
GDF SUEZ IP LUXEMBURGO S.a.r.l.Luxemburgo
INTERNATIONAL POWER S.A.
ENERSURPerú
GENFINA S.C.R.L.
GDF SUEZ S.A.Francia
GSEPPerú
TGPPerú
EGASURPerú
99.13%
100%
100%
100%
100%
99.99%
0.87%
SOPRANOR S.A.
0.87%
7 acc.
61.77% 8.06% 100%100%
7 acc.
Además de EnerSur, GDF SUEZ participa en la titularidad
de otras empresas constituidas en el Perú que desarrollan
actividades vinculadas al sector energía, sobre las cuales
ejerce control efectivo: GDF SUEZ Energy Perú S.A.
(GSEP) y Egasur S.A., esta última, empresa existente, pero
que no participa de manera activa en el mercado energético
peruano en la actualidad. Asimismo, GDF SUEZ, a través
de International Power S.A. y de manera indirecta, es titular
de acciones representativas del 8.1% del capital social de la
empresa Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP).
Directorio
El Directorio de EnerSur es elegido por un período de tres
años y está constituido por siete miembros. En tal sentido,
en Junta General de Accionistas de fecha 12 de marzo de
2013 se aprobó la designación de los miembros del Directo-
rio para el periodo 2013-2016, habiendo quedado confor-
mado el mismo de la siguiente manera:
Fuente: SMV / Elaboración: Equilibrium
Plana Gerencial
A la fecha de análisis la Plana Gerencial se encuentra con-
formada por los siguientes ejecutivos:
Fuente: SMV / Elaboración: Equilibrium
Cabe señalar que en sesión de Directorio de fecha 01 de
julio de 2013 se acordó aceptar la renuncia del señor
Alexandre Jean Keisser al cargo de Gerente General y
Director Alterno y nombrar como nuevo Gerente General
al señor Michel J. G. Gantois, de nacionalidad belga. Di-
chos acuerdos se hicieron efectivos el 04 de octubre del
mismo año.
El señor Alexander Keisser desempeñó el cargo de Geren-
te General de EnerSur desde marzo de 2010 y mantiene
más de 17 años de experiencia en el Grupo GDF SUEZ. A
la fecha, el señor Keisser ha sido nombrado Gerente Gene-
ral de GDF SUEZ Energy Australia.
Contrato de Usufructo
En febrero de 2004 se subastó la operación de la C.H. de
Yuncán a través de un Contrato de Usufructo de Activos, el
cual permite la explotación de dicha hidroeléctrica por un
periodo de 30 años contados a partir del 07 de septiembre de
2005. EnerSur se adjudicó la buena pro de dicho Contrato
de Usufructo al ofrecer US$4.6 millones más que el precio
base. El costo total de la concesión asciende a US$205.0
millones, los mismos que se dividen de la siguiente manera:
(i) US$57.6 millones por derecho de contrato, (ii) US$125.0
millones por derecho de usufructo y (iii) US$22.0 millones
por aportes sociales en beneficio de la región Pasco (estos
montos incluyen IGV). Los pagos por derecho de usufructo
y aportes sociales a la región Pasco se realizarán durante los
primeros 17 años de vigencia de la concesión.
En cumplimiento de dicho contrato, al cierre del primer
trimestre del 2004 EnerSur realizó los siguientes desem-
bolsos: (i) US$63.5 millones por derecho de usufructo, (ii)
US$7.8 millones por aportes sociales, los mismos que
fueron depositados en un fondo en fideicomiso para ser
destinados exclusivamente a la ejecución de obras en la
zona de influencia del proyecto y (iii) US$48.4 millones
por derecho de contrato que se terminó de pagar en junio
de 2005.
A la fecha, la C.H. Yuncán se encuentra operativa. Posee
tres turbinas de 44.72MW de potencia nominal cada una,
lo cual le permite producir anualmente en función de los
recursos hídricos disponibles un promedio esperado de 840
GW/h de energía. Asimismo, la C.H. Yuncán comprende
una línea de transmisión de 220 kV de 50 km de longitud y
una terna de 260 MVA, la cual interconecta la central
Santa Isabel con el Sistema Principal de Transmisión en la
subestación Carhuamayo Nueva. A la fecha de análisis, la
potencia nominal de la C.H. de Yuncán alcanza los
134.16MW.
Power Purchase Agreement y Services Agreement con
Southern Perú Copper Corporation
EnerSur y Southern Perú Copper Corporation, Sucursal del
Perú (SPCC) firmaron en los años 1996 y 1997 dos contra-
tos denominados Power Purchase Agreement y Service
Agreement. En virtud a dichos contratos, EnerSur adquirió
de SPCC una planta de generación de energía eléctrica y se
comprometió a proveer de manera exclusiva el servicio de
energía eléctrica a SPCC en cantidades necesarias y sufi-
cientes hasta el año 2017. De igual forma se preestablecie-
ron las cantidades y bases para la determinación de los
precios de potencia y energía a ser facturados mensual-
mente.
El contrato suscrito con SPCC estipula que EnerSur le
proveerá de energía manteniendo la modalidad de cliente
libre, es decir, no sujeto a regulación de precios. No obs-
tante, durante el año 2003 se modificó un aspecto impor-
tante del contrato con SPCC, a través del cual esta última
ya no obliga a EnerSur a construir la planta Ilo22. Como
resultado de dicha modificación, EnerSur puede suminis-
trarle energía de cualquiera de sus plantas actuales. Adi-
cionalmente, en abril de 2009 las partes acordaron la modi-
ficación de las bases para la determinación de los precios
de potencia y energía a ser facturados mensualmente a
partir de enero del mismo año.
Los ingresos percibidos por concepto de venta de energía y
potencia facturada a SPCC hasta el tercer trimestre de
2014 ascendieron US$135.2 millones (US$134.6 millones
a setiembre de 2013), representando el 30% del total de las
ventas de EnerSur. Es de señalar igualmente que dicha
Nombre
Philip De Cnudde
Manlio Alessi Remedi
André de Aquino Fontenelle Cangucú
Carlos Hernán Ruiz de Somocurcio Escribens
Jaime Cáceres Sayán
Jose Ricardo Martin Briceño Villena
Jan Sterck
Michel Jean Gilbert Gantois
Dante Dell’Elce
Daniel Camac Gutierrez
Juan José Marthans León
Eduardo Milligan Wenzel
Raúl Ortíz De Zevallos Ferrand
Axel Werner Van Hoof Director Alterno
Cargo
Presidente del Directorio
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director Alterno
Director Alterno
Director Alterno
Director Alterno
Director Alterno
Director Alterno
GDF SUEZ
S.A.
Ejecutivo
Michel Jean Gilbert Gantois
Eduardo Milligan Wenzel
Daniel Cámac Gutiérrez Gerente Comercial y de Regulación
Adrianus Van Den Broek Gerente de Operaciones
Vincent Vanderstockt
Axel Van Hoof
Alejandro Prieto Toledo
Cargo
Gerente General
Gerente de Finanzas, Org. & Cap. Humano
Gerente de Planificación, Proyectos e Implement.
Gerente Legal / Apoderado Legal
Gerente Asuntos Corporativos
ELECTRABE
L S.A.
INTERNATIONAL
POWER PLC
INTERNATIONAL POWER (ZEBRA) LTD.
Reino Unido
GDF SUEZ IP LUXEMBURGO S.a.r.l.
Luxemburgo
INTERNATIONAL
POWER S.A.
ENERSUR
Perú
GENFINA S.C.R.L.
Bélgica
GDF SUEZ
S.A.
GSEP
Perú
T
G
9
1
1
1
100%
99.99%
SOPRANOR S.A.
Francia
0.87%
7 acc.
61.77% 8. 100%100%
7 acc.
participación se viene reduciendo en función a la mayor
diversificación en el portafolio de clientes de la Empresa.
Finalmente, según lo indicado por la Compañía, el contrato
con SPCC cuya fecha de finalización es en el año 2017, no
será renovado por acuerdo entre ambas partes.
Marco Regulatorio del Sector
Las normas principales que integran el marco regulatorio
para el desarrollo de las actividades eléctricas en el Perú
lo constituyen la Ley de Concesiones Eléctricas y su
reglamento, la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente
de la Generación Eléctrica (Ley N° 288323), la Ley
Antimonopolio y Oligopolio del Sector Eléctrico, la
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, el
Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades
Eléctricas, la Ley de Creación del Organismo Supervisor
de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) y su
reglamento, así como por el Reglamento de Usuarios
Libres de Electricidad.
La Ley de Concesiones Eléctricas establece que las
actividades generación y/o transmisión pertenecientes al
Sistema Principal y/o de distribución de energía eléctri-
ca, no podrán ser realizadas por un mismo titular, salvo
que dicha concentración sea de tipo vertical u horizontal
de tal forma que la libre competencia de mercado no se
vea afectada, previsto en dicha Ley y en la Ley 26876
(Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico).
OPERACIONES ENERSUR S.A.
Instalaciones
EnerSur inició sus operaciones de generación y transmi-
sión de energía eléctrica en el año 1997 a través de la
compra de la C.T. Ilo1 a SPCC, la misma que está ubicada
junto a la fundición de cobre de esta última. En 1998 inicia
la construcción de la C.T. Ilo21 (única central de genera-
ción eléctrica a carbón en Perú), la misma que entró en
operación comercial en agosto del año 2000. Continuando
con el plan de inversiones, en el mes de febrero de 2004,
EnerSur se adjudicó la concesión de la C.H. de Yuncán
bajo la modalidad de contrato de usufructo por un plazo de
30 años. Asimismo, en setiembre de 2005, EnerSur inició
la construcción de la C.T. ChilcaUno (primera central
construida desde la llegada del gas de Camisea), cuya
primera unidad inició operaciones comerciales en el 2006,
completando tres unidades en el año 2009.
Posteriormente, en los años 2010 y 2011, EnerSur anunció
el desarrollo de tres proyectos con el fin de incrementar su
capacidad instalada. De esta manera, en el mes de no-
viembre de 2012 culminó uno de los proyectos a través
del ingreso en operación comercial del Ciclo Combinado
ChilcaUno, mientras que en el mes de junio de 2013 in-
gresó en operación comercial de la C.T. Ilo31 (Reserva
Fría). El tercero de los proyectos en ejecución correspon-
de a la Central Hidroeléctrica Quitaracsa, la misma que se
estima alcance una capacidad instalada de aproximada-
mente 112MW de potencia nominal e inicie operaciones
en abril del 2015.
3 Dicha Ley tiene como objetivos asegurar una generación eficiente que reduzca
el riesgo de volatilidad de precios y el racionamiento, planificar y asegurar un
mecanismo que garantice la expansión de la red de transmisión, así como
permitir la participación de los grandes usuarios libres y distribuidores en el
mercado de corto plazo.
De esta manera, al 30 de setiembre del ejercicio 2014,
EnerSur mantiene una potencia nominal de 1,819.8 MW,
la misma que se incrementó en +437.9 MW durante el
periodo 2013 por la entrada en operación de sus nuevos
proyectos (1,381.9 MW al cierre del 2012). Al mismo
período, la generación bruta de energía eléctrica alcanzó
los 7,690.1 GW/h (+33.0% respecto del 2012), según se
detalla:
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
Central Termoeléctrica Ilo1: Fue adquirida a la Empresa
Southern Perú Copper Corporation en el año 1997 en el
marco del contrato Power Purchase Agreement. Cuenta
con cuatro calderos de fuego directo que operan con petró-
leo residual 500 y suministran vapor para mover cuatro
turbinas. Asimismo, posee dos turbinas a gas y un grupo
motogenerador que opera con biodiesel B5. La planta de
Ilo1 cuenta con dos plantas desalinizadoras que proveen de
agua industrial y potable a la operación de la central y a
SPCC, así como un patio de llaves que opera en 138 kV
que exporta la energía a la subestación Moquegua y hacia
las unidades operativas de SPCC. A la fecha del presente
análisis, la C.T. Ilo1 tiene una potencia nominal de 238.8
MW (desde el periodo 2013).
Central Termoeléctrica Ilo21: Es la única de generación
eléctrica en base a carbón que existe en el país. Sin embar-
go, en caso de requerirlo podría modificarse y utilizar gas
como fuente de generación. Su construcción se inició en
1998 pero no fue hasta el 24 de agosto del año 2000 que
entró en operación comercial. La planta cuenta con una
cancha de carbón con capacidad de almacenaje para
200,000 TN y un muelle de 1,250 metros de largo diseña-
do para buques de 70 mil TN de desplazamiento. Asimis-
mo, dispone de dos plantas desalinizadoras que proveen de
agua industrial y potable a la operación de la central y una
planta de tratamiento de aguas destinada a la reforestación
de las áreas circundantes a la central. A fin de distribuir la
energía producida en la C.T. Ilo21 hacia el Sistema Inter-
conectado Nacional y luego a sus clientes, EnerSur im-
plementó la expansión de un sistema de transmisión eléc-
trica en la zona, la misma que corresponde a la línea de
transmisión de 220 kV, además de la subestación Moque-
2012 2013 Set.13 Set.14
CT Ilo1 238.8 106.3 129.7 69.0 29.6
CT Ilo21 135.0 555.5 836.6 599.3 162.5
CH Yuncán 134.2 898.4 948.0 692.3 655.8
CT Chilca Uno + CC 851.8 4,221.7 5,771.3 4,150.5 4,445.0
Reserva Fría 460.0 0.0 4.6 2.8 4.7
Total 1,819.8 5,782.0 7,690.1 5,513.9 5,297.7
PlantaPotencia
Nominal
(MW)
Generación Bruta de Energía (GW/h)
4.8% 3.1%10.9%10.9%9.6%
15.7%
83.9%75.0%75.3%73.0%
60.5%
12.4%12.3%12.6%15.5%19.0%
Set.142013Set.1320122011
Participación en Generación por Central
CT Ilo1 CT Ilo21 CT ChilcaUno + CC CH Yuncan
gua y las líneas de transmisión de 138 kV. A la fecha, la
C.T. Ilo21 cuenta con un generador accionado por una
turbina a vapor con una potencia nominal de 135MW y
representa el 3.1% de la generación total a setiembre de
2014.
Central Hidroeléctrica de Yuncán: Fue adjudicada por
EnerSur el 06 de febrero de 2004 a través de una licitación
pública internacional bajo la modalidad de contrato de
usufructo a un plazo de 30 años. El costo total de de la
concesión asciende a US$205.0 millones (US$57.6 millo-
nes por derecho de contrato, US$125.0 millones por dere-
cho de usufructo y US$22.0 millones por aportes sociales
en la zona de influencia). El derecho de usufructo será
cancelado en 34 cuotas semestrales.
La C.H. Yuncán, ubicada en el departamento y provincia
de Pasco, inició sus operaciones comerciales en agosto de
2005. A la fecha posee tres turbinas de 44.7 MW de poten-
cia en placa cada una, lo cual le permite producir anual-
mente en función de los recursos hídricos disponibles.
Adicionalmente, cuenta con una presa y un reservorio de
control diario, cuya capacidad es de 1.8 millones de m3,
con un volumen útil de 300 mil m3. En el mes de agosto de
2009, EnerSur implementó la sala de mando remoto ubi-
cada a 375 km de la central, en las oficinas de Lima, desde
donde opera y controla la puesta en servicio, sincroniza-
ción y variación de carga de unidades, el equipamiento de
la S.E. Santa Isabel, además de las presas de Huallamayo y
Uchuhuerta.
Adicional a lo anterior, la C.H. de Yuncán comprende una
línea de transmisión de 220 kV, de 50 km de longitud y
una terna de 260 MVA, la cual interconecta la central
Santa Isabel con el Sistema Principal de Transmisión en la
subestación Carhuamayo Nueva. Al 30 de setiembre del
2014, la C.H. Yuncán posee una potencia nominal de
134.2 MW y representa el 12.4% de la generación total de
la Empresa.
Central Termoeléctrica de ChilcaUno: EnerSur inició la
construcción de esta central en setiembre de 2005, la mis-
ma que comenzó operaciones comerciales con la primera
unidad en diciembre de 2006. ChilcaUno fue la primera
central construida desde la llegada del Gas de Camisea
para utilizar gas natural como combustible. ChilcaUno
cuenta con una estación de filtración, regulación de pre-
sión y medición de flujo que acondiciona y prepara el gas
natural de acuerdo a los requerimientos de combustión de
las turbinas. En el mes de junio de 2010 se inició la cons-
trucción del proyecto Ciclo Combinado ChilcaUno, el
mismo que finalizó en el mes de noviembre de 2012 e
incluyó el cierre de los ciclos de las tres turbinas de gas y
la instalación de una nueva turbina a vapor.
Para poder conectarse con el SEIN y así entregar la energía
generada, la central dispone de una subestación eléctrica
de doble barra de 220 kV y torres de transmisión donde se
conectan las líneas provenientes de la subestación de Chil-
ca operada por REP. Adicionalmente cuenta con una sala
de control que centraliza el monitoreo y control de las tres
unidades así como de su estación de regulación y medición
de gas natural y de la subestación eléctrica.
Es de mencionar que en el mes de julio de 2010, EnerSur
llegó a un acuerdo de transacción extrajudicial, transferen-
cia de infraestructura, constitución de derechos de servi-
dumbre de ocupación, paso y tránsito y desistimiento.
Mediante dicho acuerdo, EnerSur acordó transferir a favor
de Gas Natural de Lima y Callao S.A. las instalaciones de
su propiedad conformadas por el ducto de uso propio,
instalaciones que sirven para brindar el servicio de distri-
bución de gas para atender los requerimientos de la central
de ChilcaUno. Para efectos de esta transferencia, EnerSur
firmó con Gas Natural de Lima y Callao S.A. un contrato
de distribución de gas natural, en donde se establecen las
condiciones mediante las cuales esta empresa proveerá de
gas a EnerSur. El contrato señalado se aplica desde el 01
de enero de 2014.
Al 30 de setiembre del 2014, la central tiene una potencia
nominal total de 851.8 MW, la misma que considera el
ciclo combinado y representa el 83.9% de la generación
total de la Compañía.
Reserva Fría de Generación – Planta Ilo31: El 20 de
enero de 2011, EnerSur suscribió con el Ministerio de
Energía y Minas, el Contrato de Concesión del Proyecto
Reserva Fría de Generación – Planta Ilo, así como un
Contrato de Garantía con el Estado Peruano. El objetivo de
dicho proyecto es asegurar la disponibilidad de potencia y
energía en el SEIN. El plazo de concesión de suministro de
potencia es de 20 años, computado desde la puesta en
operación comercial de la planta.
El proyecto contempló la construcción y operación de una
central termoeléctrica dual ubicada en Ilo-Moquegua.
EnerSur firmó un contrato para la ejecución de dicho pro-
yecto en la modalidad de EPC con las empresas General
Electric y Santos CMI. El proyecto empezó a construirse
en mayo del 2011 y entró en operación comercial el 21 de
junio de 2013 con una potencia efectiva contratada de 460
MW.
La inversión estimada para dicho proyecto fue de aproxi-
madamente US$220.0 millones. En este sentido, con el fin
de financiar el proyecto Reserva Fría de Ilo, EnerSur sus-
cribió dos contratos de arrendamiento financiero por un
monto de hasta US$100.0 millones cada uno, con pago de
cuotas trimestrales a seis años. Las instituciones que sus-
cribieron los contratos de arrendamiento financiero con
EnerSur fueron el Banco de Crédito del Perú y el BBVA
Continental, las cuales inicialmente incluyeron la condi-
ción de deuda subordinada temporal. En este sentido, es de
mencionar que en el marco de dicho financiamiento, Ener-
Sur suscribió con las entidades financieras mencionadas
anteriormente los acuerdos de subordinación relacionados
con el programa de bonos corporativos, el préstamo sindi-
cado y los otros contratos de arrendamiento financiero
mantenidos con dichas instituciones financieras. No obs-
tante, a partir del 30 de setiembre de 2013, dichos finan-
ciamientos dejaron de ser subordinados, toda vez que se
cumplieron las condiciones acordadas en el contrato de
financiamiento.
Subestación Moquegua: Esta subestación fue construida
como parte de la política de expansión de EnerSur con el
objetivo de brindar mayor seguridad y calidad de servicio
a sus clientes y al SEIN.
La subestación de Moquegua es hoy en día una de las más
importantes del país, se encuentra localizada en la provin-
cia de Mariscal Nieto al sur de la ciudad de Moquegua y
cuenta con una sala de control, dos autotransformadores de
330 MVA a 138/220 kV, doble barra en 220 kV y 138 kV
donde se conectan las líneas Socabaya-Moquegua, Ilo1-
Moquegua e Ilo21-Moquegua.
Líneas de Transmisión: EnerSur cuenta con un total de
274.3 km de líneas de transmisión en 138 kV y 220 kV
repartidas en:
Línea Ilo2-Moquegua (doble terna) de 72 km de longi-
tud y capacidad de 400 MVA en 220 kV.
Línea Moquegua-Botiflaca1 de 31 km de longitud y
con capacidad de 196 MVA en 138 kV.
Línea Moquegua-Mill Site de 39 km de longitud y una
capacidad de 100 MVA en 138kV.
Línea Ilo1-Moquegua de 2.3 km de longitud y una
capacidad de 130 MVA en 138 kV.
Línea Moquegua-Botiflaca2 con una longitud de 6.0
km y una capacidad de 160 MVA en 138 kV.
Línea Chilca-REP (doble terna), de 0.8 km de longitud
y una capacidad de 600 MVA por cada terna en 220
kV.
Línea Santa Isabel-Carhuamayo Nueva (L-226), la
misma que posee una simple terna con una longitud de
50 km y una capacidad de 260 MVA en 220 kV.
Nuevos Proyectos e Inversiones
Desde el inicio de sus operaciones, EnerSur ha desarrolla-
do varios proyectos de inversión, entre los que se encuen-
tra la construcción de la C.T. Ilo21, la adjudicación de la
concesión de la C.H. Yuncán, la instalación de tres turbi-
nas en la C.T. ChilcaUno, su posterior conversión a ciclo
combinado, la C.T. Ilo31 (Reserva Fría) y el proyecto
correspondiente a la construcción de la C.H. Quitaracsa, en
el departamento de Ancash. A esto último se suma que en
el mes de noviembre de 2013 se anunció la adjudicación
de la buena pro para la construcción y operación de una de
las centrales de generación termoeléctricas del proyecto
Nodo Energético del Sur del Perú estimado en US$330.0
millones y el nuevo proyecto para la instalación de una
turbina adicional con ciclo combinado en la C.T. ChilcaU-
no cuyo costo de inversión se estima en US$ 130.0 millo-
nes.
Proyecto Central Hidroeléctrica Quitaracsa – Ancash:
En marzo de 2009 EnerSur hizo pública la adquisición del
100% de las acciones de la empresa Quitaracsa S.A. Me-
diante esta compra, la Compañía se hizo titular de la con-
cesión definitiva para desarrollar la actividad de genera-
ción eléctrica en la futura C.H. Quitaracsa ubicada en el
departamento de Ancash, la cual se estima alcance una
capacidad instalada de aproximadamente 112MW de po-
tencia nominal. El precio pactado para la adquisición de
dicha concesión fue de US$2.7 millones. Adicionalmente,
EnerSur canceló deudas que mantenía esta empresa frente
a afiliadas por un total de US$693.3 mil. Cabe mencionar
que este proyecto pertenecía a la empresa Atacocha (em-
presa adquirida por la Empresa Milpo perteneciente al
grupo Votorantim) la cual -en línea con su nueva estrategia
de reenfoque- realizó una evaluación de los proyectos en
cartera, manteniendo sólo aquellos directamente relaciona-
dos con su core de negocio.
Con referencia al desarrollo del proyecto, el mismo tendrá
dos turbinas Pelton, una presa de 450 mil m3 en el río
Quitaracsa, con un túnel de conducción de aproximada-
mente 5 km y una caída de 862 mts. El proyecto incluye
un contrato de obras civiles firmado en noviembre de 2010
con el consorcio JME S.A.C., un contrato EPC de suminis-
tro y montaje de equipos suscrito con las empresas Rain-
power Norway A.S., Rainpower Perú S.A.C. y STE Ener-
gy S.p.A. Asimismo, incluye un contrato de ingeniería de
detalle de obras civiles, administración de interfaces y
supervisión en sitio con la empresa Tractebel Engineering.
Para la instalación de las línea de transmisión de 220 kV y
13.8 kV se celebró un contrato EPC con las empresas
Abengoa y VCN, respectivamente, mientras que para la
construcción de la carretera de acceso a la presa se tenía un
contrato EPC con la empresa BLUE sucursal del Perú, el
mismo que fue terminado en el mes de noviembre de 2012
por incumplimiento del contratista, dándose posterior
adjudicación a la empresa ICCGSA para culminar dicha
construcción.
La construcción y montaje de la C.H. Quitaracsa se inició
en enero de 2011. La inversión inicial estimada fue de
US$ 250.0 millones. Cabe mencionar que, según hecho de
importancia del 28 febrero del presente ejercicio, se co-
municó que se culminó el proceso de firmas de la Sexta
Modificación al Contrato de Concesión Definitiva N°
198-2002 mediante la cual se extiende la fecha de puesta
en operación comercial de octubre del 2014 a abril del
2015. De igual forma, se comunicó que la inversión re-
querida para concluir el proyecto se incrementa aproxi-
madamente en US$150.0 millones, totalizando US$400.0
millones, producto de las obras civiles adicionales que
actualmente se encuentran realizando y que incrementarán
la seguridad del mismo. En ese sentido, el incremento en
la inversión total comprende la mejora en las vías de acce-
so, el revestimiento del túnel de conducción y mejoras en
diseño de la presa.
Asimismo, es de señalar que en el mes de junio de 2013
EnerSur decidió financiar parte de la construcción de dicha
central mediante un contrato de arrendamiento financiero
de maquinaria y equipo pactado con Scotiabank Perú por
un monto de hasta US$60.0 millones. Adicionalmente,
durante el primer trimestre del 2014, se tomaron préstamos
bancarios de corto plazo por US$100.0 millones para
financiar las operaciones del proyecto, los mismos que
posteriormente fueron refinanciados con deuda de mediano
plazo.
Proyecto Chilca Plus – Ciclo Combinado: La Compañía ha
firmado un contrato para la construcción de una nueva
central de ciclo combinado que contará con una turbina de
gas, una turbina de vapor, caldera de recuperación y aero-
condensador. Dicho proyecto se realizará en las instalacio-
nes de la C.T. ChilcaUno y tiene como objetivo ampliar la
capacidad de generación de la Compañía en 113 MW. Se
espera que la entrada en operación del proyecto sea a partir
del primer semestre de 2016 sólo con la turbina de gas y en
ciclo combinado (integrando la turbina de vapor) durante
el segundo semestre de ese mismo ejercicio. El costo de
inversión total se estima en US$ 130.0 millones.
Proyecto Nodo Energético – Planta Ilo: A lo anterior se
suma la adjudicación de la buena pro para la construcción
y operación de una de las centrales de generación termo-
eléctrica del proyecto Nodo Energético del Sur del Perú
que otorgó el Comité de ProInversión en Proyectos de
Seguridad Energética – PRO SEGURIDAD
ENERGÉTICA con fecha 29 de noviembre de 2013. Dicha
central se ubicará en Ilo, Moquegua y tendrá una capaci-
dad de 500MW (+/- 20%). Asimismo, la construcción
demandará una inversión estimada de US$330.0 millones
y entraría en operación comercial en el primer trimestre de
2017. Es de señalar que dicha central será de ciclo simple,
dual (diesel B5 y gas natural) y operará en una primera
etapa con diesel, para luego utilizar el gas natural una vez
que el mismo esté disponible en la zona sur del país.
Estrategia de Negocio
La estrategia de la Empresa está enfocada en:
1. Optimizar la estructura de suministro eléctrico diversi-
ficando las fuentes de energía a través de la identifica-
ción y desarrollo de proyectos eléctricos de gas natural,
así como de otras fuentes (hidráulica vis a vis con
térmica).
2. Equilibrar el portafolio de clientes ampliando la base
de clientes libres y regulados (vis a vis).
3. Captar nuevos clientes y mantener los clientes actuales
proyectando soluciones diferenciadas.
4. Implementación de las mejores prácticas internaciona-
les en los diferentes procesos de la Compañía.
EnerSur mantiene entre clientes libres y regulados un
portafolio geográficamente diversificado. Al 30 de setiem-
bre de 2014, la cartera de clientes libres y regulados sumó
una potencia contratada en hora punta de 1,155.5 MW
(1,181.9 MW fuera de hora punta), de los cuales 318.9
MW corresponden a clientes libres y 836.1 a clientes regu-
lados en hora punta, según se detalla:
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
Cabe precisar que la estrategia comercial de la Compañía
consiste en mantener contratos de despacho de energía en
función a su capacidad eficiente de generación.
Sistemas de Gestión
En el 2008 EnerSur definió una estrategia a fin de asegurar
un desarrollo sostenible del negocio, y para ello ajustó la
misión, visión y valores de la empresa con la finalidad de
alinearlos con la nueva estrategia planteada.
En tal sentido, durante el 2009 EnerSur inició un trabajo
de adecuación de sus procesos a la misión, visión y valores
definidos durante el 2008.
Durante el 2012 se buscó fortalecer el sistema de control
interno para adaptarlo a las nuevas exigencias de creci-
miento de la Empresa, habiendo ejecutado los siguientes
procesos: i) revisión de políticas y procedimientos como
parte de la simplificación de procesos, iniciada a finales
del 2011, ii) creación de la guía “SIMPLE” que permite un
acceso rápido a esta documentación a todos los empleados
de la Empresa y iii) la implementación de un proceso de
apoyo a los Business Process Owner para el seguimiento
de cierre de hallazgos provenientes de informes de auditor-
ías internas y externas.
Cabe mencionar que EnerSur cuenta con certificación ISO
9001 desde el 2004 para sus procesos de generación y
comercialización de energía. En ese sentido, en el 2012 se
redefinió el alcance del Sistema de Gestión de Calidad,
reemplazando el proceso de generación por el de despacho
de energía eléctrica para alinearlo a la nueva estrategia de
la Empresa.
Por el lado de la gestión ambiental, en cumplimiento de la
normativa ambiental vigente y de acuerdo a los compromi-
sos suscritos, EnerSur cuenta con los siguientes instrumen-
tos de gestión ambiental: i) Programa de Adecuación y
Manejo Ambiental (PAMA) de la C.T. Ilo 1, ii) estudios
de impacto ambiental de C.T. Ilo 21, CH Yuncán y CT
ChilcaUno en operación y así como de la CH Quitaracsa I
en proceso de construcción y iii) planes de Manejo Am-
biental (PAMA) de la conversión a ciclo combinado de la
C.T. ChilcaUno en operación, la C.T. Reserva Fría de
Generación en Ilo y la C.H. Quitaracsa en proceso de
construcción.
CONTRATOS LICITACION (2014-2025)Duración
(años)Vencimiento
Potencia
contratada
Hora Punta
(MW)
Potencia
contratada
Fuera de
Hora Punta
(MW)
Edelnor 12.0 31/12/2025 242.6 242.7
Luz del Sur 12.0 31/12/2025 198.8 198.8
Edecañete 12.0 31/12/2025 3.81 3.81
Electrosur 12.0 31/12/2025 9.44 9.44
Electrosureste 12.0 31/12/2025 25.78 25.78
Seal 12.0 31/12/2025 38.39 38.39
Electronoreste (Cesión Electropuno) 10.0 31/12/2023 22.55 22.55
Electronoreste (Cesión Electrosur) 8.0 31/12/2021 8.6 8.6
Edelnor (Licitación Corto Plazo 2013-2017) 3.0 31/12/2017 144 144
Total Contratos Licitación 694.0 694.0
CONTRATO BILATERAL
Electronoroeste 3.0 31/12/2015 10 10
Hidrandina 1.1 31/06/2015 4 4
ElectroUcayali 2.0 31/12/2014 21.3 21.3
Coelvisac 2.0 31/12/2014 27 12.5
Edelnor 1.7 31/12/2014 25 25
Seal 0.5 31/12/2014 15 15
ElectroDunas 1.0 31/12/2014 40.32 40.32
Total Contratos Bilaterales 142.6 128.1
Total Regulados 836.6 822.1
Clientes Regulados
CONTRATOS Duración (años)Vencimiento
Potencia
contratada
Hora Punta
(MW)
Potencia
contratada
Fuera de
Hora Punta
(MW)
Southern Perú Cooper Corporation 20.0 17/04/2017 207.0 207.0
Quimpac S.A. 16.0 30/06/2020 18.0 56.0
PANASA 13.0 30/06/2020 12.0 12.0
Minera Bateas SAC 10.0 31/01/2017 5.2 5.2
Nyrstar Coricancha (ex San Juan) 10.0 31/03/2017 5.0 5.0
Universidad de Lima 5.0 30/04/2015 2.8 3.0
Xstrata Tintaya S.A. 10.0 30/04/2018 7.5 7.5
Manufactura Record S.A. 5.0 30/06/2015 0.3 1.3
Xstrata Tintaya S.A. - Las Bambas 10.8 14/10/2023 32.0 32.0
Minera Santa Luisa 5.0 31/05/2016 3.7 4.0
PetroPerú 3.1 06/09/2015 7.7 7.7
Owens Illinois Perú 5.1 31/12/2017 3.4 3.4
Aruntani S.A.C. 2.0 31/12/2014 3.2 3.2
Industria Papelera Atlas 5.0 31/12/2017 2.9 3.8
Apumayo 1.9 31/12/2015 1.2 1.5
Papelera del Sur 2.0 28/02/2015 4.5 4.5
Linde Gas Perú 3.0 31/05/2016 2.7 2.7
Total Contratos Libres 318.9 359.8
Total Contratos (Regulados + Libres) 1,155.5 1,181.9
Clientes Libres
Producción
En la actualidad, la Compañía se ubica entre las principa-
les generadoras de energía eléctrica del país, ubicándose
como la segunda en generación eléctrica y la mayor en
términos de capacidad del Sistema Eléctrico Interconecta-
do Nacional (SEIN), según se detalla:
Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium
ANÁLISIS FINANCIERO
ENERSUR S.A.
La información financiera utilizada por Equilibrium para
el análisis comprende los estados financieros presentados
bajo Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados
en Perú hasta el ejercicio 2010. En adelante, la informa-
ción se presenta bajo las Normas Internacionales de
Información Financiera (NIIF), toda vez que la SMV
dispuso que todas las personas jurídicas que se encuen-
tren bajo su supervisión deberán preparar sus estados
financieros con observancia plena de las NIIF promulga-
do mediante Resolución N° 102-2010-EF/94.01.1 de
fecha 14 de octubre de 2010. Producto de lo anterior,
EnerSur aplica plenamente las NIIF a partir de la infor-
mación financiera auditada anual al 31 de diciembre de
2011 y se efectuó de conformidad con lo dispuesto en la
NIIF 14.
Generación y Rentabilidad
Al 30 de setiembre del 2014, los ingresos de EnerSur se
incrementaron en +4.3% en los últimos 12 meses, totali-
zando ventas por US$ 457.4 millones debido al mayor
nivel de despacho de energía de la C.T. ChilcaUno y la
consiguiente reducción de sus costos promedio gracias a la
ganancia en eficiencia a partir de la conversión su opera-
ción a ciclo combinado así como la entrada en vigencia de
nuevos contratos, principalmente con clientes regulados.
Asimismo, el incremento de ventas se ve impulsado por el
pago por potencia recibido a partir de la puesta en marcha
de la C.T. Ilo 31 (Reserva Fría). No obstante, la produc-
ción de energía decayó de 5,514 GWh a 5,298 GWh inter-
anual principalmente por la menor generación de la C.T.
Ilo 21, la misma que mantiene mayores costos de produc-
ción al operar en base de carbón.
4 “Adopción por Primera Vez de las NIIF”
Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium
Además, se observa un incremento de los costos de ventas
principalmente por el mayor gasto en depreciación a partir
de la entrada en operación tanto del ciclo combinado de la
C.T. ChilcaUno como de la C.T. Ilo31 -Reserva Fría-, a
mediados del 2013, así como el incremento en el peaje
unitario y mayores costos de seguros por los nuevos acti-
vos. Esto conllevó a que el costo de ventas se incremente
en 2.6% en los últimos 12 meses.
Sin embargo, el resultado bruto se incrementó de US$
186.2 millones a setiembre de 2013 a US$ 198.3 millones
al corte de setiembre de 2014, por la puesta en marcha de
la C.T. Ilo31 -Reserva Fría. Así, el margen bruto mejoró
de 42.4% a 43.3% en dicho periodo.
En cuanto al margen operativo, se observa un incremento
de 37.3% a setiembre de 2013 a 43.3% a setiembre de
2014, debido a la menor carga operativa por la menor
carga de personal, servicios por terceros y cargas diversas
de gestión (seguros y otros) asociados a los gastos mante-
nidos hasta la entrada de operación de la C.T. Ilo31 -
Reserva Fría (hasta junio de 2013).
Los gastos financieros se incrementaron en 4.2% inter-
anual, como consecuencia de la activación de las opera-
ciones de arrendamiento financiero asociadas a la conver-
sión al ciclo combinado de la C.T. ChilcaUno y de la C.T.
Ilo31 (Reserva Fría), así como los intereses devengados de
los préstamos bancarios de corto plazo. De esta manera,
los gastos financieros ascendieron a US$ 28.4 millones
entre enero y setiembre del 2014. Asimismo, la Empresa
mantiene menores saldos de efectivo en cuentas corrientes
bancarias por la distribución de dividendos y la aplicación
de capital propio en sus diferentes proyectos, con lo cual
se ha generado menores ingresos financieros. Adicional-
mente, EnerSur registra una menor pérdida por diferencia
en cambio, la misma que ascendió a US$ 2.48 millones
(US$4.41 millones a setiembre del 2013) producto de los
menores saldos en caja y la apreciación de la moneda
extranjera en los últimos meses.
En línea con lo mencionado en el párrafo anterior, la
Compañía registró al 30 de setiembre 2014 un resultado
neto de US$ 106.9 millones, mayor en 12.3% respecto al
mismo periodo de 2013.
EDEGEL19%
ENERSUR17%
ELECTROPERU16%
KALLPA GENERACION15%
EGENOR5%
SN POWER4%
EGASA3%
CELEPSA3%
Otros18%
Participación en Generación SEIN Enero - Octubre 2014
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Producción EnerSur
El ROAE y ROAA a setiembre 2013 y 2014 se presenta anualizado.
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
Si bien los resultados netos se incrementan a la fecha de
evaluación (+12.3% interanual al cierre del tercer trimestre
del 2014), las rentabilidades tanto del patrimonio (ROAE)
como de los activos (ROAA) disminuyen a lo largo de los
últimos ejercicios producto de los aportes de capital social
registrados en el 2012 y 2014, a raíz de la emisión de
acciones por un total de US$ 150.0 millones así como por
el incremento de los activos de la Empresa dadas las inver-
siones realizadas en los últimos años.
Por otro lado, el incremento de resultados operativos tanto
en términos absolutos como relativos, permitieron alcanzar
un EBITDA de US$ 217.1 millones al cierre del tercer
trimestre del 2014. De esta forma, el margen EBITDA
anualizado representa el 45.29% (44.20% a setiembre de
2013).
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
El incremento del margen EBITDA en los últimos años
permite a la Empresa seguir manteniendo una adecuada
cobertura sobre sus gastos financieros y servicio de deuda,
pese a considerar el incremento de deuda financiera histó-
rica y proyectada para los próximos años a fin de desarro-
llar los proyectos que mantiene en cartera.
Para el cálculo de los ratios a setiembre de 2014 se tomó como referencia
el EBITDA de los últimos 12 meses.
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
Activos y Liquidez
EnerSur mantiene una adecuada solvencia del activo fijo,
el mismo que representa el 80% del activo total a setiem-
bre de 2014. Por su parte, el pasivo no corriente y patri-
monio financian el 44.6% y 44.2% de los activos, respecti-
vamente.
La estructura indicada permite a la Empresa contar con
adecuados ratios de liquidez en los últimos periodos. Sin
embargo, al 30 de setiembre del 2014, registra un ratio de
liquidez del orden de 0.9 veces, producto de la toma de
deuda bancaria de corto plazo utilizada principalmente
para financiar parte de los gastos corrientes del proyecto
de la C.H. Quitaracsa, y en menor cuantía, el proyecto del
Nodo Energético del Sur, además de destinar parte de este
financiamiento para capital de trabajo de corto plazo
(combustible). Según lo indicado por la Empresa, estos
préstamos bancarios serán reestructurados mediante opera-
ciones bancarias de mediano plazo.
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
Al 30 de setiembre del 2014, el total de activos de la Em-
presa asciende a US$ 1,642.3 millones, el mismo que
experimentó un crecimiento del orden del 12% respecto a
setiembre del 2013 como consecuencia de la entrada en
operación de la C.T. Ilo31 (Reserva Fría por US$ 234.6
millones) durante el segundo trimestre del 2013, así como
por el avance de las obras del proyecto de la C.H. Quita-
racsa, que a la fecha registran US$ 336.5 millones desem-
bolsados. Es de mencionar la cuenta de activos intangibles,
que representa el 6% del activo total y que corresponden a
los desembolsos efectuados por derechos por contrato y el
pago inicial del aporte social de la C.H. Yuncán.
13.0% 11.4%9.2% 9.0% 8.9% 8.8%
34.4%
29.8%
23.0% 21.5% 21.4% 20.4%
Dic.10 Dic.11 Dic.12 Set.13 Dic.13 Set.14
Indicadores de Rentabilidad
ROAA ROAE
142166
190
250263
28535.62%
39.91% 38.30%
44.20% 43.11%45.29%
Dic.10 Dic.11 Dic.12 Set.13 Dic.13 Set.14
Evolución del EBITDA
EBITDA (Millones US$) Mg EBITDA
9.72
10.61
12.41
6.80 7.09
2.48
5.66
2.131.71 1.51
Dic.10 Dic.11 Dic.12 Dic.13 Set.14
Evolución de las Coberturas (veces)
EBITDA/Gtos.Financieros EBITDA/Serv.Deuda
1.53
1.16
1.49
0.840.901.10
0.65
1.18
0.520.44
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
1.80
Dic.10 Dic.11 Dic.12 Dic.13 Set.14
Indicadores de Liquidez (veces)
Liquidez Corriente Liquidez Ácida
Solvencia y Endeudamiento
Al 30 de setiembre del 2014, el pasivo total de la Empresa
se incrementó en 9.3% en los últimos 12 meses, registran-
do un total de US$ 916.2 millones, el mismo que se consti-
tuye principalmente por deuda bancaria de mediano plazo
proveniente de los desembolsos de las operaciones de
leasing asociados a los financiamientos de proyectos en
curso. Cabe señalar que EnerSur no sólo obtiene financia-
miento bancario de mediano plazo para sus proyectos sino
también de corto plazo para solventar el capital de trabajo
corriente requerido. Estos préstamos de corto plazo regis-
tran un saldo de US$ 65 millones a la fecha de la evalua-
ción.
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
A continuación se detalla las características de los contra-
tos de arrendamiento financiero, según proyecto:
1. Construcción y Adquisición de Maquinaria del Ciclo
Combinado de la C.T. ChilcaUno.
Financiamiento con el Banco de Crédito del Perú:
Por un monto total autorizado de US$310.0 millones,
al 30 de setiembre del 2014 mantiene un saldo de
US$224.6 millones que se amortiza de manera trimes-
tral desde la activación del leasing en diciembre de
2012. La tasa de interés anual pactada es de 6.67%. El
financiamiento mantiene como condición el derecho
de superficie y acceso a favor del banco sobre parte de
propiedad del inmueble donde se encuentran las insta-
laciones de la C.T. ChilcaUno.
2. Construcción de la Reserva Fría Ubicada en Ilo.
Financiamiento con el Banco de Crédito del Perú:
Por un monto total de US$ 100.0 millones, de los cua-
les al 30 de setiembre del 2014 registra un saldo que
asciende a US$ 73.5 millones con amortizaciones tri-
mestrales desde la activación del leasing en junio del
2013. La tasa de interés anual establecida fue de
5.7%. La operación contaba con la característica de
subordinación temporal, con la posibilidad de conver-
tirse en senior cuando la Empresa lo considere nece-
sario.
Financiamiento con el BBVA Continental: El mon-
to autorizado ascendió a US$100.0 millones, de los
cuales al 30 de setiembre del 2014 el saldo asciende a
US$ 84.2 millones con amortizaciones trimestrales
iniciadas desde la activación del proyecto. La tasa de
interés anual establecida fue de 5.7%.
La operación contaba con la característica de subordi-
nación temporal, con la posibilidad de convertirse en
senior cuando la Empresa lo considere necesario.
Con referencia al financiamiento otorgado tanto por
parte del BBVA Continental como por el BCP para la
construcción de la Reserva Fría, cabe señalar que con
fecha 30 de setiembre de 2013 EnerSur -de acuerdo a
lo estipulado en los respectivos contratos de arrenda-
miento financiero- decidió que la fecha de corte de
subordinación (fecha de conversión de la deuda su-
bordinada a deuda senior) sea el 30 de setiembre del
mismo año. Esto último conllevó a que la tasa de in-
terés de los respectivos leasing se reduzca de 6.1% a
5.7% a partir del 01 de octubre de 2013. A raíz de la
conversión a deuda senior y tener el mismo orden de
prelación que las demás deudas, conllevó a que pase a
formar parte del cálculo del covenant de endeuda-
miento financiero.
3. Construcción de la C.H. Quitaracsa.
Financiamiento con Scotiabank Perú: Por un monto
total de US$ 60.0 millones, de los cuales al 30 de se-
tiembre del 2014 mantiene un saldo desembolsado de
US$ 38.2 millones. Cabe señalar que dicho contrato
se suscribió el 14 de mayo de 2013, destinando la ad-
quisición de los bienes de acuerdo a que los mismos
se encuentren definidos en el contrato. Cabe mencio-
nar que el monto inicial del contrato consideraba un
monto máximo de US$ 70.0 millones, el mismo que
se redujo a US$ 60.0 millones a solicitud de la Em-
presa. Las amortizaciones serán trimestrales y se ini-
ciarán tres meses posteriores a la activación de la ope-
ración con una tasa de interés anual establecida en
3.02%.
La composición de la deuda de EnerSur incluye una deuda
correspondiente a la emisión de bonos corporativos, los
cuales registran un saldo de US$135.6 millones al 30 de
setiembre del 2014. Asimismo, se encuentra la deuda
sindicada con un grupo de bancos locales cuyo saldo pen-
diente de cancelación es de US$ 7.5 millones y fecha de
vencimiento en junio de 2015.
Es de mencionar que la totalidad de la deuda financiera de
EnerSur (arrendamiento financiero, préstamo sindicado y
bonos corporativos) se encuentran incorporados dentro del
cálculo para el resguardo financiero de mantener un ratio
de palanca financiera (deuda financiera senior / EBITDA)
no mayor a 3.50 veces.. Adicionalmente, el contrato de
préstamo sindicado cuenta con un resguardo adicional, de
mantener un ratio de apalancamiento menor a 2.0 veces.
En referencia al endeudamiento contable de la Empresa
(pasivo /patrimonio), el mismo se sitúa en 1.26 veces al
corte del 30 de setiembre del 2014, en línea con la tenden-
cia decreciente presentada a lo largo de los últimos ejerci-
cios. Es de considerar que los niveles de apalancamiento
son favorecidos con los aportes de capital realizados en el
2012 y 2014, lo cual evidencia el compromiso de los ac-
cionistas con los proyectos de la Compañía y a la vez
permite cumplir con el resguardo establecido.
A continuación se presenta el comportamiento histórico de
la palanca contable de EnerSur en relación a sus pares del
sector.
54%42%
27% 23%18%
7%
12% 22%
15%
9%
4%
2%1%
31%41%
70%63% 60%
Dic.10 Dic.11 Dic.12 Dic.13 Set.14
Estructura de la Deuda Financiera
Bonos Corporativos Ptmos Bancarios Ptmos Sindicados Leasings
Fuente: SMV / Elaboración: Equilibrium Respecto al endeudamiento financiero de EnerSur (deuda
financiera / EBITDA), el ratio se situó en 2.69 veces al 30
de setiembre del 2014, según se detalla a continuación:
Fuente: EnerSur / Elaboración: Equilibrium
El nivel de endeudamiento financiero de la Empresa se
incrementó hasta el último trimestre del 2012, consideran-
do que EnerSur no obtendría ingresos hasta la puesta en
marcha de los proyectos que operaron recién hacia fines
del ejercicio 2012 y primer semestre 2013 (el caso del
ciclo combinado de ChilcaUno y el proyecto de Ilo31
respectivamente), situación que pudo revertirse a partir del
ejercicio 2013. Durante este periodo no se consideraba en
la medición del resguardo como deuda el componente
subordinado, ya que el mismo correspondía a dos contratos
de arrendamiento financiero con el BBVA Continental y
BCP por un total de hasta US$ 200.0 millones (hasta US$
100.0 millones cada uno). No obstante, dichas deudas
tuvieron como fecha de corte de la subordinación (fecha de
conversión de la deuda subordinada a deuda senior) el 30
de setiembre de 2013, según lo estipulado en el contrato de
arrendamiento financiero para el financiamiento de la
Reserva Fría, lo cual –de acuerdo a lo estipulado en el
Contrato- generó una reducción en la tasa de interés del
leasing, que pasó de 6.1% a 5.7% a partir de octubre del
2013. A partir de esa fecha, las deudas por los arrenda-
mientos financieros pasaron a formar parte del cálculo del
resguardo de palanca financiera (deuda financiera senior /
EBITDA), la misma que se establece debe mantenerse por
debajo de 3.5 veces y que a la fecha del presente análisis
se viene cumpliendo.
ACCIONES COMUNES
El 05 de febrero de 2004 EnerSur colocó en el mercado de
capitales, mediante Oferta Privada, acciones comunes por
un monto total de US$48 millones, las cuales fueron ad-
quiridas por las administradoras privadas de fondos de
pensiones (AFPs). Así, Suez-Tractebel (accionista mayori-
tario en su momento) redujo su participación de 99.9% a
78.9% y las AFPs adquirieron una participación conjunta
de 21.1%. Previo a la emisión de acciones, Tractebel y las
AFPs firmaron un contrato de inversión y el pacto de
accionistas, el cual consideraba como requisito para la
adquisición de acciones por parte de las AFPs -entre otras
cosas- la adjudicación por parte de EnerSur del contrato de
usufructo de la central hidroeléctrica de Yuncán y el dere-
cho -mas no la obligación- por parte de EnerSur de listar
sus acciones en la Bolsa de Valores de Lima (BVL) y
efectuar una oferta pública o privada en un plazo no mayor
de 12 meses desde la fecha de entrega de la concesión. De
acuerdo a lo establecido en el pacto de accionistas, Ener-
Sur decidió ejercer el derecho de listar sus acciones en la
BVL y efectuar una Oferta Pública de Acciones.
Posteriormente, en Directorio de EnerSur de fecha 17 de
febrero y 01 de marzo de 2012 se acordó incrementar el
capital social por nuevos aportes de hasta S/.401.4 millo-
nes (equivalente a US$150.0 millones), el mismo que
incluye el valor de la prima de suscripción y con lo cual se
suscribirían 24.3 millones de nuevas acciones. La primera
rueda de suscripción preferente concluyó el 04 de abril de
2012, habiéndose suscrito el 99.4% de las acciones emiti-
das. Asimismo, la segunda rueda preferente inició el 12 de
abril y terminó el 16 del mismo mes, suscribiendo 147.1
mil acciones, lo cual originó que el saldo de 1,114 accio-
nes fuera asignado en forma proporcional a su porcentaje
de participación a los accionistas suscriptores en segunda
rueda, completándose de esta manera el 100% de las ac-
ciones.
De esta manera, al 30 de setiembre del 2014, el capital
social de EnerSur asciende a US$219.1 millones, mientras
que el capital adicional alcanza los US$ 35.9 millones.
Asimismo, en junio del presente ejercicio se registró el
incremento de acciones comunes en 377.1 millones, hasta
un total de 601.4 millones en función a la emisión de
nuevas acciones por el acuerdo de capitalización mencio-
nado anteriormente, por lo cual la cotización promedio
por acción disminuyó de S/ 25.06 a S/ 10.36 entre mayo y
junio del 2014. Así, la ganancia básica y diluida por ac-
ción común al 30 de setiembre del 2014 es de US$ 0.178
(US$ 0.568 al cierre del 2013).
Fuente: BVL / Elaboración: Equilibrium
Política y Distribución de Dividendos
En Junta General de Accionistas de fecha 21 de septiembre
de 2010 se aprobó la nueva política de dividendos de
EnerSur, la misma que estipula que la distribución de
dividendos se efectúa de acuerdo a la participación en el
1.63 1.62 1.45 1.38 1.260.98
0.80 0.70
0.70
0.680.88 0.76 0.80
0.83 0.65
2.08
2.642.43
3.17
3.39
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
Dic.10 Dic.11 Dic.12 Dic.13 Set.14
Palanca Contable por Empresa de Generación (x)
Enersur Edegel y Sub Duke Energy Kallpa
2.192.41
2.792.69
2.192.41
3.503.24
2.792.77
2.63
3.50
Evolución Palanca Financiera (veces)
Deuda Financiera/EBITDA Resguardo Financiero
9.0
11.0
13.0
15.0
17.0
19.0
21.0
23.0
25.0
27.0
29.0
en
e-0
8
abr-0
8
jul-0
8
oct-0
8
en
e-0
9
abr-0
9
jul-0
9
oct-0
9
en
e-1
0
abr-1
0
jul-1
0
oct-1
0
en
e-1
1
abr-1
1
jul-1
1
oct-1
1
en
e-1
2
abr-1
2
jul-1
2
oct-1
2
en
e-1
3
abr-1
3
jul-1
3
oct-1
3
en
e-1
4
abr-1
4
jul-1
4
oct-1
4
Cotización Acción EnerSur (S/.)
capital social de cada accionista, que sólo se distribuirá el
monto acordado luego de efectuar las deducciones expre-
samente dispuestas por ley y que se reparte un monto
equivalente hasta el 30% de las utilidades anuales disponi-
bles, según sean determinadas en cada ejercicio desde el
2010 y de considerarlo conveniente, se podrá repartir un
porcentaje mayor. Asimismo, se estableció que el Directo-
rio determine las fechas en que se efectuarán los pagos de
dividendos acordados según la disponibilidad de recursos
y el cumplimiento de dicha política de dividendos.
Cabe mencionar que la política de distribución de dividen-
dos anterior permitía el reparto hasta por el 90% de las
utilidades anuales disponibles.
En línea con lo anterior, el 12 de marzo de 2013, en Junta
General de Accionistas, se acordó distribuir el 30% de la
utilidad neta total del ejercicio 2012 (US$30.2 millones),
de los cuales US$15.6 millones ya habían sido distribuidos
en el mes de noviembre del 2012.
Asimismo, el 12 de noviembre de ese mismo año, en
sesión de Directorio, se aprobó la distribución de dividen-
dos a cuenta del ejercicio 2013 por un monto equivalente
al 30% de las utilidades netas obtenidas al 30 de junio de
2013 cuyo monto equivalente ascendió a US$18.2 millo-
nes. Dicho pago se canceló el 10 de diciembre del 2013.
De igual forma, en la Junta Obligatoria Anual de Accionis-
tas del 18 de marzo del 2014, se aprobó el pago de divi-
dendos por el saldo restante de la utilidad neta del 2013
equivalente a US$ 20.1 millones.
Finalmente, en sesión de Directorio de fecha 11 de no-
viembre de 2014 se aprobó la distribución de dividendos a
cuenta del ejercicio 2014 por un monto equivalente al 30%
de las utilidades netas obtenidas al 30 de junio de 2014,
ascendente a US$21.63 millones.
ENERSUR S.A. Estados de Situación Financiera
(Miles de Dólares)
Activo Corriente
Caja y Bancos 49,621 8% 21,646 3% 96,926 7% 38,508 3% 25,485 2% 25,441 2% 0% -34%
Cuentas por Cobrar Comerciales (Neto) 40,751 6% 42,962 5% 55,976 4% 63,707 4% 86,655 6% 55,506 3% -36% -13%
Cuentas por Cobrar a Entidades Relacionadas 125 0% 38 0% 45 0% 41 0% 42 0% 60 0% 43% 46%
Otras Cuentas por Cobrar 399 0% 2,391 0% 3,844 0% 25,552 2% 23,051 2% 7,477 0% -68% -71%
Existencias 29,791 5% 46,044 5% 35,831 3% 80,413 5% 78,798 5% 83,231 5% 6% 4%
Gastos Pagados por Anticipado 5,082 1% 7,265 1% 6,425 0% 4,752 0% 7,179 0% 8,999 1% 25% 89%
Total Activo Corriente 125,769 19% 120,346 14% 199,047 15% 212,973 14.6% 221,210 15% 180,714 11% -18% -15%
Instrumentos Financieros Derivados 0 0% 6,631 1% 19,011 1% 5,945 0% 5,486 0% 1,577 0% -71% -73%
Propiedades, Planta y Equipo, (Neto) 444,503 67% 622,066 74% 1,015,148 75% 1,122,659 77% 1,161,747 77% 1,316,357 80% 13% 17%
Intangibles, Neto 53,772 8% 61,964 7% 63,033 5% 72,455 5% 79,577 5% 94,158 6% 18% 30%
Gastos Pagados por Anticipado a LP 19,544 3% 21,425 3% 24,609 2% 28,824 2% 27,725 2% 31,549 2% 14% 9%
Anticipos Otorgados 15,417 2% 12,737 2% 24,282 2% 20,287 1% 22,399 1% 17,987 1% -20% -11%
TOTAL ACTIVOS 659,005 100% 845,169 100% 1,345,130 100% 1,463,143 100% 1,518,144 100% 1,642,342 100% 8% 12%
Pasivo Corriente
Sobregiros y Préstamos Bancarios 0 0% 30,000 4% 0 0% 45,000 3% 85,000 6% 65,000 4% -24% 44%
Cuentas por Pagar Comerciales 21,978 3% 32,097 4% 32,449 2% 42,496 3% 42,129 3% 29,193 2% -31% -31%
Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas 1,365 0% 239 0% 130 0% 80 0% 156 0% 98 0% -37% 23%
Pasivo por Impuesto a las Ganancias 2,808 0% 8,558 1% 0 0% 0 0% 0 0% 4,455 0%
Otras Cuentas por pagar:
Provisión por Beneficio a los Empleados 5,446 1% 7,849 1% 10,608 1% 8,305 1% 11,793 1% 9,009 1% -24% 8%
Diversas 4,184 1% 11,289 1% 16,327 1% 8,897 1% 8,197 1% 8,890 1% 8% 0%
Porción Corriente de la Deuda a LP 42,631 6% 13,705 2% 73,875 5% 113,248 8% 114,900 8% 83,920 5% -27% -26%
Total Pasivo Corriente 82,440 13% 103,737 12% 133,389 10% 218,026 15% 262,175 17% 200,565 12% -23% -8%
Deuda a LP 263,525 40% 355,400 42% 590,374 44% 532,787 36% 526,278 35% 610,831 37% 16% 15%
Instrumentos Financieros Derivados 4,334 1% 1,588 0% 898 0% 0 0% 7,066 0% 7,123 0% 1%
Provisiones 561 0% 589 0% 2,284 0% 2,087 0% 2,078 0% 2,012 0% -3% -4%
Impuestos a la Renta Diferido 57,201 9% 60,819 7% 68,050 5% 78,600 5% 81,794 5% 95,679 6% 17% 22%
Total Pasivo No Corriente 325,621 49% 418,396 50% 661,606 49% 620,453 42.4% 617,216 41% 715,645 43.6% 16% 15%
TOTAL PASIVO 408,061 62% 522,133 62% 794,995 59% 838,479 57% 879,391 58% 916,210 56% 4% 9.3%
Capital Social 69,079 10% 69,079 8% 78,170 6% 78,170 5% 78,170 5% 219,079 13% 180% 180%
Capital Adicional 35,922 5% 35,922 4% 176,831 13% 176,831 12% 176,831 12% 35,922 2% -80% -80%
Reservas Legal 13,816 2% 13,816 2% 13,816 1% 13,816 1% 15,634 1% 15,634 1% 0% 13%
Otras Reservas del Patrimonio -6,254 -1% -3,064 0% 1,281 0% -4,725 0% -4,730 0% -4,132 0% -13% -13%
Resultados del Ejercicio 81,055 12% 85,637 10% 100,631 7% 95,175 7% 127,423 8% 106,852 7% -16% 12%
Resultados Acumulados 57,326 9% 121,646 14% 179,406 13% 265,397 18% 245,425 16% 352,777 21% 44% 33%
TOTAL PATRIMONIO NETO 250,944 38% 323,036 38% 550,135 41% 624,664 43% 638,753 42% 726,132 44.2% 14% 16%
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 659,005 100% 845,169 100% 1,345,130 100% 1,463,143 100% 1,518,144 100% 1,642,342 100% 8% 12%
Set.14
Set.14
NIIF
Var. %
Set. 14 / Dic. 13
Var. %
Set. 14 / Dic. 13Set.13
NIIF
Dic.12
Dic.12
ACTIVOS
PASIVO Y PATRIMONIO Dic.10
Dic.10
PCGA
Dic. 11
Dic. 11
Var. %
Set. 14 / Set. 13
Var. %
Set. 14 / Set. 13
NIIF NIIF
Set.13
NIIF
Dic.13
Dic.13
ENERSUR S.A. Estado de Resultados Integrales
(Miles de Dólares)
Ventas Netas 398,909 100.0% 416,709 100.0% 496,128 100.0% 438,726 100% 609,917 100.0% 457,407 100.0% 4.3% 22.9%
Costo de Ventas -270,797 -67.9% -266,222 -63.9% -320,370 -64.6% -258,089 -59% -364,934 -59.8% -259,144 -56.7% 0.4% 13.9%
Ganancia Bruta 128,112 32.1% 150,487 36.1% 175,758 35.4% 180,637 41.2% 244,983 40.2% 198,263 43.3% 9.8% 39.4%
Gastos de Administración -17,847 -4.5% -18,407 -4.4% -21,165 -4.3% -16,804 -4% -26,210 -4.3% -17,131 -3.7% 1.9% 23.8%
Ganancia Operativa 110,265 27.6% 132,080 31.7% 154,593 31.2% 163,833 37.3% 218,773 35.9% 181,132 39.6% 10.6% 41.5%
Ingresos Financieros 2,122 0.5% 3,230 0.8% 4,882 1.0% 893 0% 2,995 0.5% 319 0.1% -64.3% -38.7%
Gastos Financieros -14,623 -3.7% -15,672 -3.8% -15,315 -3.1% -26,932 -6% -38,689 -6.3% -28,372 -6.2% 5.3% 152.6%
Resultado en Venta de Activos 1,468 0.4% 0 0.0% -313 -0.1% 0 0% 0 0.0% 0 0.0% -100.0%
Diversos, Neto 19,171 4.8% 1,548 0.4% -1,911 -0.4% 2,719 1% 7,170 1.2% 416 0.1% -84.7% -475.2%
Resultado de Operaciones Cambiarias -1,652 -0.4% 2,610 0.6% 4,904 1.0% -3,157 -1% -4,447 -0.7% -1,522 -0.3% -51.8% -190.7%
Resultado antes de Impuesto a las Ganancias 116,751 29.3% 123,796 29.7% 146,840 29.6% 137,356 31% 185,802 30.5% 151,973 33% 10.6% 26.5%
Paticipación de los Trabajadores
Gasto por Impuesto a las Ganancias -35,696 -8.9% -38,159 -9.2% -46,208 -9.3% -42,181 -10% -58,379 -9.6% -45,121 -9.9% 7.0% 26.3%
Ganancia Neta del Ejercicio 81,055 20.3% 85,637 20.6% 100,631 20.3% 95,175 22% 127,423 20.9% 106,852 23% 12.3% 26.6%
Variación Neta por Cobertura del Flujo de Efectivo 0 0.0% 3,190 0.0% 4,345 0.0% 0 0% -6,011 -1.0% 0 0.0% 0% -238.3%
Resultado Integral Total del Ejercicio 81,055 20.3% 88,827 21.3% 104,976 21.2% 95,175 22% 121,412 19.9% 106,852 23% 12.3% 15.7%
INDICADORES FINANCIEROS
Solvencia
(Pasivo - Diferido) / Patrimonio
Pasivo / Patrimonio
Pasivo / Capital Social
Endeudamiento del Activo
Deuda Financiera Total / Pasivo
DeudaFinanciera LP / Patrimonio
Pasivo Corriente / Total Pasivo
Liquidez
Liquidez Corriente
Prueba Ácida
Liquidez Absoluta
Activo Corriente / Total Pasivo
Capital de Trabajo
Capital de Trabajo / Ventas
Gestión
Gastos Operativos / Ventas
Gastos Financieros / Ventas
Rotación de Cuentas por Cobrar (días)**
Rotación de Cuentas por Pagar (días)**
Rotación de Inventarios (días)
Rentabilidad
Margen Neto
Margen Operativo
Margen Bruto
Margen EBITDA*
ROAA*
ROAE*
Generación
EBITDA*
EBITDA* / G.F.*
EBITDA* / S.D.
Deuda Financiera / EBITDA*
* Anualizados
** Descontado de IGV
-40,965
-6.72%
4.30%
6.34%
43.35
31.51
77.73
20.89%
35.87%
43.11%
8.90%
21.44%
262,922
6.80
1.71
2.79
40.17%
NIIF
Dic.13
Dic.13
1.25
1.38
11.25
0.58
0.83
0.83
0.30
0.84
0.52
0.10
0.25
PCGA NIIF
0.23
16,609
3.99%
36.11%
9.72
142,095
Dic. 11
31.70%
39.91%
11.39%
29.84%
166,310
10.61
5.66
2.41
34.37%
12.96%
1.63
1.53
5.91
1.40
0.62
0.60
0.31
10.86%
1.10
Dic.10
Dic.10
27.64%
39.60
3.67%
4.47%
43,329
1.07
0.20
2.19
2.48
31.17
25.04
35.62%
32.12%
0.76
20.32%
4.42%
3.76%
31.45
34.67
62.26
20.55%
Var. %
Dic. 13 / Dic.
12
Dic.12
1.32
1.45
10.17
0.59
0.84
1.07
0.17
1.49
Dic. 11
1.43
1.62
7.56
0.62
0.77
1.11
0.20
1.16
0.65
0.21
1.18
0.73
0.25
65,658
13.23%
4.27%
3.09%
34.42
31.92
40.26
20.28%
31.16%
38.30%
9.19%
23.05%
190,017
Dic.12
NIIF
35.43%
12.41
2.13
3.50
Set.13
NIIF
Set.13
1.22
1.34
10.73
0.57
0.82
0.85
0.26
0.98
0.59
0.18
0.25
-5,053
-0.89%
3.50%
5.57%
33.23
32.13
84.12
21.69%
37.34%
44.20%
9.00%
21.52%
250,391
7.94
1.32
2.76
41.17%
Var. %
Set. 14 / Set. 13
NIIF
Set.14
Set.14
1.13
1.26
4.18
0.56
0.84
0.85
0.22
0.90
0.44
0.13
0.20
-19,851
-3.16%
4.22%
6.38%
18.51
16.90
57.81
23.36%
39.60%
43.34%
45.29%
8.80%
20.38%
284,708
7.09
1.51
2.69
B. CORPORATIVOS 1er. Prog. 16-nov-07 400,000,000
Pr.16-nov-09
1ra. Emis. 26-nov-07 40,000,000 120,700,000 AAA.pe
Única 29-nov-07 T.I.N.A. 6.81250% SEM. 10 años 30-nov-17 120,700,000
2da Emis. 17-abr-08 90,000,000 84,105,000 AAA.pe
Única 06-jun-08 T.I.N.A. 7.18750% SEM. 10 años 09-jun-18 84,105,000
3ra. Emis. 17-abr-08 10,000,000 10,000,000 AAA.pe
Única 06-jun-08 T.I.N.A. 6.31250% SEM. 20 años 09-jun-28 10,000,000
4ta Emis. 19-jun-09 40,000,000 15,000,000 AAA.pe
A 26-jun-09 T.I.N.A. 6.50000% SEM. 7 años 30-jun-16 15,000,000
6ta Emis. 29-nov-10 25,000,000 25,000,000 AAA.pe
A 02-dic-10 T.I.N.A. 6.50000% SEM. 15 años 03-dic-25 25,000,000
7ma. Emis. 29-nov-10 56,510,000 42,420,000 AAA.pe
A 02-dic-10 T.I.N.A. 7.59375% SEM. 10 años 03-dic-20 42,420,000
ANEXO 1
ENERSUR - VALORES MOBILIARIOS
SETIEMBRE 2014
TIPO DE
VALOR
MOBILIARIO
Nº PROG.
ó EMIS.
FECHA DE
INSCRIPCION
EN R.P.M.V.
FECHA DE
COLOCAC.TASA DE INTERES
PAGO
INTERESPLAZO
FECHA
DE
REDENCION
MONTO INSCRITO POR PROGRAMA MONTO INSCRITO POR EMISIÓN SALDO EN CIRCULACIÓN
DOLARES N. SOLES DOLARES N. SOLES DÓLARES N. SOLES
CLASIFICACIÓN
DE RIESGO
CLASIFICACIÓN
115,000,000 146,510,000 50,000,000 247,225,000