empresa elÉctrica del perÚ s.a. -...

Octubre 18, 2011

EMPRESA ELÉCTRICA DEL PERÚ S.A. - ELECTROPERÚ ELECPBC1

Valor fundamental de la acción S/. 3.893 y valor a 12 meses S/. 4.181

Precio de la acción

2007 2008 2009 2010

Utilidad Neta (PEN 000) 153,854 180,017 269,224 206,325

Acciones en Circulación (miles) 1,778,357 1,717,599 1,706,041 1,696,104

EBITDA/Ventas 41.4% 47.4% 56.0% 56.9%

Margen Bruto 36.1% 43.1% 50.4% 50.5%

Utilidad por Acción (PEN) 0.0865 0.1048 0.1578 0.1216

Valuación (en Miles de Nuevos Soles)

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Flujo de Caja Libre 401,225 382,762 376,468 364,524 346,473 320,156

VAN

PEN 6,602,458

7,796,575

Costo de Capital Tasa Libre de Riesgo 3.29% Pasivo (PAS) 25.4%

Prima de Mercado 6.03% Patrimonio (PAT) 74.6%

Tasa Riesgo País 1.57% Beta apalancado 0.564

Costo del Accionista (re) 8.26% Beta del Sector 0.456

CPPC 7.41%

Perfil General de la Empresa Ubicación: Prolongación Pedro Miotta 421, San Juan de Miraflores, Lima, Perú

Industria: Sector generación de energía eléctrica.

Descripción: Electroperú es una empresa estatal peruana de derecho privado

dedicada a la generación, transmisión y comercialización de energía y potencia

eléctrica a partir de recursos hídricos. En los últimos años pretende diversificar

su matriz de generación energética con gas natural y otras fuentes renovables.

Productos y Servicios: Generación de potencia y energía eléctrica

Dirección de Internet: http://www.electroperu.com.pe/

Analistas: Director de Investigación:

Dávila del Águila, Jaime

[email protected]

Eduardo Court

[email protected]

Mongrut Vasconcellos, Martín

[email protected]

Osterloh Cueto, Bruno

[email protected]

Asesor: Juan O’Brien

[email protected]

Rivera Montoya, Marcos

[email protected]

http://www.electroperu.com.pe/

mailto:[email protected]



Reporte Financiero Burkenroad Perú – (Electroperú S.A.)

2

RESUMEN DE

INVERSIÓN

Mediante el método de flujos de caja descontados (FCD) se obtuvo un valor actual neto

para Electroperú de S/. 6,602,458 miles de nuevos soles. Los flujos se descontaron a

una tasa de 7.41% anual que corresponde a la estimación del Costo de Capital

Promedio Ponderado (CPPC). Para obtener el CPPC, se consideró el costo de la deuda

y del patrimonio, tomando como beta del sector a 0.46 así como indicadores de

mercado y riesgo propios de la empresa y la industria relevante.

No se realizó ponderación de los métodos de valoración dado que no se considera

relevante para el análisis de la Compañía y no presenta negociación de los valores

inscritos. A continuación se presenta un rango intercuartil de precios, siendo el valor

fundamental de la acción de S/. 3,893 y el valor estimado a 12 meses de S/. 3.701

Tabla 1: Rango de precios para ELECPBC1

Valor mínimoCuartil

inferiorMediana

Cuartil

superiorValor máximo

S/. 2.810 S /. 3.165 S/. 3.701 S/. 4.188 S/. 6.538

Rango intercuartil de cotización ELECPBC1

Fuente: Análisis de los autores, considerando diversos escenarios.

TESIS DE

INVERSIÓN

En los últimos cinco años la demanda por energía eléctrica ha experimentado un

crecimiento promedio sostenido del 7% anual, y desde el año 2000 un incremento

acumulado de la demanda del 75%. Actualmente se consideran oportunidades para

inversiones en generación eléctrica y se presentan condiciones favorables para

alianzas estratégicas con otras generadoras pequeñas dirigidas a la ampliación y

diversificación de las fuentes de generación, lo que abarataría costos.

El incremento de los clientes libres en la estructura de demanda de energía y

potencia es una oportunidad para lograr mayor previsibilidad en los ingresos y una

matriz de generación combinada que le permitirá obtener mayores márgenes; lo que

es adecuado para inversionistas adversos al riesgo y con horizontes de inversión de

mediano y largo plazo.

De igual manera, Electroperú se encuentra poco apalancado, con capacidad para

captar capital y desarrollar nuevos proyectos que ampliarían la capacidad instalada.

VALUACIÓN

Tabla 2: Valuación de Electroperú (miles de nuevos soles)

Año 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Flujo de caja libre 401,225 382,762 376,468 364,524 346,473 320,156

Perpetuidad 7,796,575

VAN 6,602,458 Fuente: Análisis de los autores

ANÁLISIS DE LA

INDUSTRIA

1. Evolución de la actividad económica

La producción nacional durante el año 2010 creció en 8.78% respecto al año previo,

ello significó la recuperación en su dinamismo luego de la desaceleración registrada

durante el año 2009 (1.02%) debido a la crisis financiera internacional; en este sentido,

la economía peruana contabiliza doce años consecutivos de expansión.

El crecimiento del 2010, se asocia a la recuperación registrada tanto de la demanda

interna, como la externa. A nivel sectorial, en el año 2010 destacan el crecimiento de la


3

construcción, manufactura, comercio, financiero y seguros, servicios prestados a

empresas, electricidad y agua, restaurantes y hoteles, transporte y comunicaciones,

agropecuario y servicios de gobierno.

A pesar que las expectativas entre los agentes económicos se han deteriorado por el

escenario de riesgo a nivel internacional, con un menor crecimiento mundial que

afectaría las exportaciones tradicionales y no tradicionales, las proyecciones para el

crecimiento de la economía por el periodo 2011-2013 no es tan pesimista, esperándose

un crecimiento del 6% anual, como se muestra a continuación:

Figura 1: Proyección del crecimiento del PBI: 2011-2013 (var.% anual del PBI en

cada trimestre)

Fuente: Reporte de Inflación. Septiembre2011. Banco Central de Reserva del Perú

2. Evolución del sector de energía eléctrica

Durante el año 2010, el sector electricidad y agua registró un aumento de 7.69%,

debido al incremento del subsector electricidad en 8.37% y del subsector agua en

1.54%. Cabe indicar que la producción de electricidad proveniente de las centrales

térmicas de uso público se incrementó en 21.25%, explicado por la mayor producción

en la generación de energía térmica de las generadoras Kallpa, Ventanilla, Chilca 1,

Santa Rosa (TG8 y UTI) e Ilo (1 y 2), entre las principales. Asimismo, aumentó

ligeramente la generación de electricidad de origen hidráulico de uso público en 0,73%,

debido a la mayor disponibilidad de agua en la represa del río Chili (43.47%), lago

Junín (12.20%) y lagunas Edegel (3.23%).

Cabe destacar la mayor participación lograda durante el año 2010 de la generación de

energía de origen térmico (40.08%) en la producción total de energía, explicada

principalmente por el mayor uso del gas de Camisea. Es importante señalar que las

variaciones en la cotización internacional del petróleo pueden elevar los costos

marginales del sector eléctrico, pero estas no se trasladan inmediatamente a la tarifa

eléctrica, debido a que el OSINERGMIN modifica las tarifas una vez al año. De esta

manera, no se espera que las abruptas variaciones del precio del petróleo alteren las

tarifas en lo absoluto.

Finalmente, cabe indicar que el resultado positivo en la producción de energía eléctrica

en el periodo bajo análisis, es explicado principalmente por la mayor producción de

Kallpa Generación S.A. (159.29%), SN Power Perú S.A. (34.59%), Empresa Eléctrica

de Piura, (27.21%) y Empresa de Generación Eléctrica Arequipa S.A. (20.57%), entre

las principales.


4

3. Mercado de energía eléctrica y posición competitiva1

3.1 Oferta

A partir de la implementación de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 2

, el

mercado se encuentra segmentado en tres actividades:

(a) Generación: encargada de producir energía y potencia eléctrica; pudiendo

ser ésta de origen hídrico, la cual concentra alrededor del 58.48% del total; o

térmica, que aporta entre sus diversas fuentes, el 41.52% restante. Estas se

concentran en cuatro grandes empresas que centralizan su generación para

empresas locales aunque también se ha incursionado en la exportación de

energía y potencia eléctrica a Ecuador.

Figura2: Distribución de la Energía por Tipo de Fuente Energética

2010 en el Perú Fuente y Elaboración COES

(b) Transmisión: encargada de transportar la energía. Dicha actividad es

considerada un monopolio natural, dado que presenta economías de escala

(por el uso de una sola red), de alcance (la energía eléctrica transportada no

almacenable se la considera como un multiproducto, siendo el costo de

proveerlo en conjunto inferior a la suma de los costos de brindarlo por

separado) y de densidad (al existir capacidad no utilizada, resulta más

eficiente incrementar la carga sobre el sistema antes que construir uno

nuevo).

(c) Distribución, se encarga del transporte desde las subestaciones hacia los

consumidores finales. Entre los clientes destacan los industriales,

comerciales, mineros y residenciales.

Debe mencionarse que estas dos últimas actividades se encuentran reguladas por el

Órgano Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN),

mientras que el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), se encarga

del cumplimiento de los programas de operación. Sin embargo, cabe precisar que

las empresas distribuidoras se encuentran facultadas para efectuar la venta de

1 Estadísticas de Operaciones 2010 COES –SINAC. http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/estadistica/estadanual.aspx 2 Disponible en: http://www2.osinerg.gob.pe/MarcoLegal/pdf/LEYCE-DL25844.pdf


5

energía eléctrica a clientes libres3 de acuerdo a lo indicado en la Ley para asegurar

el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica –Ley N°28832.

3.2 Demanda

La demanda por energía y potencia en el SEIN, durante el año 2010, fue 8.79%

superior a aquella presentada en el 2009. Cabe indicar que por el lado de la

demanda, es posible distinguir dos segmentos: el libre y el regulado. El mercado

libre está conformado por clientes que tienen un nivel de consumo de energía con

potencia superior a 1MW. En dicho segmento interactúan los grandes demandantes

junto a los generadores o distribuidores los cuales se encuentran autorizados por

OSINERGMIN para la venta de energía eléctrica. Asimismo, cabe señalar que el

mercado establece el precio, que sirve como referencia para el cálculo del precio en

barra.

Por su parte, el mercado regulado, donde se consume energía con potencias

menores a 1MW, los ofertantes son las empresas de distribución y los precios

(tarifas en barra) son fijados por el ente regulador.

En este sentido, considerando la interacción de la oferta y la demanda, el mercado

interno de energía eléctrica se encuentra compuesto como se muestra en el

siguiente gráfico:

Figura 3: Estructura interna del mercado de energía eléctrica en el

Perú Fuente: COES-SIAC

4. Perspectivas del sector eléctrico

La solidez de los fundamentos económicos del Perú viene impulsando el desarrollo de

nuevos proyectos en los sectores comercial, industrial y residencial; los cuáles son

grandes demandantes de electricidad y requieren asegurar su abastecimiento para el

desarrollo normal de sus procesos. Asimismo, las modificaciones que se vienen dando

3 En el artículo 1 de la Ley N°28832 se define a clientes libres como a aquellos usuarios no sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que

consumen, y como Grandes Usuarios, a los usuarios libres con potencia contratada igual o mayor a 10 MW, o agrupaciones de usuarios libres con potencia

contratada total de al menos 10 MW. Los Grandes Usuarios pueden participar en el Mercado de Corto Plazo, donde la compra y venta de energía se efectúa

sobre la base de los costos marginales de corto plazo. Esta Ley establece que los usuarios con máxima demanda anual, en un rango a establecerse en el

correspondiente Reglamento, podrán acogerse, a su elección, a la condición de Usuario Libre o Regulado.


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dentro del marco normativo vigente tienen como objetivo mejorar el abastecimiento de

la electricidad a los consumidores finales y promover las inversiones. Además, se viene

impulsando el uso de recursos energéticos alternativos renovables, para diversificar las

fuentes de energía

DESCRIPCIÓN DE

LA COMPAÑÍA

Electroperú S.A. es una empresa estatal de derecho privado, cuyas acciones pertenecen

en su totalidad por Decreto Ley N° 19990, al Fondo Consolidado de Reservas

Previsionales (FCR), teniendo como objetivo dedicarse a las actividades propias de la

generación, transmisión por el sistema secundario de su propiedad y comercialización

de potencia y energía eléctrica, con el fin de asegurar el abastecimiento oportuno,

suficiente, garantizado y económico de la demanda de energía eléctrica.

Electroperú cuenta con dos centrales hidroeléctricas, que conforman el Complejo

Hidroeléctrico Mantaro, con una capacidad instalada de 1,008 MW y una Central

Térmica ubicada en el departamento de Tumbes con una capacidad instalada de 18

MW. El Complejo Hidroeléctrico del Mantaro es el principal centro de generación del

país que abastece el 34,3% de la demanda del Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional (SEIN) y cuya generación equivale al 31% de la demanda nacional, según

estadística del año 2003.

El Complejo Hidroeléctrico Mantaro explota el desnivel de 1000 metros producido en

la primera de las dos curvas formadas por el río Mantaro en su discurrir a la cuenca del

río Amazonas. Comprende dos centrales hidroeléctricas en cascada:

La primera Central, que toma las aguas del río Mantaro a través de un túnel de

19,8 kilómetros, se denomina “Santiago Antúnez de Mayolo – SAM”, con 798

MW de potencia instalada, fue construida en dos etapas: la primera que entró

en operación en 1973, que comprende los grupos 1, 2 y 3; y la segunda en

1979, con los grupos 4, 5, 6 y 7.

La segunda Central toma las aguas turbinadas de SAM, denominada

“Restitución – RON”, con 210 MW de potencia instalada y entró en operación

en al año 1985.

Clientes de la Compañía

Las ventas de Electroperú están orientadas a dos tipos de clientes: empresas

distribuidoras y clientes libres ubicados en diferentes zonas del país a los cuales se les

suministra el 88% y 12% de su producción respectivamente. Destacan Edelnor S.A. y

Luz del Sur S.A., que abastecen a la ciudad de Lima y Electrosur Medio S.A.,

Hidrandina S.A. y Electro Norte S.A., que abastecen al interior del país. Entre los

clientes libres destacan Aceros Arequipa S.A., Conenhua, Minera Cerro Verde y

Metalúrgica Peruana. La electricidad vendida proviene de tres fuentes: generación

propia, compras inter-generadoras y transacciones en el Comité de Operación

Económica del Sistema (COES).


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S/. -

S/. 200,000

S/. 400,000

S/. 600,000

S/. 800,000

S/. 1,000,000

S/. 1,200,000

S/. 1,400,000

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2008 2009 2010 2011 proy. 2012 proy.

Ventas a distribuidoras Ventas a clientes libres Servicios complementarios Ventas (en miles de S/.)

Figura 4: Estructura proyectada de ventas por destino (% y en miles de nuevos

soles)

Objetivos y estrategias de negocio de la Compañía

El objetivo principal de Electroperú es contar con la disponibilidad y confiabilidad de

su infraestructura que aseguren una generación que incremente productividad y

rentabilidad. Para ello mantienen una serie de estrategias dirigidas a optimizar su

gestión, como el desapalancamiento financiero, gestión de alianzas estratégicas para

diversificación sus fuentes de generación; negociación de contratos a largo plazo con

clientes libres (proyectos mineros específicamente) y distribuidoras en tramos cortos;

así como la priorización de contratación máxima de la energía firme a largo plazo para

asegurar ingresos estables.

Dentro del análisis estratégico se puede mencionar la matriz FODA para Electroperú,

en el cual destaca la importancia de la oportunidad generada en base a las alianzas

estratégicas para reducir el costo de fuentes de generación:

Tabla 3: Análisis FODA de Electroperú

Fortalezas Debilidades

1. Mayor empresa de generación hidroléctrica del país con un bajo

costo de generación1. Contingencias legales significativas

2. Contratos de suministro de mediano y largo plazo2. Falta de independencia en gestión para planeamiento y ejecución

de nuevos proyectos de inversión

3. Ubicación estratégica de las instalaciones con personal

experimentado3. Matriz energética concentrada: agua

Oportunidades Amenazas

1. Nuevos proyectos de inversión que requieren fuentes de energía

rápida y a bajo costo.

1. Incentivo al consumo del gas natural ha incentivado inversiones

en generadoras de ciclo combinado

2. Oportunidad para consolidar a pequeñas generadoras y asegurar

posicionamiento y abaratar matriz de costos de generación.

2. Cambios climáticos pueden afectar negativamente flujo agua

hacia las instalaciones.

3. Mercado flexible de clientes (regulado, libre y COES) 3. Control en tomas de decisiones financieras

Aspectos relevantes del sector

Un aspecto a destacar es el incentivo otorgado a los proyectos de inversión basados en

el uso de gas natural y que han dado como consecuencia un mayor dinamismo en el

sector generador sobre la base de empresas generadoras privadas de ciclo combinado

(hidro y térmica) poseyendo incluso una estructura de costos inferior a Electroperú.

Esto ha afectado tanto la determinación de los precios barra para las distribuidoras

como el precio promedio de clientes libres, convirtiendo al sector en altamente

competitivo.

ANÁLISIS DE LA

COMPETENCIA

En el sector eléctrico generador, es importante mencionar que el principal problema

radica en la dificultad de definir la extensión del mercado relevante, ya que el número


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de generadores diferentes que compiten directamente entre sí dependen de la fortaleza

del resto del sistema como la transmisión y distribución; así como de la capacidad de

las interconexiones entre las diferentes áreas geográficas. Ello se debe a que cuando se

produce una congestión en un punto de la red, parte del sistema queda aislado y por el

tiempo que dure la congestión, los generadores que se encuentran en el área

congestionada son los únicos en condiciones de proveer la energía. A ello hay que

adicionar el hecho que la respuesta de la demanda a variaciones en precio es muy baja.

Se observan asimismo diferentes condiciones de competencia a lo largo del día,

dependiendo del tamaño de la demanda. Algunas características relevantes para el

sector:

La electricidad no se puede almacenar. Ello reduce el tamaño de los mercados en

tanto temporalidad, ya que el tamaño del mercado está dado por la demanda

instantánea y no por la demanda acumulada a lo largo de un periodo extenso de

tiempo, como lo sería en el caso de bienes ordinarios.

La demanda de energía eléctrica presenta una importante variabilidad tanto en el

corto como en el largo plazo. La oferta para alcanzar los estándares de consumo

adecuados, debe ser continua, confiable y mantener regularidad en la frecuencia y

voltaje, para lo cual el sistema debe mantener reservas específicas. La oferta siempre

debe tener una importante capacidad excedente para poder atender los picos horarios

de demanda, lo que se denomina “márgenes de reserva”. A medida que la cartera de

clientes de un generador se amplía y diversifica, los costos por cliente de mantener

los márgenes de reserva decrecen, por lo que para compensar por lo general se

contratan “servicios complementarios” como tensión sostenida, potencia y tensión

ininterrumpida, etc.

La matriz energética es variada, siendo la hidroeléctrica la fuente menos costosa con

una tasa de crecimiento para el periodo 2006-2010 del 2%, sin embargo los proyectos

de ampliación de gas, han incentivado para que la generación por termoeléctricas

haya experimentado en el mismo periodo un crecimiento del 16% y en los últimos

dos años de un 51%. En el parque de generación existen 45 centrales eléctricas

mayores de 20 MW que operan para el mercado eléctrico y suman una capacidad

instalada total de 6,294 MW. Este grupo se compone de 21 centrales hidroeléctricas

con un total de 2,927 MW y 24 son centrales termoeléctricas con un total de 3,367

MW. Entre las centrales termoeléctricas, 9 operan con gas natural y alcanzan un total

de 2,443 MW.

El sector se encuentra concentrada en cuatro empresas (Electroperú, Edegel, Enersur y

Kallpa Generación) que producen el 68% del total de energía y potencia generada y el

factor diferenciador de estas es el tipo de fuente que utilizan:

Tabla 4: Producción de energía y potencia eléctrica del sector

Hidráulica Térmica Hidráulica Térmica Eólica Hidráulica Térmica Eólica

8 EDEGEL S.A.A. 3,457.72 4,121.51 46% 54% 23%

21 Electroperú S.A. 7,052.71 168.54 98% 2% 22%

30 ENERSUR S.A. 692.59 3,996.00 15% 85% 14%

36 KALLPA GENERACIÓN S.A. 3,211.08 100% 10%

Las otras (42) 8,199.75 2,174.01 164.64 306.04 1.23 77% 23% 0% 32%

Total por sistema y origen 19,402.77 13,671.15 164.64 306.04 1.23

Total por sistema

Como parte

del sistemaNombre de la empresa

SEIN (en GW) SS AA (en GW) Por tipo de fuente (en % )

33,073.91 471.90 Fuente: COES-MIEM

Un análisis financiero de estas competidoras muestra asimismo que sus resultados

dependen en gran parte de la estructura de su fuente de generación, de ahí la

importancia a la inversión en activos de generación


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Tabla 5: Análisis comparativo de competidores directos

Hidro TérmicaMargen

EBITDA

Margen

Bruto

Deuda neta/

patr.netoROE ROA

Market cap.

(en miles)

Precio /

valor

libros X

EV /

EBITDA X

ELECTROPERÚ S.A. Perú ELECPBC1 98% 2% 56.9% 50.5% 34.0% 9.4% 7.0% n.d. n.d. n.d.

EDEGEL S.A.A. Perú EDEGELC1 52% 48% 50.2% 32.8% 75.2% 8.9% 4.8% 4,587,337S/. 1.9 X 11.3 X

ENERSUR S.A. Perú ENERSUC1 24% 76% 40.8% 20.3% 128.9% 32.3% 12.3% 4,499,326S/. 7.3 X 14.0 X

COLBÚN S.A. Chile COLBUN 49% 51% 25.4% 11.0% 28.5% 3.2% 1.9% 2,349,846USD 1.4 X 23.1 X

ISAGEN S.A. Colombia ISAGEN 87% 13% 80.4% 45.4% 11.9% 16.1% 8.3% 7,087,787USD 2.2 X 11.1 X

Indicadores bursátiles

Compañía Ubicación Ticker

Tipo de Generación Márgenes y apalancamiento Indicadores

Fuente: COES, Economática, SFC (Colombia), SVS (Chile), memorias empresas citadas

Elaboración: propia

DESEMPEÑO Y

CONOCIMIENTO

DEL DIRECTORIO

Y GERENCIA

Directorio

El Directorio actual de ELECTROPERÚ está conformado por cinco miembros, los

mismos que son designados por el FONAFE. Este directorio no ha tenido mayor

modificación significativa que la designación de un nuevo Presidente realizada a finales

del 2010.

Tabla 6: Directores de Electroperú al 31.12.2010

Directores Cargo Incorporación

Ing. Luis Alejandro Bedoya Wallace Presidente del Directorio Desde 2010.10.10

Dra. Mariana Cazorla Quiñones Director Desde 2006.04.27

Dra. Silvia Ruiz Zárate Director Desde 2006.11.16

Dr. José Guillermo Quiñones Huldisch Director Desde 2008.12.30

Dr. Leonardo José Caparrós Gamarra Director Desde 2010.01.20

Fuente: Memoria Anual ELECTROPERU 2010-2009

Breve reseña de los Directores

Ing. Luis A.Bedoya Wallace; Ingeniero Civil de la UNI, con estudios de maestría en

Gestión Ambiental y Desarrollo Sostenible en la Escuela de Post Grado de la

Universidad Nacional Federico Villarreal. Miembro de diversas empresas privadas y en

el sector público de Electricidad se desempeñó como Presidente del Directorio de

ETECEN S.A.

Dra. Mariana Cazorla Quiñones; Abogada de la PUCP, con estudios de

especialización en contratos realizado en la Universidad Iberoamericana de México. Ha

sido directora de las empresas EGECEN y EGEMSA. Desde 1997 se desempeña como

Asesora legal del Viceministro de Energía, en el Ministerio de Energía y Minas. Ha

sido durante el periodo 1999-2000 Asesora legal del Comité Especial Proyecto

CAMISEA (CECAM) para la elaboración de los contratos de suministro de gas natural.

Dra. Silvia Ruiz Zárate; Magíster en Administración, egresada de ESAN. Con

estudios de post grado en Kenan Flagler Business School, UNC -EE.UU. Abogada, con

estudios de post-grado en Arbitraje y Derecho del Consumidor de la Universidad de

Castilla de la Mancha - España. Diplomada en Gerencia Social para Directivos del

Instituto de Desarrollo Social y Banco Interamericano de Desarrollo Social (INDES-

BID). Especializada en Derecho Administrativo y Contrataciones. Actualmente es

asesora principal de la Superintendencia Nacional Adjunta de Aduanas (SUNAT), ha

sido consultora de la Cooperación Alemana al Desarrollo en su Programa de

Gobernabilidad (GTZ). Fue asesora del Directorio del Grupo Distriluz, elaborando

estudios de viabilidad y propuesta estratégica de fusión de las cuatro empresas

eléctricas del Grupo. Asimismo, del año 1999 al 2002, fue Jefe de Créditos y Cobranzas

de Hidrandina S.A., siendo responsable de la gestión de la cartera morosa y miembro


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del Comité Corporativo de Cobranzas y Recuperaciones.

Dr. José G.Quiñones Huldisch; Economista, egresado PUCP, con estudios de

Doctorado de la Universidad en Desarrollo Económico de la Facultad de Derecho y

Ciencias Económicas de la Universidad de París. Funcionario del Banco Central de

Reserva del Perú (1968-1982). Miembro y vicepresidente de la Junta de Administración

del Fondo Nacional de Propiedad Social (1977-1981); Director General de Asuntos

Económicos y asesor del Viceministro de Economía del Ministerio de Economía y

Finanzas – MEF (1980 - 1981); Director del Banco de Fomento Agrario como

representante del MEF (1980-1983); Gerente del Banco Exterior de los Andes y de

España (1982 al 1993); Gerente General de la Corporación de Inversiones

Latinoamericana – Sociedad Agente de Bolsa (1994-1995); Director (1995-1997) y

Presidente del Directorio (desde marzo 2010) de la mencionada Corporación de

Inversiones Latinoamericana; asesor de la Gerencia de Finanzas de la Oficina de

Normalización Previsional – ONP (1998-2001). Desde febrero 2001, Director de

Inversiones de la ONP y Secretario del Directorio del Fondo Consolidado de Reservas

Previsionales – FCR

Dr. Leonardo Caparrós Gamarra; Abogado por la PUCP, colegiado en el Colegio de

Abogado de Lima (2001) y candidato a Magíster en Ciencias Políticas por la misma

casa de estudios (PUCP -2008). Ha llevado cursos sobre Gestión de Patrimonios en la

Universidad Complutense de Madrid (2002). Ha sido entre 1997 y el 2002, asociado en

importantes firmas de abogados en Lima, encargado de temas corporativos, derechos de

propiedad, contratos internacionales, privatizaciones y concesiones eléctricas, habiendo

participado en los procesos de privatización de la Empresa Eléctrica de Piura, Edelsur,

Etevensa, Electro Norte, entre otras. Desde noviembre de 2010, se desempeña como

Viceministro de Justicia del Ministerio de Justicia del Perú.

Cabe mencionar que no se ha detectado intereses contrapuestos en las actividades

adicionales que realizan los directores para con Electroperú.

Gerencia

La plana gerencial está compuesta por profesionales de reconocida trayectoria en el

sector y son los encargados del cumplimiento del plan estratégico que se establecen

cada cuatro años (actualmente se viene desarrollando el Plan Estratégico 2009-2013) y

que buscan alinear los objetivos estratégicos del sector, de FONAFE y de Electroperú.

Al ser Electroperú una empresa estatal de actividad privada, cualquier plan de sucesión

dentro de las gerencias contiene necesariamente un componente político al constituirse

como cargos de confianza; y no se prevé cambios significativos en los próximos dos

años. Con respecto a esquemas de incentivos para la gerencia, sea por gestión o

resultados, estos no se encuentran planteados en el Plan Estratégico ni en el Manual

Orgánico de la compañía.

A finales del 2010 la estructura de las principales gerencias es la siguiente:

Tabla 7: Plana gerencial al 31.12.2010

Gerentes Cargo Incorporación

Ing. César Raúl Tengan Matsuhara Gerente General Desde 2006.11.16

Ing. José Barbe Pflucker Gerente de Producción Desde 2008.04.01

Ing. Carlos Torres Tuesta Gerente Comercial Desde 2008.04.01

Ing. Luis Guillermo Horna Díaz Gerente de Proyectos Desde 2010.11.16

Sr. Germán Velásquez Salazar Gerente de Administración y Finanzas Desde 2004.07.12

Econ. Luis Garrido Martínez Subgerente de Planificación y Control Desde 2008.08.06

Fuente: Memoria Anual ELECTROPERU


11

Respecto de un comparativo con empresas competidoras locales, el retorno sobre el

capital invertido (ROIC)4 como indicador de gestión y el retorno sobre activos (ROA)

indican que ha sido relativamente estable en el transcurso de los últimos tres años, sin

embargo estos indicadores podrían estar distorsionados por la importancia política que

representa como empresa estatal.

Tabla 8: Desempeño de la gestión según ROIC del sector

CompañíaROIC

2008

ROIC

2009

ROIC

2010

Promedio

ROICROA

ELECTROPERÚ 11.20% 14.79% 12.94% 12.98% 7.04%

EDEGEL S.A. 7.48% 2.50% 7.70% 5.89% 4.80%

ENERSUR S.A. 23.20% 15.15% 16.12% 18.15% 12.30%

Fuente: Información financiera empresas en SMV

ANÁLISIS DE LOS

ACCIONISTAS

Electroperú es una empresa estatal de derecho privado, cuyo único accionista es el

Fondo Consolidado de Reservas Provisionales (FCR), mientras que la administración

de las acciones está a cargo del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad

Empresarial del Estado (FONAFE). Orgánicamente, su capital social está formado por

dos tipos de acciones, siendo únicamente las de Clase B las inscritas pero que a la fecha

no han sido negociadas.

Tabla 9: Distribución de acciones de Electroperú

Tipo de acciones Monto Porcentaje

Acciones Clase A 1,526,494,135 90%

Acciones Clase B 169,610,459 10%

Total 1,696,104,594 100% Fuente: Memoria 2010 Electroperú

ANÁLISIS DE

RIESGO

Riesgos de Mercado

Riesgo de demanda

La Compañía no se encuentra expuesta significativamente al riesgo de demanda, dado

que se observa un crecimiento sostenido de esta y al bajo costo de generación de esta,

sin embargo en el corto y mediano plazo se estarían consolidando otras empresas

generadoras con ciclos combinados con gas natural lo que les permitiría abarcar

proyectos de manera más rápida que el incremento en infraestructura netamente

hidráulica, esto sin considerar probables períodos de estiaje. Para ello, Electroperú

busca mantener una cartera diversificada de clientes, incluso se encuentra en la

posibilidad de concretar sus ventas con clientes libres de ser el caso.

Riesgo de Costos

La Compañía enfrenta un riesgo de variación de costos relativamente estable ya que el

insumo principal para su actividad es el agua. Las variaciones en la estructura del costo

de ventas en el período 2009-2010 se ha debido a la contratación de generación

adicional para ampliación de reserva al interior del país, así como a la exportación de

los excedentes de energía y potencia al Ecuador. Al no darse economías de escala en la

generación de electricidad y potencia, los costos de la Compañía podrían incrementarse

significativamente de acuerdo a la cantidad de energía generada.

4 ROIC=NOPAT/Capital invertido; donde Capital invertido=obligaciones financieras+patrimonio neto; y NOPAT=Utilidad neta-deprec-

ing.fin.+gastos financieros

Comentario [D1]: Por confirmar


12

Riesgo de Precios La Compañía no enfrenta directamente el riesgo de variación en los precios, ya que

estos son regulados por el COES (precio en barra), por lo que no espera que estos

varíen de manera desfavorable significativa ni repentinamente.

Riesgo de Tipo de cambio

La Compañía enfrenta el riesgo de la exposición al diferencial cambiario, sin embargo

en los últimos dos años ha experimentado una posición pasiva neta que de seguir

manteniéndose la apreciación del nuevo sol, le favorecería; dado que al final del

ejercicio 2010 presenta una ganancia neta por diferencia cambiaria. Cabe mencionar

que Electroperú no se cobertura con instrumentos financieros.

Riesgo de Tasa de interés La Compañía no enfrenta este riesgo significativamente ya que la deuda de largo plazo

ha sido cancelada a inicios del 2010 reduciéndose significativamente el servicio de

deuda por intereses, de igual manera el otro componente importante de deuda

correspondiente a la adquisición de acciones de subsidiarias de Electrolima en 1997 no

devengan intereses. El resto de las acreencias de largo plazo se capitalizadas. Se

observa que no hay un apalancamiento significativo.

Riesgos Financieros

Riesgo de Crédito

La empresa atiende una amplia base de clientes por lo que no se encuentra expuesta de

forma significativa a una concentración de cartera por cobrar.

Riesgo de Liquidez

La Compañía busca de mantener sus pasivos adecuadamente calzados y al cierre del

año 2010, se encuentra reperfilada en su mayoría a un horizonte mayor de 5 años

Tabla 10: Estructura temporal de vencimiento de pasivos (en nuevos soles)

PASIVOS /

AÑOS< 1 año

Entre 1 y 2

años

Entre 2 y 5

años> 5 años TOTAL

C x P comerciales 102,398,503 102,398,503

Otras C x P 72,906,594 6,700,000 20,100,000 499,217,875 598,924,469

C x P al MEF 1,535,131 1,535,131

176,840,228 6,700,000 20,100,000 499,217,875 702,858,103 Fuente: Dictamen de los Auditores EEFF 2010-2009

Riesgos Regulatorios

Regulación en la industria

La Regulación de la industria puede considerarse como un riesgo moderado ya que

durante el periodo 2008-2009 se emitieron diversas normas legales y decretos de

urgencia para incentivar el sector de generación eléctrica, en especial las que

implicaban el uso de gas natural como una medida para compensar las condiciones

climáticas adversas que afectaban a las hidroeléctricas, así como la priorización de la

asignación de volúmenes de gas natural hacia las generadoras más eficientes. De igual

manera durante el 2010 se dieron decretos legislativos incentivando proyectos de

inversión que hacen uso de otra fuente de energía renovable como hídrica, eólica y

geotérmica. Respecto a la fijación de los precios para las generadoras, se ha permitido

asimismo incorporar a distribuidoras y clientes libres.


13

RESULTADOS

FINANCIEROS Y

PROYECCIONES

Supuestos de valorización Los supuestos bajo los cuales se ha trabajado la proyección para la valorización son los

siguientes:

1. Horizonte temporal: se ha tomado información histórica al cierre de los últimos

cuatro años y se ha proyectado el flujo de caja por un período de 6 años,

considerando un valor terminal sobre la base de una tasa de crecimiento del 3% a

perpetuidad.

2. Para la proyección de los ingresos, se ha considerado las fuentes por ventas a (i)

distribuidoras; (ii) clientes libres; y (iii) los servicios complementarios. Estos

exhiben una estructura que se ha ido modificando en los últimos años, destinándose

una mayor proporción de GWh hacia clientes libres a los que se vende a precios

mayores. La evolución del precio medio a los clientes libre ha ido estabilizándose y

las proyecciones para los primeros dos años es de US$ 0.056 y 0.0563/KWh

respectivamente; mientras que para el precio-barra de generadora a distribuidoras

se ha tomado la referencia del precio Santa Rosa 220Kv de US$30 y

US$ 29.89/MWh respectivamente.

Tabla 11: Supuestos para ventas y precios de Electroperú

VENTAS DE ELECTROPERÚ POR TIPO DE CLIENTE (reales y proyectadas)

2008 2009 2010 2011 proy. 2012 proy.

75.8% 67.9% 50.6% 46.4% 42.8%

21.8% 24.8% 34.4% 37.9% 38.2%

2.3% 7.3% 15.0% 15.7% 19.1%

1,217,492S/. 1,210,340S/. 1,039,495S/. 1,008,301S/. 1,073,795S/.

EVOLUCIÓN DEL PRECIO MEDIO DE GENERADORAS A CLIENTES LIBRES (Cent.US$ / KWh)

Nivel de tensión 2007 2008 2009 2010 2011 (proy) 2012 (proy)

MUY ALTA TENSIÓN 5.8 6.9 5.6 5.3 5.2 5.0

ALTA TENSIÓN 4.4 5.9 5.5 5.8 5.9 6.2

MEDIA TENSIÓN 5.1 6.6 5.9 5.6 5.7 5.7

EVOLUCIÓN DEL PRECIO BARRA DE GENERADORAS A DISTRIBUIDORAS (US$ / MWh)

Precio promedio Ene - Abr

2010

May - Ago

2010

Sept - Dic

2010

Ene - Dic

20102011 (proy) 2012 (proy)

Precio en barra Santa Rosa 220 kV 31.15 29.18 29.72 30.01 30.00 29.89

Ventas (en miles)

Tipo de cliente

Ventas a distribuidoras

Ventas a clientes libres

Servicios complementarios

Estructura de Ventas

Fuente: COES, MIMEM y proyecciones propias

3. Se ha realizado una reclasificación para la proyección del costo de ventas

operacional ya que incorporaba montos significativos de depreciación y

amortización. Estos se han proyectado sobre la base del promedio de la razón

CV/Ventas de los últimos cuatro años, que es de 55%.

4. La estructura de gastos operativos se ha proyectado como un porcentaje del nivel

de ventas. Estos gastos no exhiben un comportamiento variable en el transcurso del

tiempo por lo que para el caso de los gastos administrativos y de venta, la razón ha

sido del 3.1% y 1.5% de las ventas respectivamente.

5. Para el cálculo del costo promedio ponderado de capital (CPPC) de los últimos

años, se han tomado los siguientes supuestos con fecha 31 de Diciembre:

5.1. Para el cálculo del beta del sector, se ha recurrido al enfoque de Damodaran y

a información del sector generador hidroeléctrico de Canadá, Noruega, Chile

y Perú. La fuente de la información es Bloomberg y The Allen Consulting

Group.


14

Tabla 12: Beta de compañías comparables

2007 2008 2009 2010

BROOKFIELD RENEWABLE POWER FUND Canadá 0.48 0.48 0.49 0.49

INNERGEX POWER INCOME FUND Canadá 0.43 0.44 0.44 0.44

ARENDALS FOSSENKOMPANI A/S Noruega 0.38 0.37 0.35 0.35

EDEGEL S.A. Perú 0.55 0.49 0.45 0.45

ENDESA S.A. Chile 0.50 0.53 0.55 0.55

PROMEDIO BETA SECTOR 0.47 0.46 0.46 0.46

RAW BETA (últimos 60m.)Ubicación

COMPARABLES GENERACION FUENTE

HIDROELÉCTRICA

Fuente: The Allen Consulting Group, Bloomberg

5.2. La tasa libre de riesgo: sobre el retorno de los bonos tesoro americano a 10

años. La primas de mercado como el diferencial entre la rentabilidad de

acciones y de los bonos del tesoro americano a 30 años. Para la estimación de

la prima por riesgo país se ha utilizado la data publicada del EMBI+Perú por

el BCRP.

5.3. Se ha utilizado la estructura de deuda de Electroperú observada en el periodo

2007- 2010 y se ha proyectado sobre la base de un apalancamiento sin

variación. Se observa que los fondos de financiamiento provienen del Estado

y en ocasiones son capitalizados y/o adelantados su cumplimiento ante mayor

liquidez.

6. Se asume que no se realiza inversión significativa en infraestructura durante el

periodo de análisis. La depreciación periódica de activos se mantiene estable

dentro del periodo proyectado. El CAPEX se asume que evoluciona a la tasa

promedio de los últimos años. Se procede a agregar el 5% de escudo fiscal por este

concepto adicional.

Análisis de sensibilidad y escenarios

1. Se ha realizado escenarios para la valorización sobre la base de los siguientes

supuestos:

1.1. Un incremento del ratio de apalancamiento de 50% y 80% (modelo base 25%)

1.2. Una variación de la tasa de crecimiento del valor residual desde el 0.5% hasta

el modelo base de 3%.

1.3. Un período de estiaje superior que el periodo 2007-2010; que afectaría la

producción de energía y potencia de los GWh proyectados para el 2011-2012

significando una caída de los ingresos del 15%

Análisis de ratios operativos 1. Los ratios del análisis DuPont muestran indicadores estables así como los relativos

a liquidez, actividad y gestión.

2. La estructura de apalancamiento de Electroperú ha ido aligerándose, evidenciando

que se estaría preparando a la empresa para poder recibir apalancamiento

considerable.


15

Tabla 13: Balance General (en miles de Nuevos Soles)

ACTIVO

Activo Corriente

Efectivo y Equivalentes de efectivo 199,928 5.92% 365,141 10.62% 435,046 12.82% 57,321 1.96%

Cuentas por Cobrar Comerciales (neto) 135,177 4.01% 104,293 3.03% 110,605 3.26% 137,928 4.71%

Cuentas por Cobrar a Partes Relacionadas 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00%

Otras Cuentas por Cobrar (neto) 42,813 1.27% 56,175 1.63% 55,968 1.65% 53,556 1.83%

Existencias (neto) 8,642 0.26% 7,998 0.23% 15,546 0.46% 15,479 0.53%

Gastos Diferidos 1,422 0.04% 1,412 0.04% 2,687 0.08% 3,372 0.12%

Total Activo Corriente 387,981 11.50% 535,018 15.56% 619,851 18.26% 267,656 9.14%

Activo No Corriente

Inversiones Financieras 30 0.00% 30 0.00% 30 0.00% 30 0.00%

Otras Cuentas por Cobrar 343 0.01% 15,568 0.45% 11,418 0.34% 900 0.03%

Inmuebles, Maquinaria y Equipo (neto) 2,966,024 87.88% 2,863,315 83.26% 2,746,654 80.92% 2,648,447 90.40%

Activos Intangibles (neto) 16,263 0.48% 14,822 0.43% 13,561 0.40% 12,746 0.44%

Activo por IR y Participaciones diferidos 4,270 0.13% 10,071 0.29% 2,626 0.08% 0 0.00%

Total Activo No Corriente 2,986,929 88.50% 2,903,806 84.44% 2,774,288 81.74% 2,662,123 90.86%

TOTAL ACTIVO 3,374,910 100.0% 3,438,824 100.0% 3,394,139 100.0% 2,929,779 100.0%

PASIVO

Pasivo Corriente

Sobregiros Bancarios 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00%

Obligaciones Financieras 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00%

Cuentas por Pagar Comerciales 81,228 2.41% 123,915 3.60% 108,555 3.20% 102,399 3.50%

Cuentas por Pagar al MEF 75,463 2.24% 77,078 2.24% 347,868 10.25% 0 0.00%

IR y Participaciones corrientes 16,099 0.48% 39,450 1.15% 86,453 2.55% 39,954 1.36%

Otras Cuentas por Pagar 68,808 2.04% 71,649 2.08% 95,123 2.80% 72,907 2.49%

Total Pasivo Corriente 241,598 7.16% 312,092 9.08% 637,998 18.80% 215,260 7.35%

Pasivo No Corriente

Cuentas por Pagar al MEF 498,266 14.76% 463,210 13.47% 1,553 0.05% 1,535 0.05%

Otras Cuentas por Pagar 537,574 15.93% 534,058 15.53% 527,853 15.55% 526,018 17.95%

Total Pasivo No Corriente 1,035,840 30.69% 997,268 29.00% 529,406 15.60% 527,553 18.01%

Total Pasivo 1,277,438 37.85% 1,309,361 38.08% 1,167,404 34.39% 742,813 25.35%

PATRIMONIO NETO

Capital Social 1,778,357 52.69% 1,717,599 49.95% 1,706,041 50.26% 1,696,105 57.89%

Acciones de Inversión 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00%

Capital Adicional -58,476 -1.73% -11,558 -0.34% -9,937 -0.29% -10 0.00%

Resultados no Realizados 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00%

Reservas Legales 207,646 6.15% 223,031 6.49% 241,033 7.10% 267,955 9.15%

Resultados Acumulados 169,945 5.04% 200,391 5.83% 289,598 8.53% 222,916 7.61%

Total Patrimonio Neto 2,097,472 62.15% 2,129,463 61.92% 2,226,735 65.61% 2,186,966 74.65%

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO NETO 3,374,910 100.0% 3,438,824 100.0% 3,394,139 100.0% 2,929,779 100.0%

2007 2008 2009 2010

Tabla 14: Estado de Resultados (en miles de Nuevos Soles)

2007 2008 2009 2010

Ventas Netas (ingresos operacionales) 1,180,641 100.00% 1,217,492 100.00% 1,210,340 100.00% 1,039,495 100.00%

Costo de Ventas (Operacionales) -754,824 -63.93% -692,697 -56.90% -599,981 -49.57% -514,296 -49.48%

Utilidad Bruta 425,817 36.1% 524,795 43.1% 610,359 50.4% 525,198 50.5%

Gastos de Ventas -20,238 -1.71% -18,588 -1.53% -17,508 -1.45% -14,510 -1.40%

Gastos de Administración -32,237 -2.73% -44,226 -3.63% -30,594 -2.53% -34,749 -3.34%

Depreciacion del Costo de Ventas (reclasif) -115,604 -9.79% -114,770 -9.43% -115,451 -9.54% -115,514 -11.11%

Otros Ingresos 17,021 1.44% 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00%

Otros Gastos 0 0.00% -4,922 -0.40% -25,996 -2.15% -16,340 -1.57%

Utilidad Operativa 274,758 23.3% 342,288 28.1% 420,810 34.8% 344,085 33.1%

Ingresos Financieros 69,545 5.89% 141,395 11.61% 119,127 9.84% 22,353 2.15%

Gastos Financieros -61,280 -5.19% -184,235 -15.13% -89,959 -7.43% -16,624 -1.60%

Ganancia (Pérdida) por instr. financ.deriv. 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00% 0 0.00%

Resultado antes de Participaciones y del

Impuesto a la Renta 283,023 24.0% 299,448 24.6% 449,978 37.2% 349,814 33.7%

Participación de los trabajadores -19,279 -1.63% -17,825 -1.46% -26,978 -2.23% -20,690 -1.99%

Impuesto a la Renta -109,890 -9.31% -101,605 -8.35% -153,776 -12.71% -122,799 -11.81%

Utilidad (Pérdida) Neta del Ejercicio 153,854 13.0% 180,017 14.8% 269,224 22.2% 206,325 19.8%


16

Tabla 15: Análisis de los principales indicadores y de competidores

Análisis DuPont 2007 2008 2009 2010

Margen de utilidad neta 13.03% 14.79% 22.24% 19.85% Utilidad neta / Ventas

Rotacion de activos totales 0.35 0.35 0.36 0.35 Ventas / Activos totales

Multiplicador financiero 1.61 1.61 1.52 1.34 Activos totales / Patrimonio

ROA 4.6% 5.2% 7.9% 7.0%

ROE 7.3% 8.5% 12.1% 9.4%

Liquidez 2007 2008 2009 2010

Capital de trabajo 343,746 477,431 561,197 210,727 Existencias + cuentas por cobrar + efectivo

Capital de trabajo neto 262,518 353,516 452,642 108,329 Capital de trabajo - cuentas por pagar

Ratio corriente 1.61 1.71 0.97 1.24 Activo corrriente / Pasivo Corriente

Prueba acida 1.57 1.69 0.95 1.17 (activo corriente - existencias )/ pasivo cte

Relevancia activo corriente 0.11 0.16 0.18 0.09 Activo corriente / Activos totales

Ratio de capital de trabajo 0.08 0.10 0.13 0.04 capital de trabajo neto / activos totales

Ratio de efectivo 0.059 0.106 0.128 0.020 Efectivo y equivalentes / total activo

Actividad 2007 2008 2009 2010

Rotacion de cuentas por cobrar 8.73 11.67 10.94 7.54 ventas / cuentas por cobrar

PPC 41.22 30.84 32.90 47.77 360/ rotacion cxc

Rotacion de inventarios 87.35 86.61 38.59 33.23 Costos de ventas / inventario

PPI 4.12 4.16 9.33 10.83 360 / rotacion de inventarios

Rotacion de cuentas por pagar 9.29 5.59 5.53 5.02 Costo de ventas / cuentas por pagar

PPP 38.74 64.40 65.13 71.68 360/ rotacion de cxp

Rotacion de activos fijos netos 0.40 0.43 0.44 0.39 Ventas / activos fijos netos

Rotacion de activos totales 0.35 0.35 0.36 0.35 Ventas / Activos totales

Rotacion de activos operativos 0.36 0.37 0.37 0.37 Ventas / Activos operativos

Brecha de rotaciones 0.01 0.01 0.01 0.01 rot act operativos - rot act totales

Ciclo operativo 45.34 34.99 42.23 58.60 PPI + PPC

Ciclo de conversion de efectivo 6.60 -29.40 -22.91 -13.08 CO - PPP

Caja Bancos / Ventas 16.93% 29.99% 35.94% 5.51%

Otras cuentas act cte / ventas 3.75% 4.73% 4.85% 5.48%

Endeudamiento 2007 2008 2009 2010

Grado de endeudamiento 0.38 0.38 0.34 0.25 Pasivo total / total activos

Endeudamiento sobre patrimonio 0.61 0.61 0.52 0.34 Pasivo total / patrimonio

Grado de propiedad 0.62 0.62 0.66 0.75 Patrimonio neto / activo total

Multiplicador financiero 1.61 1.61 1.52 1.34 total activos / patrimonio

Deuda fin CP / activo corriente 0.00% 0.00% 0.00% 0.00% Deuda fin CP / activo corriente

Pasivo LP / total activos 14.76% 13.47% 0.05% 0.05%

Deu Fin LP Porcion CP/activo corriente 17.73% 13.39% 15.35% 27.24%

Resultados no Realizados (Anal.Vertical) 0.00% 0.00% 0.00% 0.00%

Análisis de crecimiento 2007 2008 2009 2010

Crecimiento interno 4.78% 5.52% 8.62% 7.58% ROA / (1 - ROA)

Crecimiento sostenible 7.92% 9.23% 13.75% 10.42% ROE / ( 1 - ROE)

Crecimiento real 3.12% -0.59% -14.12% (ventas t+1 - ventas t ) / ventas t

Rentabilidad 2007 2008 2009 2010

Margen bruto 36.1% 43.1% 50.4% 50.5% Utilidad bruta / ventas

margen neto 13.03% 14.79% 22.24% 19.85% utilidad neta / ventas

ROA 4.56% 5.23% 7.93% 7.04% Utilidad neta / total activos

ROE 7.34% 8.45% 12.09% 9.43% Utilidad neta / Patrimonio

ROI 0 0 0 0 Ut operativa despues de t / K operativo inv

EVA (104,996) (67,120) (204) 4,170 Act totales x (ROI X Act OP / Act tot - CCPP)

Margen EBITDA 41.4% 47.4% 56.0% 56.9%

Calculo del CPPC 2007 2008 2009 2010

% Deuda 37.85% 38.08% 34.39% 25.35% Pasivos / Activos totales

% Capital 62.15% 61.92% 65.61% 74.65% Patrimonio / Activos totales

Costo de la deuda 7.00% 7.00% 7.00% 7.00% Datos EEFF auditados

Costo de capital 9.88% 11.44% 9.43% 8.26% rf + beta ap x ( rm - rf) + riesgo pais

tasa de impuestos 30% 30% 30% 30% tasa del IR

CPPC 8.00% 8.95% 7.87% 7.41%

Tasa libre de riesgo 4.02% 2.21% 3.84% 3.29% RETURN OF T-BONDS 10 YRS. (PROM.)

Beta del sector 0.468 0.462 0.456 0.456

Beta apalancado 0.668 0.661 0.623 0.564 beta desap x (1 + (1 - t) x pasivos / patrim)

Prima de mercado 6.10% 6.04% 6.10% 6.03% (RETURN ON STOCK - RETURN ON T-BONDS 30YRS)

Riesgo pais 1.79% 5.24% 1.79% 1.57%


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Tabla 16: Flujo de Caja Proyectado (en Miles de Nuevos Soles)

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ingresos operativos 1,008,301 1,073,795 1,094,522 1,115,650 1,137,185 1,159,135

Costo de ventas operativo 554,253 590,254 601,647 613,261 625,098 637,164

Margen Bruto 454,049 483,541 492,875 502,389 512,086 521,971

Gastos administrativos 30,838 32,841 33,475 34,121 34,780 35,451

Gastos de ventas 15,335 16,331 16,646 16,967 17,295 17,629

EBIT 407,876 434,370 442,754 451,300 460,012 468,891

Impuestos 122,363 130,311 132,826 135,390 138,004 140,667

Depreciación 120,140 120,659 121,359 122,302 123,573 125,284

NOPAT 405,653 424,718 431,287 438,212 445,581 453,508

+/-Var.necesidades invers. act.fijos (CAPEX) 29,909 40,298 54,295 73,153 98,562 132,797

+/-Var.necesidades operativas de fondos (NOF) (25,481) 1,658 525 535 545 556

Perpetuidad 7,476,419

FCF 401,225 382,762 376,468 364,524 346,473 7,796,575

VAN 6,602,458

7.41%

3.00%

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Flujo de caja libre 401,225 382,762 376,468 364,524 346,473 320,156

Flujo de caja descontado 373,543 331,768 303,798 273,865 242,344 208,486

S/. 1,733,804

S/. 4,868,654

S/. 6,602,458

1,696,105

S/. 3.893

S/. 4.181

Precio estimado de la acción

Precio estimado a 12 meses

CPPC (WACC):

Valor presente de la perpetuidad

Valor presente de los Flujos de caja libre

Valor presente de la perpetuidad

Valor de la empresa (en miles)

Número de acciones 2010 (miles)

Análisis de Sensibilidad: VAN obtenido(en miles de soles)

0.50% 1.00% 1.50% 3.00%

7.41% 4,765,756 5,018,494 5,313,991 6,602,458

6.58% 5,386,297 5,729,162 6,139,498 8,057,888

5.57% 6,413,480 6,939,696 7,595,118 11,089,954

Tasa de crecimiento del valor residual de Electroperú

WACC

Análisis de Sensibilidad

Análisis de Sensibilidad: precio de acción

0.50% 1.00% 1.50% 3.00%

7.41% S/. 2.810 S/. 2.959 S/. 3.133 S/. 3.893

6.58% S/. 3.176 S/. 3.378 S/. 3.620 S/. 4.751

5.57% S/. 3.781 S/. 4.092 S/. 4.478 S/. 6.538

Análisis de Sensibilidad Tasa de crecimiento del valor residual de Electroperú

WACC


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Tabla 17: Balance General Proyectado (miles de Nuevos Soles)

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Caja bancos 222,793 237,264 241,844 246,512 251,271 256,121

Existencias 10,947 11,658 11,883 12,112 12,346 12,584

Cuentas por cobrar 106,937 113,883 116,082 118,322 120,606 122,934

Otras ctas act / cte 47,388 50,467 51,441 52,434 53,446 54,477

Gastos diferidos 3372.44 3372.44 3372.44 3372.44 3372.44 3372.44

Total activo corriente 391,438 416,644 424,622 432,753 441,041 449,489

Activo fijo neto 2,558,216 2,568,085 2,581,382 2,599,298 2,623,436 2,655,959

Inversiones Financieras 30 30 30 30 30 30

Otros Activos de LP - - - - - -

Intangibles 12,746 12,746 12,746 12,746 12,746 12,746

Total activo no corriente 2,570,992 2,580,861 2,594,158 2,612,074 2,636,212 2,668,735

Activos totales 2,962,430 2,997,506 3,018,780 3,044,827 3,077,254 3,118,224

Deudas Financieras de CP - - - - - -

Provedores de CP 92,357 98,356 100,255 102,190 104,162 106,173

Deu Fin LP porción de CP 72,134 76,779 78,249 79,748 81,275 82,832

Pasivo Corriente 164,491 175,135 178,504 181,937 185,437 189,005

Préstamos LP 209,829 212,313 213,820 215,665 217,962 220,864

Pasivo No Corriente 209,829 212,313 213,820 215,665 217,962 220,864

Capital social 1,696,105 1,696,105 1,696,105 1,696,105 1,696,105 1,696,105

Acciones de Inversion - - - - - -

Resultados no Realizados 0 0 0 0 0 0

Reservas legales 267,955 267,955 267,955 267,955 267,955 267,955

Utilidades retenidas 624,050 645,997 662,396 683,164 709,794 744,296

Patrimonio 2,588,110 2,610,057 2,626,456 2,647,224 2,673,854 2,708,356

Pasivo y patrimonio 2,962,430 2,997,506 3,018,780 3,044,827 3,077,254 3,118,224

Tabla 18: Estado de Resultados Proyectado (miles de Nuevos Soles)

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ingresos operativos 1,008,301 1,073,795 1,094,522 1,115,650 1,137,185 1,159,135

Costo de Ventas operarivos 554,253 590,254 601,647 613,261 625,098 637,164

Resultado Bruto 454,049 483,541 492,875 502,389 512,086 521,971

Gastos de Ventas 15,335 16,331 16,646 16,967 17,295 17,629

Gastos Administrativos 30,838 32,841 33,475 34,121 34,780 35,451

Result Operativo EBIT 407,876 434,370 442,754 451,300 460,012 468,891

Ingresos (gastos )Financieros (19,737) (20,236) (20,445) (20,679) (20,947) (21,259)

Otros no definidos

Resultado antes de IR 388,139 414,133 422,309 430,622 439,065 447,633

Partic Adm/Estatutaria (23,913) (25,547) (26,051) (26,564) (27,085) (27,613)

Impuesto a las Gananc (109,268) (116,576) (118,878) (121,217) (123,594) (126,006)

Ganancia/Pérdida Neta 254,958 272,011 277,381 282,841 288,386 294,014

empresa elÉctrica del perÚ s.a. -...

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