ENERSUR · para la construcción y operación de una de las centrales de ... del Sur –Planta Ilo que representa una inversión estimada de US$ 330.0 millones y que entraría en

Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.

Informe de Clasificación

Contacto:

Héctor Gaudry

[email protected] Maria Luisa Tejada

[email protected]

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

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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:


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:


Plana Gerencial

A la fecha de análisis la Plana Gerencial se encuentra con-

formada por los siguientes ejecutivos:


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:



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:



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:


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”


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.


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).


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.


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.


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


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.


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%


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:


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


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

Documents

ENERSUR · para la construcción y operación de una de las centrales de ... del Sur –Planta Ilo que representa una inversión estimada de US$ 330.0 millones y que entraría en