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Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A.

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

Cecilia Terán Morales

Alan Moscoso De las Muñecas

(591-2) 2124127

(591-2) 2124127

[email protected]

[email protected]

Aspecto o Instrumento Calificado Calificación PCR Equivalencia ASFI

Bonos COBEE II

Serie Monto en (USD) Plazo

Serie única 25.000.000

Total de la emisión 25.000.000

2.520 días

BAA

AA2

Significado de la Calificación PCR

Categoría BAA: Emisiones con alta calidad crediticia. Los factores de protección son fuertes. El riesgo es modesto pudiendo variar en forma ocasional a causa de las condiciones económicas. Estas categorizaciones podrán ser complementadas si correspondiese, mediante los signos (+/-) mejorando o desmejorando respectivamente la calificación alcanzada entre las categorías BAA y BB.

Significado de la Calificación ASFI

Categoría AA: Corresponde a aquellos valores que cuentan con una alta capacidad de pago de capital e intereses en los términos y plazos pactados, la cual no se vería afectada ante posibles cambios en el emisor, en el sector al que pertenece o en la economía. Se autoriza añadir los numerales 1,2 y 3 en cada categoría genérica, desde AA a B con el objeto de establecer una calificación específica de los valores de largo plazo de acuerdo a las siguientes especificaciones: Si el numeral 1 acompaña a una de las categorías anteriormente señaladas, se entenderá que el

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

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

valor se encuentra en el nivel más bajo de la calificación asignada.

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

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

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

mailto:[email protected]

http://www.ratingspcr.com/

Racionalidad

Calificadora de Riesgo Pacific Credit Rating S.A. en Sesión de Comité N° 018/2010 del 31 de diciembre de 2010 se acordó por unanimidad otorgar la calificación de AA2 (equivalente a BAA según la simbología de calificación

utilizada por PCR) a los Bonos Corporativos de la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A., Bonos COBEE II. La calificación asignada se sustenta en:

El crecimiento en el corto y mediano plazo de la demanda de energía que se sustentan básicamente en las expectativas de crecimiento de la economía en general. De cumplirse el crecimiento esperado de la demanda para los próximos años, sin ser acompañado por un adecuado nivel de inversiones por parte de la oferta, podría generar un contexto alcista de precios de la energía.

La generación de ingresos de la empresa. A septiembre 2010, los ingresos de Cobee fueron de Bs 204,12 millones, mayores en 7,86% o Bs 14,87 millones a lo registrado en septiembre del año previo. La demanda en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) creció, hasta el presente mes, con una tasa anual de 7,5 % en energía y 9,8 % en potencia.

De esta manera, en el periodo evaluado la utilidad operativa fue de Bs 52,70 millones, superior a la ganancia operativa que fue registrada en septiembre 2009 de Bs 44,64 millones. Los gastos no operativos representados principalmente por gastos financieros alcanzaron Bs. 22,57 millones a septiembre de 2010, inferior en 8,61% o Bs 2,12 millones a lo registrado en el mismo periodo del año anterior. Es así, que en el tercer trimestre de 2010 la utilidad neta fue de Bs. 17,53 millones, inferior en Bs 2,88 millones (-14,10%) a lo registrado en el mismo periodo del año anterior debido a los mayores gastos operativos del periodo.

Los indicadores de cobertura EBITDA/ Gastos Financieros1 y EBIT/Gastos Financieros

1, a septiembre 2010

fueron de 4,26 veces y 2,17 veces, superiores a los registrado en septiembre 2009 que alcanzaron 2,74 y 0,79 respectivamente. Esto hecho se debe a que el EBITDA (a 12 meses) pasó de Bs 96,34 millones en el 2009 a 127,66 millones en el 2010.

El respaldo de la casa matriz. Israel Corporation Ltd., único accionista de Inkia Energy Ltd., es un holding compuesto de capitales privados dedicada al desarrollo de diversas actividades en varios países a nivel mundial. Asimismo, Israel Corporación posee una sólida capacidad financiera para afrontar compromisos financieros de corto y largo plazo, para lo cual ha sido calificada con una nota de A+ según la calificadora internacional Standard & Poor´s realizada el 2 de enero de 2011.

2

La inclusión de covenants financieros respecto a indicadores de cobertura y endeudamiento. Al 30 de septiembre 2010 , la empresa mostró los siguientes resguardos financieros:

Cuadro 1: Resguardos

Resguardos Límites Sep-10

Índice de Cobertura de Servicio de Deuda >=1.20 6,04

Relación de Endeudamiento (RDP) <=1.20 0,22

Fuente: COBEE / Elaboración: PCR.

Información utilizada para la calificación

1. Información financiera

Estados Financieros Auditados anuales y Estados Financieros trimestrales de La compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A Bolivian Power Company Limited de 2005 al 30 de junio del 2010.

Estructura de Financiamiento.

2. Información de mercado

Estadísticas del sector eléctrico.

3. Información Económica

Principales Indicadores Económicos Bolivia (Banco Central Bolivia).

4. Perfil de la empresa

Características de la administración y propiedad.

Descripción del proceso operativo de la empresa.

Estadísticas de ventas.

1 Índices calculados sobre la base de períodos de 12 meses.

2 http://phx.corporate-ir.net/External.File?item=UGFyZW50SUQ9NzY0NzZ8Q2hpbGRJRD0tMXxUeXBlPTM=&t=1

5. Información Legal

Ley de electricidad Nº1604 (21de diciembre de 1994)

Análisis Realizados

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

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

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

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

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

con las distintas áreas administrativas y operativas.

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

trascendentes en la evolución de la institución.

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

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

Instrumento calificado

El 24 de junio de 2008 en Reunión del Directorio de COBEE se resolvió realizar la segunda emisión de Bonos Corporativos, en una serie denominada por la letra “U” por un monto de US$ 25.00 millones y con plazo máximo de 2,520 días respectivamente. La emisión de Bonos Corporativos cuenta con garantía quirografaria para el capital e intereses.

La compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A.- Bolivian Power Company Limited cuenta con el número de registro SPVS-IV-EM-BPC-099/2005. Con inscripción de la emisión en el registro del mercado de valores de la SPVS: Nº SPVS-IV-ED-BPC-122/2008 y resolución administrativa de la Superintendencia de Pensiones, Valores y Seguros Nº SPVS-IV-782/2008. Y clave de pizarra asignada a la emisión única BCP-E1U-08.

Según el prospecto, los fondos obtenidos de esta emisión se destinarían de acuerdo al siguiente detalle, donde también se especifica el monto real destinado a septiembre de 2007:

Cuadro 2 : Monto Presupuestado

Prioridad Descripción Monto

(En US$) Vinculación

1 Inversiones de Capital (CAPEX) y Capital de Trabajo. Hasta 5,000,000 -.-

2 Pago del pasivo subordinado con INKIA. Hasta 5,000,000 Accionista

3 Pago del (los) préstamo(s) puente solicitados para el pago

de los Bonos COBEE Serie A. Hasta 10,000,000 Acreedor

4 Pago de capital e intereses de préstamos bancarios y/o

pasivo subordinado con INKIA. Hasta 5,000,000

Acreedor-

Accionista

Total 25,000,000

Fuente: COBEE / Elaboración: PCR

Mecanismo Adicional de Respaldo para el Pago de Intereses

Como mecanismo adicional de respaldo para el pago de intereses, COBEE ha constituido un contrato de

Fideicomiso con el Banco de Crédito de Bolivia S.A.. El Fideicomiso tiene por objeto constituir en forma

irrevocable un fideicomiso con parte de los fondos generados por COBEE (“Fideicomitente”), por los flujos futuros

originados por venta de energía eléctrica, con el propósito de crear un mecanismo de recepción de fondos,

depósito, conversión de divisas, administración, remisión de fondos al exterior y pago de obligaciones de

COBEE, generadas por la emisión de Bonos.

Para tal efecto el Banco de Crédito de Bolivia S.A. (“Fiduciario”) podrá, administrar órdenes de pago, cheques u

otros instrumentos financieros al efecto, del patrimonio autónomo denominado “Fideicomiso Bonos COBEE II”.

Los Tenedores de Bonos COBEE II, son Beneficiarios del Fideicomiso Bonos COBEE II.

El Fideicomiso será administrado por el Fiduciario, dentro de los términos y condiciones que establece el contrato

de fideicomiso y las siguientes características generales:

(i) El Fideicomiso será constituido con parte de los flujos futuros generados por COBEE, producto de la venta de energía eléctrica, fondos que serán empleados para los fines expresamente señalados en el contrato de fideicomiso.

(ii) Para la administración del Fideicomiso, el Fiduciario abrirá, a nombre del patrimonio autónomo fideicomiso, cuatro (4) cuentas fiduciarias en el Banco de Crédito de Bolivia S.A. denominadas:

a) Cuenta Receptora Dólares; b) Cuenta Receptora Bolivianos; c) Cuenta Pagos Varios; y d) Cuenta Pagadora Bonos

(iii) A las cuentas fiduciarias ingresarán los siguientes fondos:

a) De los flujos mensuales generados por la venta de energía eléctrica, se descontará el monto mensual destinado a cubrir los costos operativos que ascienden a US$ 1.200.000 (Un millón doscientos mil 00/100 Dólares de los Estados Unidos de América). Del saldo resultante, el 35.29% de los flujos generados por la venta de energía eléctrica serán depositados en efectivo o cheque a las cuentas fiduciarias receptoras directamente por los clientes de COBEE (“Contratantes”).

b) El cien por ciento (100%) de los fondos obtenidos por la colocación de los Bonos COBEE, destinados a cubrir pasivos y otras necesidades financieras de COBEE. Serán depositados en la cuenta Fiduciaria Pagos Varios.

c) Los Fondos depositados por COBEE en la cuenta Pagadora Bonos. d) Los rendimientos de las inversiones realizadas, los cuales ingresarán a la cuenta Pagos Varios. e) Cualquier otro fondo independientemente del origen, destinado a cubrir los intereses y Capital

de los Bonos COBEE, los que serán depositados en las cuenta Pagadora Bonos.

Para el cumplimiento del objeto del Fideicomiso, COBEE ha transmitido de manera irrevocable para la

constitución de un patrimonio autónomo representado por el Fiduciario, los flujos y los derechos de cobro, sobre

parte de flujos futuros generados por la venta de energía eléctrica a los Contratantes, actuales y futuros, y todos

los fondos detallados anteriormente.

Las sumas de dinero que el Fiduciario reciba en el desarrollo del Fideicomiso, se mantendrán separadas de los

activos propios del Fiduciario, así como de otros activos que el Fiduciario haya recibido o reciba por la

celebración de otros contratos de fiducia.

El Fideicomiso estará hasta el plazo previsto en la Emisión de Bonos COBEE o mientras exista deuda pendiente

por intereses de la Emisión. El plazo podrá prorrogarse, si es necesario, previo acuerdo de partes, no pudiendo

exceder el plazo establecido por Ley.

La forma de operar el mecanismo adicional de respaldo para el pago de intereses, mediante el Fideicomiso se

resume en:

A la Cuenta Receptora Dólares, ingresarán los fondos provenientes de los derechos fideicomitidos y cualesquier

otros dineros comprometidos al Fideicomiso para cumplir el objeto del mismo. Estos fondos serán depositados

directamente por los Contratantes cada mes, durante la vigencia del Fideicomiso.

Los recursos que ingresen a la Cuenta Receptora Dólares cada mes, deberán utilizarse de conformidad con las

siguientes reglas:

Dentro de los dos (2) días hábiles siguientes de depositados los fondos, el Fiduciario deberá transferir los mismos a la Cuenta Pagadora Bonos, hasta completar el monto mensual para pago de intereses de los Bonos COBEE (“Monto Mínimo para Bonos”), que es 1/6 de los intereses fijados en el Cronograma de Pago

de Intereses del Prospecto. Todo flujo sobrante, se transferirá a una Cuenta Corriente de propiedad de COBEE, pudiendo COBEE disponer libremente de los mismos.

En caso que los flujos de algún mes no cubran el Monto Mínimo para Bonos, determinado para ese mes y exista faltante, estos serán cubiertos, en primer término, con los ingresos del próximo mes; luego se completará la Cuenta Pagadora Bonos del mes que corresponda y finalmente los excedentes serán depositados en la cuenta establecida en el párrafo anterior.

Este procedimiento de distribución de fondos se repetirá cada mes hasta la extinción del fideicomiso.

A la Cuenta Pagos Varios, ingresarán en cualquier momento, los fondos provenientes de la Colocación de los

Bonos COBEE, los que serán depositados directamente por las Agencias de Bolsa Colocadoras y serán

utilizados para cubrir los pasivos y otras necesidades de COBEE, establecidos en el numeral 5 del Prospecto.

El Fiduciario podrá invertir los fondos depositados en la Cuenta Pagos Varios y Cuenta Pagadora Bonos de

conformidad con las siguientes reglas:

Los Recursos Fideicomitidos serán invertidos por el Fiduciario de acuerdo a Políticas de Inversiones que se detallan en el contrato del Fideicomiso. La forma de administrar el portafolio de inversiones será discriminada, lo que significa que la responsabilidad sobre las instrucciones de inversión es de COBEE.

Las instrucciones de inversión que suministre COBEE al Fiduciario, se realizarán hasta el día hábil siguiente de recibida la instrucción y se sujetarán a la disponibilidad de los Valores en el mercado.

Las instrucciones de inversión de los fondos de la Cuenta Pagadora Bonos, deberán estar ajustadas al Cronograma de Pago de Intereses en lo que respecta a intereses. En caso que las instrucciones de inversión no se ajusten a los plazos, montos y vencimientos establecidos en el Cronograma de Pago de Intereses del Prospecto o las Políticas de Inversiones, el Fiduciario tomará la instrucción como no válida y no procederá a realizar ninguna inversión.

El Fiduciario custodiará los Valores de las inversiones efectuadas y realizará todas las gestiones de cobro del capital e intereses provenientes de ellos, consignando en el mismo día tales recursos en la cuenta fiduciaria que corresponda.

El Fiduciario podrá tomar los servicios de una Agencia de Bolsa para realizar las inversiones en el Mercado de Valores.

El Fiduciario estará facultado a liquidar anticipadamente las inversiones realizadas, cuando considere que las mismas ponen en riesgo la recuperabilidad de los fondos.

El Fiduciario podrá ser removido en cualquier momento, por acuerdo del Fideicomitente y Beneficiario, previa

conformidad de la Asamblea General de Tenedores de Bonos, con un aviso escrito con noventa (90) días

calendario de anticipación.

El Fiduciario podrá renunciar en cualquier momento cuando:

(i) Se configure causa justificada prevista en el Artículo 1418 del Código de Comercio. (ii) Notifique de ello, con noventa (90) días calendario de anticipación, al Fideicomitente y Beneficiario.

En cualquiera de los casos anteriores, el Fiduciario deberá obtener la autorización de la Superintendencia de

Bancos y Entidades Financieras, de acuerdo a lo establecido en el artículo 1418 del Código de Comercio.

Ante la renuncia o remoción del Fiduciario, COBEE con la conformidad del Beneficiario, tendrán el derecho de

nombrar un Fiduciario Sustituto, el cual deberá estar autorizado por la Superintendencia de Bancos y Entidades

Financieras. La renuncia o remoción del Fiduciario se hará efectiva al momento de la aceptación del Fiduciario

Sustituto. Para la remoción, renuncia del Fiduciario y nombramiento de un Fiduciario Sustituto se aplican las

Cláusulas 1418 y siguientes del Código de Comercio.

Si ningún Fiduciario sustituto ha sido nombrado por el Fideicomitente, ni ha aceptado dicho nombramiento en un

período de sesenta (60) días calendario después del aviso del Fiduciario saliente de su renuncia o remoción, el

Fiduciario saliente podrá nombrar, dentro de los quince (15) días calendario siguientes, un fiduciario sustituto, el

cual deberá ser otra entidad local con la debida autorización.

En el caso que no sea posible para los Beneficiarios y/o el Fiduciario saliente, en los términos de esta cláusula,

designar un fiduciario sustituto, y transcurridos los noventa (90) días calendario computados a partir del aviso de

renuncia señalados anteriormente, el Fideicomiso se extinguirá de conformidad con lo previsto en el Artículo

1421 del Código de Comercio.

El Fideicomiso se extinguirá por las causales establecidas en el artículo 1421 del Código de Comercio, y en los

siguientes casos acordados por las partes:

Por el cumplimiento de las obligaciones del Fideicomitente frente a los Tenedores de Bonos.

Por acuerdo expreso entre el Fiduciario, Fideicomitente y Beneficiarios.

Por falta de nombramiento de Fiduciario sustituto en caso de renuncia o remoción del Fiduciario

COBEE ha designado al Banco de Crédito de Bolivia S.A., mediante el Fideicomiso Bonos COBEE, como Agente

Pagador de los Bonos COBEE, por lo cual en el contrato de Fideicomiso, se ha determinado el mecanismo de

funcionamiento de las cuenta fiduciarias como Agente Pagador. Este procedimiento se resume en el punto 4.2.9

del Prospecto.

Obligaciones y Compromisos

Entre tanto se encuentre pendiente la redención total de los Bonos por parte de COBEE y conforme a lo

establecido en el Acta de Directorio celebrada en fecha 24 de mayo de 2005, COBEE se sujetará, para efectos

del cumplimiento de las obligaciones emergentes de los Valores emitidos, a los compromisos, restricciones y

obligaciones previstas en éste numeral.

Compromisos Positivos. Los principales puntos se detallan a continuación:

a. En caso de una fusión, división o transformación del Emisor, los Bonos de la presente Emisión pasarán a formar parte de la nueva empresa.

b. Utilizar los fondos obtenidos de la presente Emisión de Bonos de acuerdo a lo dispuesto en la Junta de Directorio.

c. Someter a la aprobación de los Tenedores de Bonos cualquier modificación de la estructura accionaria que implique una transferencia de más del 50% de las acciones de COBEE, salvo que la transferencia fuera efectuada a favor de una empresa vinculada. Los Tenedores de Bonos no podrán negar, retrasar, ni condicionar dicha aprobación de manera no razonable.

d. COBEE administrará sus recursos de manejo de efectivo y corto plazo a través de su Gerencia Administrativa y Financiera en Valores de deuda de renta fija, cuya calificación de riesgo local sea mayor o igual a N1 para Valores de Corto Plazo y A3 o mejores para Largo Plazo o en Fondos de Inversión administrados por Sociedades Administradoras de Fondos de Inversión nacionales o bancos del Sistema Financiero Nacional.

e. Mientras los Bonos COBEE se encuentren en circulación, la emisión de nuevos Bonos no podrá ser garantizada bajo mejores condiciones y parámetros que la presente Emisión. Sin embargo, COBEE podrá contraer préstamos con la banca local o internacional con garantía específica en los plazos que sean necesarios para el desarrollo normal de sus actividades y proyectos, siempre y cuando las garantías que se establezcan, sobre los activos de la Sucursal, no vayan en detrimento de los intereses de los Tenedores de Bonos.

f. Ello también significa, que COBEE queda autorizada a efectuar otras emisiones de Valores representativos de deuda o de participación bajo Oferta Pública o privada, sean éstos Bonos, acciones, Bonos convertibles en acciones, pagarés, letras o cualquier otro Valor que conforme a la legislación boliviana sea permitido.

g. COBEE mantendrá inversiones en valores de deuda de renta fija, cuya calificación de riesgo local sea mayor o igual a N1 para Valores de Corto Plazo y A3 o mejores para Largo Plazo o en Fondos de Inversión administrados por Sociedades Administradoras de Fondos de Inversión nacionales o bancos del Sistema Financiero Nacional.

Obligaciones Financieras:

COBEE se obliga a mantener las siguientes relaciones financieras:

Relación Cobertura de Servicio de Deuda (“RCD”), no inferior a uno (1,2), calculado sobre los cuatro trimestres previos y de acuerdo al cumplimiento de las demás obligaciones y covenants asumidos en mérito a la Emisión; y

Relación de Endeudamiento o Relación Deuda/Patrimonio (“RDP”) menor o igual a uno coma dos (1,2). Estas relaciones podrán ser modificadas por COBEE y por solicitud de ella, previo consentimiento de la Asamblea General de Tenedores de Bonos, la misma que no podrá negar, retrasar, ni condicionar dicho consentimiento de manera no razonable cuando dicha modificación:

Sea necesaria para el desarrollo de COBEE;

pudiera resultar en un incremento en los ingresos de COBEE; o

pudiera resultar en una disminución de los costos de COBEE; y dichas modificaciones se encuentren dentro de un marco de las prácticas comerciales sólidas de la industria eléctrica boliviana.

COBEE remitirá al Representante Común de Tenedores de Bonos, a la SPVS y a la Bolsa Boliviana de Valores

S.A. dentro de un período de treinta (30) días calendario con posterioridad a la finalización de cada trimestre lo

siguiente:

un cálculo de la RCD y sus correspondientes respaldos; y

un cálculo de la RDP y sus correspondientes respaldos.

Todas las variables de las Relaciones Financieras deberán estar claramente establecidas en los Estados

Financieros generados por COBEE.

Compromisos Negativos: Los principales puntos se detallan a continuación:

a. COBEE no podrá realizar distribuciones de dividendos o pagos de réditos o ingresos a favor de sus

accionistas en caso de encontrarse ante un hecho potencial de incumplimiento; o cuando exista un hecho

de incumplimiento que cause que la empresa no pueda cumplir con las obligaciones asumidas en esta

emisión.

b. No modificar sus estatutos, objeto, domicilio o su denominación sin el consentimiento de la Asamblea de

Tenedores de Bonos.

c. COBEE no reducirá su capital sino en proporción al reembolso que haga de la Emisión de Bonos en

circulación, de acuerdo a lo establecido por el Artículo 648 del Código de Comercio.

d. No puede destinar los fondos obtenidos de la emisión de bonos a un uso distinto al aprobado en la Junta

de Directorio.

Modificaciones de los compromisos y obligaciones del emisor3

a) Tabla de penalizaciones por rescate anticipado

Se propuso modificar la tabla de compensaciones monetarias a los tenedores de bonos en caso de rescate anticipado, por la siguiente:

Cuadro 3 : Tabla de penalizaciones

Plazo de vida remanente de la

emisión (en días)

Porcentaje de

compensación

2.521 en adelante 2,50%

2.520-2.161 2%

2.160-1.801 1,75%

1.800-1.441 1,25%

1.440-721 0,60%

720-361 0,20%

360-1 0%


a) Obligaciones de pago de intereses en caso de incumplimiento

Se propuso incluir en la cláusula quinta de la declaración unilateral de voluntad “COBEE tiene la obligación de reconocer los intereses impagos devengados a la tasa nominal de cada título en caso de incumplimiento”

b) Plazo para la convocatoria a Asamblea de Tenedores de Bonos

Se propuso cambiar el tiempo para la convocatoria de 5 días a 10 días.

c) Información a proporcionarse al Representante Común de Tenedores de Bonos referente a cambios en el paquete accionario

Se propuso la sustitución del inciso 1 del numeral 1 de la cláusula quinta de la pág. 15 de la DUV, por el siguiente texto:

“Poner en conocimiento de los Tenedores de Bonos, a través del Representante de Tenedores, cualquier modificación de la estructura accionaria que implique una transferencia de más del 20% de las acciones de la compañía”

d) Metodología para el cálculo de los compromisos financieros RCD y RDP.

Se propuso cambiar la metodología de cálculo de la relación de cobertura de servicios de deuda (RCD), eliminando los factores “inventarios” del numerador de la fórmula de cálculo de la RCD; de esta manera la fórmula es la siguiente:

3 Acta de asamblea de tenedores de bonos COBEE, BONOS COBEE II y BONOS COBEE III emisión 1 de fecha 14 de julio de 2010

RCD*= (Activo corriente+ EBITDA)/(Amortizaciones de Capital e Intereses)

Se aclara que la cuenta “activos corriente· incluye inventarios y que la RCD ≥1,2.

Por otra parte se propuso cambiar la metodología de cálculo de la Relación de Endeudamiento o Relación Deuda/Patrimonio (RDP), sustituyendo el factor Deuda Financiera Neta por el Pasivo Total en el numerador de la fórmula del cálculo de la RDP; de esta manera la fórmula es la siguiente:

RDP=(Pasivo Total/ Patrimonio Neto)

Se aclara que la RDP≤1,2.

e) Remuneración del nuevo RCTB

Se propuso modificar la remuneración del RCTB contenido en el numeral 2.1.2 de la Segunda cláusula donde debe decir:

“En caso que los tenedores de bonos designen a un Representante de Tenedores diferente cuya remuneración

mensual sea superior a USD 208, el monto en que la compañía se compromete a cancelar como máximo será el

monto que resulte del promedio de al menos tres cotizaciones, el gasto adicional deberá ser cubierto por los

Tenedores de Bonos”

Análisis del Emisor

Reseña

El 17 de abril de 1925 se constituye The Bolivian Power Co. Ltd. (COBEE) en Halifax, Nueva Escocia, Canadá. En Bolivia se le reconoce la personería jurídica y se aprueba los estatutos de COBEE. Su principal actividad es realizar inversiones y prestar servicios, por cuenta propia y de terceros, tanto en la república de Bolivia como en el extranjero. Durante la gestión las principales actividades que realizó fueron la generación de energía eléctrica a través de su Sucursal y la prestación de servicios profesionales relacionados principalmente con la industria eléctrica a través de una subsidiaria. A partir del 22 de diciembre de 2008, COBEE comenzó a formar parte del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), el cual fue creado mediante Ley N1604 de 31 de diciembre del 2004. Esta Ley norma todas las actividades de la industria eléctrica y establece los principios para la fijación de tarifas de electricidad en todo el territorio nacional. COBEE Sucursal Bolivia es la Unidad Administrativa, Operativa y Comercial de COBEE, esto se debe a que las principales actividades que generan ingresos a COBEE las realiza mediante COBEE Sucursal Bolivia. La cual está dedicada a la generación de energía eléctrica en el departamento de La Paz, utiliza los recursos hídricos de los ríos Zongo y Miguillas. A la fecha COBEE cuenta con dos oficinas y 15 plantas generadoras:

- Cuatro plantas en el valle de Choquetanga. - Diez plantas en el valle de Zongo. - Una planta en la ciudad de El Alto (Kenko)

Accionistas y directorio

Su principal y único accionista es INKA HOLDINGS (COBEE) LIMITED que toma las riendas de la empresa en

junio del 2007.

Cuadro 4: Accionista

Accionista Participación Accionaria Acciones

INKA HOLDINGS(COBEE) LIMITED 100% 189

Total 100.00% 189


En el cuadro 5, se detalla el directorio y la plana gerencial de la empresa al 30 de septiembre de 2010:

Cuadro 5: Principales Directores y Plana Gerencial

Directorio Plana Gerencia

Nombre Cargo Nombre Cargo

Javier García Presidente René Sergio Pereira

Sánchez Bustamante

Gerente General

Juan Carlos

Camogliano

Director Titular Humberto Gonzalo

Endara De Ugarte

Gerente de Finanzas

y Administración

Giora Almogy Director Titular Julio Rodrigo Indaburu

Irusta

Gerente de

Producción

Yitzak Mandelman Director Titular Marco Lazo de la Vega Jefe Departamento

Legal

Roberto Cornejo Director Titular Oscar Zamora Arce Gerente de

Ingeniería y

Comercialización

Frank Sugranes Director Titular

Marco Lazo de la

Vega

Secretario


Estructura Organizacional

De acuerdo al Manual de Organización y Funciones presentado por la compañía, la estructura organizacional es encabezada por el Directorio, el cual presenta como unidades de apoyo independientes al área de asesoría legal.

Como primera línea ejecutiva figura Gerencia General Nacional. A continuación presentamos el organigrama proporcionado por la compañía.

Gráfico 1

Organigrama Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A.


Marco Regulatorio

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

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

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

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

Para efectos de la evaluación de riesgos de la Compañía de Energía Eléctrica SA- Bolivan Power Company Limited (COBEE) se efectuó un breve análisis del sector eléctrico

4 y las condiciones climatológicas que tuvieran

incidencia en la generación eléctrica de Bolivia y COBEE.

Sector Eléctrico Boliviano

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

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

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

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

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

Las centrales de generación eléctrica del Sistema Interconectado Nacional están ubicadas en seis de los nueve departamentos que conecta el SIN en Bolivia: La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Chuquisaca, Potosí y Oruro. La generación bruta entre el año 2008 y 2009, medida en bornes de generación para todas las centrales del SIN, se incrementó de un total de 5.372,5 GWh a 5.634,5 GWh, respectivamente, lo cual representa un incremento del 4,9%. Del total de la energía generada el 2008 el 42,5% corresponde al sector hidroeléctrico y el 57,5% al termoeléctrico. Mientras tanto, el año 2009 se estableció que el 40,2% corresponde a la generación hidroeléctrica y 59,8% a la generación termoeléctrica, producida en unidades que funcionan en base a gas natural predominantemente, diesel oil y biomasa. El jueves 17 de diciembre de 2009 a las 20h00, la operación en tiempo real del Sistema, presentó la demanda máxima anual con una potencia de 939,31 MW, un 4,52% superior a la demanda máxima de 2008.En los años

4Tomado de Información proporcionada por funcionarios COBBE 5 Es el mercado integrado por generadores, distribuidores, transmisores y consumidores no regulados; que efectúan operaciones de compra,

venta y trasporte de electricidad

2008 y 2009, las inyecciones de energía ascendieron de 5.238 GWh a 5.492 GWh, lo que representa un aumento del 9,96% de la energía inyectada el año 2007 y un 4,85% de la energía inyectada el año 2008. El precio monómico promedio de inyección al MEM el 2008 fue de 208,02 Bs/MWh, superior en un 7% al precio registrado el año 2007 (194,40 Bs/MWh), el 2009 fue de 238,55 Bs/MWh, superior en un 14,7% al precio registrado el 2008. Las ventas totales en el MEM por generación y trasporte de energía eléctrica en el año 2008, ascienden a 188,2 Millones de US$ (sin IVA), y el año 2009 a 212,79 Millones de US$ (sin IVA).

Gráfico 2 Gráfico 3


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

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

Cuadro 6 : Energía Libre y Costo Marginal Promedio

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

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

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

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

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

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

Fuente: CNDC / Elaboración: PCR

La estabilidad en los costos marginales de energía durante los dos primeros años se debe a la declaración uniforme de precios de gas en las centrales térmicas y al balance relativamente equilibrado entre oferta y demanda. El incremento en el costo marginal durante el tercer y cuarto año se debe al incremento de la demanda bajo una condición de oferta sin mayores cambios.

Demanda, Oferta y Precios:

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

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

A diciembre del 2009, el precio promedio de energía llegó a US$/MWh 16.38; en tanto, el precio de la potencia se ubicó en US$/MWh 13.52, mientras que el peaje se situó en US$/MWh 6.78; de este modo el precio

6 Comité Nacional de Despacho y Carga

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

Guaracachi; 39,4%

Karachipampa; 3,2%

Santa Cruz; 4,5%

Carrasco; 18,2%

V. Hermoso; 11,3%

Bulo Bulo; 15,4%

Participación en el consumo Anual de Gas Natural 2009

COBEE; 19,2% Guabirá Energía; 1,1%

SDB; 0,1%

Guaracachi; 29,6%

Rio Eléctrico; 1,3%Bulo Bulo; 11,1%

Hidrobol; 5,5%

Valle Hermoso; 17,0%

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

Energía Inyectada GWh 2009

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


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

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

Gráfico 6

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

Cuadro 7: Producción Bruta de Energía (GWh)

Hidroeléctricas

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

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

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

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

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

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

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

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

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


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Demanda Anual de Energía

demanda anual

(GWh)

10

15

20

25

30

35

40

45

20

04

20

05

20

06

ma

r-0

7

jun

-07

sep

-07

dic

-07

ma

r-0

8

jun

-08

sep

-08

dic

-08

ma

r-0

9

jun

-09

sep

-09

dic

-09

en

e-1

0

feb

-10

ma

r-1

0

ab

r-1

0

ma

y-1

0

jun

-10

jul-

10

ag

o-1

0

sep

-10

Evolución anual del precio Monómico

Evolución anual del precio Monómico

(En USD/MWh - Sin IVA)

Hidroeléctrica36%

Termoeléctrica64%

Capacidad de Generación en el SIN (sep-10)

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

Cuadro 8: Producción Bruta de Energía (GWh)

Termoeléctricas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ENDE Andina 4

45,1 239,4

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


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

Puntos relevantes septiembre – 2010:

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

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

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

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

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

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

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

Operaciones de COBEE

Características de las instalaciones

Para la operación y despacho de sus unidades de generación, COBEE está sujeta al despacho económico de mínimo costo, el cual se rige por los criterios establecidos por la Ley Nº 1604. Al ser una empresa hidroeléctrica la empresa cuenta con una ventaja competitiva de tener precedente económico y en la asignación de potencia firme. A la fecha la empresa cuenta con una participación de mercado del 17,2% respecto al total de inyección del SIN superior al registrado en el 2009 que presentó una participación del 12,7%. COBEE cuenta con 3 sistemas de generación: Valle de Zongo: Es una sistema de generación hidroeléctrico ubicado a 60 km al norte de la ciudad de La Paz,

en el valle de Zongo de la provincia Murillo. La capacidad de esta planta es de 188,4 MW de potencia efectiva

coicidental. Y cuenta con 10 centrales de cascada y 21 unidades de generación. Tiene una capacidad de almacenaje de 66 GWh. Valle Miguillas: Es una sistema de generación hidroeléctrico ubicado a 250 km al suroeste de la ciudad de La

Paz, en el valle de Miguillas de la provincia Inquisivi. La capacidad de esta planta es de 20,9 MW de potencia efectiva occidental. Y cuenta con 4 centrales de cascada y 9 unidades de generación. De las cuales 8 fueron instaladas entre 1931 y 1958 y una en el año 2008. Tiene una capacidad de almacenaje de 43 GWh. Central generadora El Kenko: Es una sistema de generación termoeléctrico ubicado En la ciudad de El Alto a

15 Km de La Paz. La potencia efectiva es de 18,62 MW y la instalada es de 29.8MW, cuenta con 2 turbinas de gas Rolls Royce Coberra instalada en julio de 1995. Producción

La empresa en el 2009 participó con una energía a nivel de STI de 1.057 GWh, que representó el 19,2% del total inyectado. Asimismo la empresa tuvo una participación en el SIN de 215 MW (23%) de generación. Adicional a ello la empresa cuenta con un contrato de compra y venta de energía con la empresa Minera San Cristóbal por el 75% de sus requerimientos de energía, lo cual representó en el 2009 el 27% de la producción de la compañía. Del total de generación durante la gestión 2009, la composición fue del 69% para clientes del mercado spot, y 4% para consumidores propios, ventas directas y pérdida, y el resto para las ventas a la minera San Cristóbal. La empresa cuenta con dos tipos de generación como ya fue mencionado anteriormente, generación hidroeléctrica y generación termoeléctrica. La que tiene mayor relevancia es la generación Hidroeléctrica, en el 2009 la producción bruta alcanzó una producción de 1.028 millones de MWh. Por otra parte la producción bruta en termoeléctricas alcanzó los 71.26 millones de MWh. En lo que respecta al 2010 podemos observar que la empresa tuvo un incremento en la producción bruta, de 803.583 MWh registrado a septiembre 2009 a 864.278 en septiembre 2010, este incremento representó un crecimiento en la producción de 3,2%.



Un hecho de importancia de la empresa es que en el año 2009, se concluyó con el proyecto de modernización de las unidades de generación del Valle de Zongo, el cual tenía por finalidad la instalación y puesta en servicio de nuevos reguladores de velocidad y voltaje y sistemas de control en las unidades 1 y 2 de la planta Botijlaca al igual que la instalación y puesta en servicio del nuevo regulador de velocidad en planta Sainani. Las ventajas de este proyecto son la apertura hacia la operación remota a través del sistema Scada, la optimización de tiempos de respuesta ante fallas, y la posibilidad de análisis de eventos e tiempo real y por ende el incremento en la confiabilidad operativa a costos competitivos de mantenimiento. Por otra parte la empresa al momento de realizar la generación toma en cuenta las consideraciones climatológicas.

Consideraciones Climatológicas

- Durante el año 2009, la alta disponibilidad hidrológica durante los meses de enero, febrero, abril, noviembre y diciembre, compensó la baja disponibilidad hidrológica de los meses de junio, agosto y octubre, permitiendo además que en el balance COBEE genere 3.4% por encima de lo esperado.

- El riesgo climatológico inherente a una generadora hidroeléctrica. No obstante, según estudios realizados sobre la base de información histórica, la diferencia en cuanto a la disponibilidad de recursos hídricos que tiene la compañía entre un año seco y un año lluvioso es de 10%, lo cual representaría un

0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000

EneroFebrero

MarzoAbril

MayoJunioJulio

AgostoSeptiembre

OctubreNoviembreDiciembre

Producción Bruta por tipo de planta(2009)

Hidroeléctricas Termoelétricas

0,00 20.000,00 40.000,00 60.000,00 80.000,00 100.000,00 120.000,00 140.000,00

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Producción Bruta por tipo de planta(sep-10)

HIDROELECTRICA TERMOELECTRICA

factor mitigante en el desenvolvimiento de la misma.

- El gráfico siguiente ilustra el potencial hidrológico histórico en las centrales de COBEE, expresado en porcentaje, con variaciones máximas de -12% y +16.8%. En ese marco, el año 2009 contó con una disponibilidad hidrológica 3.3% menor a la media potencia.

Gráfico 9


En el Sistema Interconectado Nacional (SIN) la generación hidroeléctrica en el año 2009 estuvo en el rango de la programación prevista, concluyendo con un 0.4% de generación hidroeléctrica mayor a la esperada. Para el año 2010 no se prevé que las condiciones climatológicas tengan una influencia extrema en la generación hidroeléctrica de COBEE y el sistema eléctrico boliviano.

Hechos Relevantes

En fecha 17 de diciembre de 2010 se ha comunicado que de acuerdo a las disposiciones acordadas en la Reunión de Directorio de 10 de diciembre de 2010, se procedió a la distribución de dividendos por un monto total de USD 2,0 millones.

En fecha 13 de diciembre de 2010 y de acuerdo a lo establecido en el documento de emisión Bonos COBEE III- Emisión 1 sobre el destino de los fondos y haciendo uso del monto para cumplir el ítem 5 “Capital de Trabajo y/o pago de Pasivos Laborales” se procedió al pago de Bs 1.007.334,95 por concepto de “Pago de Pasivos Laborales”

En fecha 8 de diciembre de 2010 y de acuerdo a lo establecido en el documento de emisión Bonos COBEE III- Emisión 1 sobre el destino de los fondos y haciendo uso del monto para cumplir el ítem 5 “Capital de Trabajo y/o pago de Pasivos Laborales” se procedió al pago de Bs 812.101,40 por concepto de “Pago de Pasivos Laborales”

En fecha 3 de diciembre de 2010 y de acuerdo a lo establecido en el documento de emisión Bonos COBEE III- Emisión 1 sobre el destino de los fondos y haciendo uso del monto para cumplir el ítem 5 “Capital de Trabajo y/o pago de Pasivos Laborales” se procedió al pago de Bs 1.836.712,40 por concepto de “Pago de Pasivos Laborales”

En fecha 3 de noviembre de 2010 y de acuerdo a lo establecido en el documento de emisión Bonos COBEE III- Emisión 1 sobre el destino de los fondos y haciendo uso del monto para cumplir el ítem 5 “Capital de Trabajo y/o pago de Pasivos Laborales” se procedió al pago de Bs 2.514.643,50 por concepto de “Pago de Pasivos Laborales”

En fecha 22 de octubre de 2010 se comunicó que como resultado de la aceptación del recurso de revocatoria interpuesto por COBEE contra la resolución AE No 99/2010 de 1 de abril de 2010, el día 21 de octubre la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad ha notificado con la Resolución AE No 497/2010 de 20 de octubre de 2010 que aprueba los valores Base de Tarifas, ingresos y gastos; determina la Tasa de Utilidad de COBEE de la Revisión Ordinaria de las gestiones 2006,2007 y 2008; estableciendo como excedente percibido por COBEE en el período 2006-2008 el monto de USD 6,77 millones; y se dispone que el monto excedente del período considerado pase a las cuenta individual de COBEE que

0%

20%

40%

60%

80%

100%

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140%

1979

1980

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1997

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1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

% R

es

pe

cto

de

la

Ge

ne

rac

ión

Pro

me

dio

Año

Potencial de Generación AnualImpacto de la Hidrología (31 años)

88%

116.8

%

Generación potencial promedio = 1,063 [GWh]

forma parte del Fondo de estabilización del mercado Eléctrico Mayorista y declaró concluido el régimen tarifario establecido en el Código de Electricidad aplicable a COBEE.

En fecha 19 de octubre de 2010 y de acuerdo a lo establecido en el documento de emisión Bonos COBEE III- Emisión 1 sobre el destino de los fondos y haciendo uso del monto para cumplir el ítem 5 “Capital de Trabajo y/o pago de Pasivos Laborales” se procedió al pago de Bs 1.476.033,95 por concepto de “Pago de Pasivos Laborales”



En fecha 7 de septiembre de 2010ha comunicado que en su calidad de emisor de los Bonos COBEE III- Emisión 1 procedió al pago de Bs 3.372.936,30 por concepto de “Pago de Pasivos Laborales”

En 31 de agosto de 2010ha comunicado que en su calidad de emisor de los Bonos COBEE III- Emisión 1 procedió al pago de Bs 5.014.018,07 por concepto de “Pago de Pasivos Laborales”

El 14 de julio 2010 en acta de asamblea de tenedores de bonos COBEE, bonos COBEE II y Bonos de COBEE III-Emisión 1, se aceptó la renuncia de Panamerican Securities S.A. a la función de representante Común de Tenedores de Bonos. Y se realizó modificaciones a los compromisos y obligaciones del emisor.

El 7 de mayo de 2010 se ha comunicado que en la reunión de Directorio del 2 de julio 2010, se aprobaron ciertas modificaciones a las características de las emisiones de los Bonos COBEE, Bonos COBEE II, el programa de emisiones Bonos COBEE III, y los Bonos COBEE III-Emisión 1. Asimismo, ha informado que se instruyó presentar la propuesta de cambios contenida, ante las Asambleas de Tenedores de Bonos correspondientes para su aprobación y posterior consignación en las Declaraciones Unilaterales de Voluntad respectivas, los Prospectos de cada Emisión y todo otro documento, acta o escritura pública que sea requerida.

En fecha 19 de marzo del 2010 se ha comunicado el rescate anticipado de 999 Bonos en circulación correspondientes a la serie BPC-E1B-05 de la emisión "Bonos COBEE", mediante modalidad de Sorteo llevado a cabo el 18 de marzo de 2010, quedando pendiente 1 bono que será rescatado en Junio del presente año.

Se ha concluido con la colación de la 1ra. serie de emisión de bonos del Programa de Bonos COBEE III, para lo cual en fecha 18 de marzo del año en curso se ha realizado el Rescate Anticipado de 999 Bonos en circulación correspondientes a la Serie BPC-E1B-05 de la emisión de “Bonos COBEE”, mediante la modalidad de sorteo.

Análisis Financiero del Fideicomiso

Para la elaboración del análisis se ha utilizado los estados financieros del Fideicomiso Bonos - COBEE al 30 de septiembre del 2010. Balance General

Los fondos recaudados por la colocación de la emisión de bonos y por la venta de energía eléctrica se encuentran distribuidos en las siguientes cuentas: disponibilidades por Bs 20,89 millones, inversiones temporarias por Bs 4,53 millones, alcanzando un total activo de Bs 25,42 millones. Estos fondos se mantienen administrados por el Banco de Crédito de Bolivia.

Respecto de los pasivos, estos se encuentran en cero, ya que este patrimonio autónomo solamente es utilizado con el fin de canalizar los ingresos de COBEE

7administrados por el Banco de Crédito de Bolivia. Dentro del

7Incluye los ingresos por la colocación de los bonos y los fondos para el pago de intereses.

Patrimonio el Fondo de Fideicometido es de Bs 27,20 millones, el resultado del periodo presentó pérdidas por Bs 1,20 millones. Lo cual nos llevó a un Patrimonio total de Bs 25,42 millones Estado de Resultados

Al 30 de septiembre del 2010, los ingresos financieros, explicados por los intereses generados por los fondos en las cuentas del fideicomiso, ascendieron a Bs 3.263,63 Se descontaron gastos operativos ascendentes a Bs 1,20 millones, con lo cual el Fideicomiso obtuvo un resultado del periodo negativo de Bs 1,20 millones.

Análisis Financiero

Para la elaboración del análisis se utilizaron Estados Financieros auditados al 31 de diciembre de las gestiones 2005 al 2009 y no auditados a septiembre 2010, los mismos se encuentran presentados en bolivianos.

El año fiscal de la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. inicia en Enero y concluye en Diciembre del año.

Análisis del Balance General

Entre el 2005 y el 2009 los activos totales de COBEE incrementaron de Bs 1.215,84 millones a 1.423,30 millones, lo que representó un incremento de Bs 207,46 millones, (17,06%) en el transcurso de 5 gestiones. A septiembre 2010 se registró un total activo de Bs 2.559,46 millones, constituyendo una disminución de Bs 38,94 millones (1,50%) respecto a junio 2010, explicado principalmente por la disminución de los activos fijos por depreciación. Es por ello que el activo corriente no sufrió una disminución si no un incremento de Bs 6,64 millones (5,09%) explicado por el incremento en los reclamos por seguro y las cuentas por cobrar comerciales.

Por otra parte el pasivo total entre las gestiones 2005 y 2009 presentó una disminución, de Bs 621,26 millones a Bs 460,76 millones, equivalente a Bs 160,51 millones (-25,84%), explicado por las disminuciones en los pasivos de largo plazo en Bs 237,05 millones. A septiembre 2010 los pasivos totales alcanzaron un importe de Bs 468,58 millones, cifra inferior en Bs 13,22 millones (-2,74%) en comparación a junio 2010. Esta disminución se explica principalmente por el menor nivel de las previsiones para indemnización y de la deuda financiera de largo plazo.

El patrimonio entre los periodos 2005 a 2009 tuvo un incremento de Bs 594,57 millones a Bs 962,54 millones, lo que significó un incremento de Bs 367,97 millones (61,88%) en las últimas 5 gestiones explicado por el incremento en ajustes de capital en Bs 126,64 millones, Revalúo técnico de activos fijos por Bs 1.124,35 millones, resultados acumulados por Bs 201,15 millones y ajustes patrimoniales por Bs 39,90 millones. A septiembre 2010 el patrimonio alcanza un importe de Bs 2.090,88 millones, cifra inferior a la registrada en junio 2010 en Bs 25,72 millones o (-1,22%), debido principalmente a la disminución de las reservas por revalúo

técnico.



Los niveles de endeudamiento se encuentran en un rango aceptable debido al incremento patrimonial derivado de las reservas del revalúo técnico registrado en junio 2010, durante el periodo 2005 a 2009 la empresa presenta una disminución en los ratios pasivo total/patrimonio y Deuda Financiera/patrimonio de 1,04 veces en el 2005 a 0,48 veces en el 2009 y de 0,90 veces en el 2005 a 0,38 veces en el 2009. Explicado principalmente por la diminución del pasivo y el incremento del patrimonio.

A septiembre 2010 se registró un ratio de (pasivo total/patrimonio) de 0,22 veces menor al registrado en junio 2010 (0,23 veces) y en diciembre 2009 (0,48 veces). Del mismo modo se pudo evidenciar que el ratio (Deuda financiera/patrimonio) se mantuvo estable entre junio y septiembre (0,17 veces) y presento una disminución respecto a diciembre que alcanzó 0,38 veces. De tal manera se concluye que este indicador muestra un margen

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Total Activo, Pasivo y Patrimonio

(En millones de bolivianos)

Activo Total Pasivo Total Total Patrimonio

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(Veces)(MM US$) Pasivo Total y Endeudamiento Patrimonial

Pasivo Total Pasivo Total / Patrimonio

aceptable para que la empresa pueda realizar proyectos de inversión y mantener un adecuado manejo de endeudamiento de la empresa.

Calidad de Activos y Calidad de Pasivos

A septiembre del 2010, el activo de la empresa se encontró compuesto en su mayoría por activos no corrientes por Bs 2.422,29 millones (94,64% del total de activos), constituido principalmente por activos fijos netos que ascendieron a Bs 2.411,16 millones (94,21% del total de activos) inferior al monto registrado en junio 2010 en Bs 44,73 millones (-1,82%). Es de señalar, que estos porcentajes se encuentran acorde con la naturaleza de las empresas generadoras, que se caracterizan por una importante inversión en inmuebles, maquinarias y equipo, bajo nivel de inventarios y bajas cuentas por cobrar. En cuanto a los activos corrientes (5,36% del total de activos), éstos sumaron Bs 137,17 millones y se componen especialmente por efectivo, cuentas por cobrar comerciales, inventario, reclamos por seguros e inversiones temporales. Entre los activos corrientes la empresa ha registrado variaciones significativas en las cuentas: reclamo por seguro que presentó un incremento de Bs 13,99 millones, inversiones temporales presentó una disminución de Bs 11,72 millones (-31,34%) respecto al junio del 2010 y cuentas por cobrar comerciales que presentaron un incremento de Bs 7,61 millones (23,72%).



Al 30 de septiembre 2010, el pasivo total de COBEE estuvo compuesto de pasivos corrientes por Bs 92,63 millones o 3,62% del total pasivo y patrimonio; y pasivos no corrientes por Bs 375,95 millones o 14,69% del total pasivo y patrimonio. La cuenta más significativa tanto en el pasivo corriente como en el no corriente es la deuda financiera que ascendió a Bs 390,35 millones, menor a la registrado en el trimestre anterior en Bs 1,04 millones (-0,27%), esta cuenta está compuesta por un préstamo hipotecario con el Banco Nacional con un saldo pendiente Bs 11,83 millones y con fecha de vencimiento en febrero de 2019; un segundo préstamo con el Banco Nacional de Bolivia suscrito el 15 de julio de 2008 con vencimiento hasta febrero de 2019 y con un saldo pendiente de Bs 2,69 millones; un tercer préstamo con el Banco Nacional con vencimiento hasta mayo de 2014 con un saldo pendiente de Bs 9,21 millones; un cuarto préstamo con el Banco Mercantil Santa Cruz con vencimiento en mayo de 2014 y con un monto pendiente de Bs 13,38 millones; un quinto préstamo con el Banco Industrial S.A. con vencimiento hasta octubre de 2014 por un monto pendiente de Bs 9,56 millones.; Asimismo la empresa cuenta con tres emisiones pendientes de bonos con un saldo pendiente de Bs 70,70 millones , Bs 144,25 millones y 97,17 millones.

Análisis del Estado de Resultados

Evolución de Ingresos y Gastos

Durante la gestión 2005 a 2008, los ingresos brutos de COBEE han presentado disminuciones de Bs 239,48 millones registrado en el 2005 a Bs 178,25 millones registrado en el 2008. Durante la gestión 2009 estos ingresos presentaron una recuperación y estos presentaron un incremento del 42,66% respecto a los ingresos registrados en el 2008.

Los ingresos brutos, a septiembre 2010, de COBEE fueron Bs 204,12 millones, superiores a los Bs 189,25 millones registrados en similar periodo del año pasado. Por otro lado, el costo de ventas se incrementó en Bs 3,02 millones (3,08%), respecto a septiembre 2009, alcanzando los Bs 101,09 millones.

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Estructura de Activos Totales(En %)

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Pasivo Total y Deuda Financiera(En millones de bolivianos)

Pasivo Total Deuda Financiera



La utilidad operativa alcanzada para este trimestre fue de Bs 52,70 millones superior en Bs 8,06 millones o (18,06%) respecto al mismo período del año anterior. Por otra parte la empresa tuvo ingresos financieros por Bs 2,66 millones y gastos financieros por Bs 22,57 millones, resultando una utilidad neta del ejercicio de Bs 17,53 millones. Inferior a la utilidad registrada en septiembre 2009 que alcanzó Bs 20,41 millones.

Análisis de indicadores de relevancia

Los indicadores de cobertura, (EBITDA/Gastos Financieros 12 meses) presenta niveles moderados de cobertura, durante el periodo 2005-2008 presentó una tendencia decreciente mostrando ratios de 6,75 veces y 1,48 veces, debido a que la empresa contaba con mayores gastos financieros. A diciembre del 2009 este ratio presentó un incremento a 3,61 veces, debido a que durante este periodo el EBITDA a 12 meses, presentó un incremento del 179% entre la gestión 2008 y 2009. A septiembre 2010 el EBITDA/Gastos financieros 12 meses llego a 4,26 veces, ratio superior al registrado en septiembre 2009 (2,74 veces) debido al incremento en el EBITDA en 32,52% respecto a septiembre 2009. Del mismo modo se puede evidenciar el mismo comportamiento con el EBIT/Gastos financieros 12 meses en el gráfico Nº16. A septiembre 2010 el (EBIT/Gastos Financieros 12 meses) alcanzó un nivel de 2,17 veces.



Respecto a la solvencia financiera se tomaron en cuenta dos ratios, los cuales midieron el tipo de financiamiento y la capacidad de la empresa de hacer frente a sus deudas tanto de corto como de largo plazo. Los ratios calculados fueron la Deuda Financiera/EBITDA 12 meses (presenta a septiembre 2010 una cifra de 2,81), lo que muestra que la empresa podrá cubrir su total de deuda financiera en 2,81 años. Por último el Pasivo total/EBITDA 12 meses (que a septiembre 2010 llegó a 3,67) nos muestra que la empresa llegará a cubrir el total de sus pasivos en 3,67 años.

Otros indicadores considerados de relevancia son márgenes de rentabilidad. En el gráfico Nº 18 se observa la evolución del margen bruto, del margen operativo y del margen neto.

El margen bruto durante los periodos 2006 al 2009, gracias a la disminución de los costos de ventas, alcanzó un 46,76% y 45,55%. Durante los periodos 2008 se presentó una disminución en este margen alcanzando 23,31% que fue considerado en nivel más bajo alcanzado, este hecho fue explicado principalmente por la disminución de

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Ingresos y Costos Operativos(En millones de bolivianos)

Ventas Costos Operacionales

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Evolución Histórica de Utilidades(En MM de US$)

Utilidad Operativa Utilidad Neta

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Cobertura de Gastos Financieros

EBITDA / Gastos Financieros (12 meses) EBIT / Gastos Financieros (12 meses)

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Solvencia

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

los ingresos brutos. A septiembre 2010 se puede evidenciar una mejora alcanzando un margen de 50,47% superior al registrado en septiembre 2009 de 48,18% explicado por los mejores resultados operativos de la gestión.

Debido a que la empresa incurre en altos costos operativos, el margen neto y el margen operativo presentaron una amplia brecha. Es por ello que a septiembre del 2010 se el margen operativo alcanzó un 25,82% y el margen neto alcanzó el 8,59% inferior al registrado en septiembre 2009 que alcanzó los 10,78% explicado por los menores ingresos financieros que afectaron a la utilidad neta.



Adicionalmente se realizó los cálculos del ROA y ROE a 12 meses, se puede observar que en la gestiones 2005 a 2009 estos indicadores presentaron una tendencia decreciente pasando de 4,07% para el ROA y 8,32% para el ROE en diciembre 2006 a 1,56% para el ROA y 2,31% para el ROE en diciembre 2009. Dicha disminución se debió a incremento tanto del activo total como del patrimonio, debido a que en el 2009 se realizó el revalúo de los activos fijos que anteriormente fue mencionado además de una disminución de las utilidades en relación a la gestión anterior.

A la fecha tanto el ROE (0,93%) como el ROA (0,76%) a 12 meses de septiembre 2010 presentaron una disminución en comparación de septiembre 2009 donde se registró un ROE (1,63%) y un ROA (1,09%), debido a los mayores niveles de activo y patrimonio.

Gráfico 20


Respecto a la liquidez la empresa presenta adecuados indicadores, como se puede observar en el gráfico Nº 20; los ratios de liquidez general y prueba ácida, al 30 de septiembre del 2010 ascienden a 1,48 y 1,08 veces, respectivamente. Sin embargo, al cierre de la gestión 2009 la liquidez general es inferior y registra 0,71 veces, por otra parte la prueba ácida registró al cierre del 2009 en 0,45 veces, inferior al registrado en el 2010.

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Márgenes de rentabilidad

Margen bruto (acum. en el periodo) Margen operativo (acum. en el periodo)

Margen neto (acum. en el periodo)

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Rentabilidad ROE y ROA

ROA (12 meses) ROE (12 meses)

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Indicadores de liquidez

Liquidez General Prueba Acida

Anexos


COBEE

Estados Financieros Individuales

Miles de Bolivianos

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Balance General

Activo Corriente 252.913 145.083 161.017 121.226 91.906 130.533 93.423 137.174

Activo Corriente prueba ácida 146.604 105.209 79.617 82.741 64.069 107.487 64.069 100.181

Activo No Corriente 962.925 1.157.344 1.304.487 1.305.658 1.331.396 2.467.873 1.337.101 2.422.291

Activo Total 1.215.838 1.302.427 1.465.504 1.426.884 1.423.302 2.598.406 1.430.524 2.559.465

Pasivo Corriente 71.917 89.760 208.960 113.946 129.635 81.235 132.132 92.633

Pasivo No Corriente 549.348 503.920 393.448 414.311 331.123 400.568 339.646 375.949

Pasivo Total 621.265 593.680 602.408 528.257 460.758 481.803 471.778 468.582

Total Patrimonio 594.573 708.747 863.096 898.627 962.544 2.116.603 958.746 2.090.883

Deuda Financiera 534.532 487.570 479.011 429.634 367.237 391.395 386.982 390.353

Corto Plazo 17.802 21.563 126.245 57.739 87.553 40.441 93.683 41.585

Largo Plazo 516.730 466.007 352.766 371.895 279.684 350.954 293.299 348.768

Estado de Ganancias y Pérdidas

Ventas Netas (Ingresos Operacionales) 239.478 272.862 262.473 178.248 254.287 139.892 189.253 204.121

Costos de Ventas (Operacionales) 112.597 145.261 162.036 136.692 138.471 68.053 98.073 101.092

Depreciación 50.870 57.269 67.850 53.327 58.925 38.890 46.541 50.328

Resultado de Operación 76.011 70.332 32.587 -11.771 56.892 32.948 44.640 52.702

Otros Ingresos y Egresos 0 61.974 16.168 4.190 6.460 4.388 5.358 4.335

Ingresos Financieros 3.598 3.751 52.096 84.211 13.068 1.080 17.092 2.658

Egresos Financieros -18.798 -27.882 -27.661 -28.079 -32.074 -16.137 -24.696 -22.571

Utilidad (Pérdida) Neta del Ejercicio 49.472 89.023 55.141 35.531 22.251 7.912 20.410 17.531

EBITDA y Cobertura

Total Ingresos (12 meses) 239.478 272.862 262.473 178.248 254.287 267.114 234.339 269.155

Costos de Ventas (12 meses) 112.597 145.261 162.036 136.692 138.471 144.463 138.000 141.490

Utilidad Neta (12 meses) 49.472 89.023 55.141 35.531 22.251 14.454 15.651 19.373

Margen bruto (acum. en el periodo) 52,98% 46,76% 38,27% 23,31% 45,55% 51,35% 48,18% 50,47%

Margen operativo (acum. en el periodo) 31,74% 25,78% 12,42% -6,60% 22,37% 23,55% 23,59% 25,82%

Margen neto (acum. en el periodo) 20,66% 32,63% 21,01% 19,93% 8,75% 5,66% 10,78% 8,59%

EBIT (12 meses) 76.011 70.332 32.587 -11.771 56.892 55.066 27.706 64.953

EBITDA (12 meses) 126.881 127.601 100.437 41.556 115.816 122.652 96.339 127.665

Gastos Financieros (12 meses) 18.798 27.882 27.661 28.079 32.074 31.089 35.100 29.949

EBIT / Gastos Financieros (12 meses) 4,04 2,52 1,18 -0,42 1,77 1,77 0,79 2,17

EBITDA / Gastos Financieros (12 meses) 6,75 4,58 3,63 1,48 3,61 3,95 2,74 4,26

Solvencia

Pasivo Corriente / Pasivo Total 0,12 0,15 0,35 0,22 0,28 0,17 0,28 0,20

Pasivo No Corriente / Pasivo Total 0,88 0,85 0,65 0,78 0,72 0,83 0,72 0,80

Deuda Financiera / Pasivo Total 0,86 0,82 0,80 0,81 0,80 0,81 0,82 0,83

Pasivo No Corriente / Patrimonio 0,92 0,71 0,46 0,46 0,34 0,19 0,35 0,18

Deuda Financiera / Patrimonio 0,90 0,69 0,55 0,48 0,38 0,18 0,40 0,19

Pasivo Total / Patrimonio 1,04 0,84 0,70 0,59 0,48 0,23 0,49 0,22

Pasivo No Corriente / EBITDA (12 meses) 4,33 3,95 3,92 9,97 2,86 3,27 3,53 2,94

Deuda Financiera / EBITDA (12 meses) 4,21 3,82 4,77 10,34 3,17 3,19 4,02 3,06

Pasivo Total / EBITDA (12 meses) 4,90 4,65 6,00 12,71 3,98 3,93 4,90 3,67

Rentabilidad

ROA (12 meses) 4,07% 6,84% 3,76% 2,49% 1,56% 0,56% 1,09% 0,76%

ROE (12 meses) 8,32% 12,56% 6,39% 3,95% 2,31% 0,68% 1,63% 0,93%

Liquidez

Liquidez General 3,52 1,62 0,77 1,06 0,71 1,61 0,71 1,48

Prueba Acida 2,04 1,17 0,38 0,73 0,49 1,32 0,45 1,08

Capital de Trabajo 180.996 55.323 -47.943 7.280 -37.729 49.298 -38.709 44.541

Capital de Trabajo Neto Requerido 154.986 24.129 -87.876 -27.824 -50.673 31.198 -49.470 24.207

Cuadro 9 : Resumen Financiero

compañía boliviana de energía eléctrica s.a. - … ii_sep10.pdf · el crecimiento en el corto y...

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