AAA.pe. AAA.pe. La clasificación que se otorga al presente valor no implica recomendación para comprarlo, venderlo o mantenerlo.

Transcripción

1 Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A. Informe de Clasificación Contacto: Héctor Gaudry María Luisa Tejada DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A. Lima, Perú 27 de mayo de 2015 Clasificación Categoría Definición de Categoría Bonos Corporativos Segundo Programa, 1ª emisión AAA.pe Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los términos y condiciones pactados. Bonos Corporativos Segundo Programa, 2ª emisión AAA.pe Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los términos y condiciones pactados. La clasificación que se otorga al presente valor no implica recomendación para comprarlo, venderlo o mantenerlo Millones de S/ Dic.14 Mar.15 Dic.14 Mar.15 Activos: 1, ,069.7 Utilidad*: Pasivos: ROAA*: 12.79% 12.70% Patrimonio: ROAE*: 13.05% 21.88% *Anualizados Historia: Segundo Programa - 1ª Emisión AAA.pe (asignada ); 2ª Emisión AAA.pe (asignada ). Al efectuar la evaluación se han utilizado los estados financieros auditados de Duke Energy EGENOR S. en C. por A. al 31 de diciembre de 2011, 2011, 2012 y 2014 así como los estados financieros intermedios al 31 de marzo de 2014 y Adicionalmente, se ha incluido información proporcionada por la compañía a través de los hechos de importancia publicados por la Bolsa de Valores de Lima. Fundamento: Luego del análisis y evaluación realizada, el Comité de Clasificación de Equilibrium acordó mantener la categoría AAA.pe a la primera y segunda emisión del Segundo Programa de Bonos Corporativos de Duke Energy Egenor S. en C. por A. (en adelante Egenor o la Compañía). La clasificación se sostiene del adecuado nivel de generación de ingresos por parte de las centrales hidroeléctricas, las mismas que mantienen prioridad en el despacho de energía por los bajos costos marginales de generación eléctrica, en línea con el tipo de centrales de generación. Asimismo, aporta a la clasificación la sólida estructura financiera evidenciada en los reducidos niveles de apalancamiento patrimonial y financiero, amplios ratios de liquidez, cobertura de servicio de deuda y gastos financieros, lo cual se plasma en una mejora de eficiencia en operación. De igual manera, la clasificación ratificada incorpora el respaldo de su principal accionista Duke Energy Corporation, la empresa de generación de energía más grande de Estados Unidos. Cabe mencionar que durante el mes de enero de 2014, Moody s elevó la clasificación internacional de largo plazo de Duke Energy Corporation a A3 desde Baa1 y mantiene un outlook estable. Pese a lo indicado anteriormente, la clasificación incorpora el riesgo asociado a la concentración de la generación de la Compañía en sus centrales hidroeléctricas considerando que la generación del recurso hídrico se encuentra limitado a la estacionalidad de las lluvias en la sierra del país, con lo cual ante un escenario de escasez de lluvias en la zona, la generación de Egenor podría verse afectada obligando a la Compañía a adquirir energía en el mercado spot, a fin de poder cumplir con sus contratos vigentes, reduciendo así los márgenes operativos. Como hecho de importancia se debe mencionar que en el mes de abril de 2014 se hizo efectiva la transferencia de la C.T Las Flores (con capacidad de 192 MW) a la empresa Kallpa Generación SA, producto del acuerdo de compra-venta anunciado en el mes de diciembre de Cabe indicar que en dicha oportunidad Equilibrium comunicó al mercado que la venta de la propiedad en cuestión, no implicaba una variación en el rating de la Compañía considerando que la transacción generaba una mejora en las coberturas proyectadas tanto de gasto financiero como de cobertura de servicio de deuda, gracias a la disminución de deuda financiera por la cancelación del leasing asociado a la propiedad y los gastos financieros procedentes de la misma operación. Como consecuencia del contrato de compra-venta de la C.T. Las Flores, los estados financieros auditados fueron re expresados para diferenciar las operaciones de dicha central térmica de las demás centrales generadoras de la Compañía. Dichos ingresos se registran en la partida de Ganancia Neta de Operaciones discontinuas en el Estado de Resultados. Con fecha 27 de marzo de 2014, en Junta General de Accionistas se aprobó la distribución de S/ millones con cargo a los resultados acumulados. Adicionalmente, con fecha de 24 de octubre del 2014 en Junta General de Accionistas se aprobó la reducción de capital social por un monto de S/.185 millones, es decir de S/ millones a S/ millones, afectando a todos los socios accionistas a prorrata de su participación en el capital, sin modificar su porcentaje de accionariado. La nomenclatura.pe refleja riesgos solo comparables en el Perú.

2 Con fecha 03 de noviembre de 2014, Egenor informó la venta de sus predios denominados Central Térmica Paita y Central Térmica Sullana así como los bienes muebles ubicados en dichos predios a Compañía Eléctrica El Platanal SA por un monto de US$2.6 millones, US$1.8 millones y US$100 mil, respectivamente. Al cierre del ejercicio del 2014, la generación eléctrica de Egenor se encuentra concentrada al 100% en sus centrales hidroeléctricas lo cual le permite tener prioridad para el despacho de energía al contar con reducidos costos marginales, ganando eficiencia en comparación al ejercicio anterior. No obstante, el menor gasto por depreciación en el 2014 por la cancelación del contrato de leasing asociado a la C.T. Las Flores, sumado a la consecuente menor generación térmica de energía, influyeron en la disminución del margen EBITDA de 43.0% a 41.7%, mientras que el margen neto incrementó de 23.5% a 42.0% ubicándose en S/ millones (S/ millones al cierre 2013), registrando un incremento del 72.4%. Cabe señalar que la ganancia neta del año incluye S/.27.4 millones por la venta de la C.T. Las Flores. Adicionalmente, al cierre del ejercicio 2014 se incorpora los cambios tributarios según la Ley N publicada el 31 de diciembre de 2014 en el diario El Peruano, que reduce la tasa de impuesto a la renta de 30% a 28% para los ejercicios gravables hasta el Al 31 de marzo de 2015, la utilidad neta se incrementó en 1.4% respecto al primer trimestre de 2014 situándose en S/.36.8 millones, pese a registrar una menor demanda así como un menor costo marginal promedio mensual durante este primer trimestre del ejercicio, producto de la desaceleración económica. Los ratios de cobertura de gasto financiero y servicio de deuda se incrementaron como consecuencia de la venta de la C.T. Las Flores. Asimismo, se reduce el nivel de endeudamiento financiero debido a la cancelación del leasing asociado a dicha propiedad. Adicionalmente, Egenor presenta un nivel de endeudamiento menor a las demás empresas generadoras del sector debido a que a la fecha no cuenta con ningún proyecto en marcha que comprometa sus flujos operativos. Al cierre del último trimestre de 2014, en términos de generación, la Compañía se ubica en el quinto lugar participando con el 5.15% de la producción total de energía eléctrica según el COES. La Compañía mantiene un covenant de endeudamiento (deuda financiera/patrimonio neto) no mayor a 1.50 veces para las emisiones que mantiene Egenor en su Segundo Programa de Bonos Corporativos. Cabe mencionar que dicho resguardo se viene cumpliendo satisfactoriamente en todos los ejercicios. Asimismo, la reducción de capital social no comprometerá el mencionado resguardo. Finalmente, Equilibrium continuará monitoreando la evolución de la producción de la Compañía en función de ampliar la diversificación de las fuentes de generación a fin de reducir la concentración, considerando que la dependencia de la generación hídrica la hace vulnerable en épocas de estiaje. Asimismo, se seguirá de cerca el desempeño financiero de Egenor, incluyendo su crecimiento y niveles de endeudamiento ya que si bien los reducidos indicadores de solvencia registrados por Egenor soportan la política de repartición de dividendos realizados, estos no deberán afectar los niveles de solvencia de modo tal que pueda mantener una adecuada estructura financiera, en línea con la clasificación otorgada. Fortalezas 1. Reducidos costos marginales de producción (generación hídrica) que permiten tener prioridad en el despacho de energía y contar con una ventaja competitiva para la adjudicación de la venta de potencia y energía. 2. Bajos niveles de endeudamiento financiero al no encontrarse en periodos de inversión en proyectos importantes. 3. Respaldo de su principal accionista Duke Energy Corporation. Debilidades 1. Elevada dependencia de recursos hídricos, los mismos que presentan una estacionalidad marcada durante el año por la ausencia de lluvias en la sierra en periodos de estiaje. 2. Alta concentración de la generación de energía en centrales hidroeléctricas. Oportunidades 1. Ampliación de cartera de clientes. 2. Desarrollo de nuevos proyectos y adjudicación de concesiones. 3. Mayor diversificación de su matriz energética. Amenazas 1. Cambios inesperados en el marco regulatorio que pudiesen afectar el desarrollo del sector. 2. Cambios climáticos que afecten los niveles de hidrología. 2

3 MW SECTOR ELÉCTRICO PERUANO La Ley de Concesiones Eléctricas Ley Nº entró en vigencia en el año 1992 con la finalidad de implementar las primeras reformas en el sector eléctrico. Entre otras, la ley incluía la eliminación del monopolio que ejercía el gobierno sobre la totalidad de la actividad de generación y venta de energía, descomponiéndola en tres pilares básicos: generación, transmisión y distribución. Del mismo modo, buscó otorgar incentivos para fomentar la participación de capitales privados, creándose adicionalmente una institución reguladora denominada OSINERGMIN, la misma que se encarga de la regulación de la estructura tarifaria. Con la finalidad de supervisar las actividades de generación, transmisión y distribución, se establecieron dos mercados diferentes: (i) el de contratos de suministro de energía, ya sea bajo regulación de precios o de libertad de precios, y (ii) el de transferencias de energía entre generadoras en un mercado spot siendo este último regulado por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES). A partir de la entrada en vigencia de la ley antes mencionada se reserva para el Estado una labor básicamente normativa, supervisora y de fijación de tarifas. A raíz de las reformas suscitadas en el sector eléctrico peruano así como por el sostenido crecimiento macroeconómico del país, el incremento en la demanda de energía ha crecido de forma sostenida. La mayor demanda de energía se explica en las mayores necesidades derivadas del mayor número de inversiones realizadas por los diferentes agentes económicos, lo que a su vez se encuentra acorde con el crecimiento experimentado en el país durante los últimos años. Por tal motivo, la máxima demanda al cierre del 2014 ascendió a 5,737 MW, 2.9% superior a la registrada en similar periodo del ejercicio previo (5,575 MW) en línea con el crecimiento registrado por el PBI en el pasado año. 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 - Máxima Demanda vs PBI En billones de S/. diciembre del Estos ingresos significaron la adición de y MW de potencia efectiva respectivamente, siendo el total de potencia efectiva añadido en el MW. Según el COES, la producción total del 2014 ascendió a 41,795.9 GWh, la cual representó un crecimiento del orden de 6.12% respecto a la registrada en el 2013 (39,385.6 GWh), crecimiento en línea con aquel exhibido en el 2013 (6.17%). 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 3.13% 5.15% 13.04% 14.17% 16.85% 16.98% 18.88% 21.76% Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium 4.43% 5.84% 10.29% 13.71% 18.19% 19.35% Por fuente de generación, históricamente la producción de energía hidráulica sostenía el abastecimiento de energía al sistema. Sin embargo, a partir del fecha en la que se pone en marcha el proyecto de gas natural de Camisea- la matriz energética sufrió un cambio sustancial al incrementarse la participación de las Centrales Termoeléctricas en base a gas natural producto de los bajos precios del mismo. Tal es así que, al cierre del 2014, la producción hidráulica representó el 50.3% del total con una producción de 21,002.9 GWh (-0.6% respecto al ejercicio previo), mientras que la térmica representó el 48.7% generando un total de 20,337.4 GWh (+10.9% para el mismo periodo de análisis). Asimismo, es de destacar la participación de otras fuentes de generación tales como la eólica y la solar, las mismas que a lo largo del último ejercicio incrementaron su participación al pasar de 0.5% a 1.1% de la estructura. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% Dic.14 Participación por Generadora Dic.13 Producción por Tipo Chinango Fénix Power CELEPSA EGASA SN Power EGENOR Otras Kallpa Electro Perú Enersur EDEGEL 24.6% 31.8% 39.1% 37.1% 41.5% 42.1% 44.0% 46.0% 48.7% 75.4% 68.2% 60.9% 62.9% 58.5% 57.9% 55.9% 53.0% 50.3% Fuentes: COES, BCRP / Elaboración: Equilibrium PBI Máxima Demanda 20% 10% 0% La creciente demanda de energía fue satisfecha con la incorporaron de nuevas instalaciones al SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional) entre las que se destacan el ingreso en operación comercial del Ciclo Combinado (TG12+TV10) de la Central Termoeléctrica Fénix el 16 de mayo del 2014 seguido del ingreso del Ciclo Combinado (TG11 +TG12+TV10) también de Fénix Power el 24 de Hidráulica Térmica Otros Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium Cabe señalar que, a fin de evitar que se produzcan distorsiones significativas en el valor de la energía del mercado de corto plazo y en los valores de las tarifas fijadas por el OSINERGMIN mediante el Decreto de Urgencia N , se creó el concepto del costo 3

4 USD/MW.h marginal idealizado (CmgI) el cual se define como el costo marginal de corto plazo de la energía en el SEIN, sin considerar que existe restricción alguna en la producción, en el transporte de gas natural ni en la transmisión de electricidad. Asimismo, dicho concepto contempla que el CmgI no podrá ser superior a un valor límite que será definido por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM). De igual manera, la diferencia entre los costos variables de operación que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los CmgI serán cubiertos por la demanda a nivel nacional, mediante un cargo adicional en el Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Por otro lado, el citado Decreto de Urgencia establece que las empresas distribuidoras de energía que retiren energía del sistema para atender la demanda del mercado regulado sin contar con el respaldo de contratos con empresas generadoras, será valorizada de acuerdo a la Tarifa en Barra. En estos casos la diferencia entre el CmgI y la Tarifa en Barra serán incorporados en el Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Por último es de mencionar que la vigencia de dicho Decreto fue extendida hasta el 31 de diciembre de Al cierre del ejercicio 2014, el costo marginal promedio anual del SEIN ascendió a 25.2 US$/MW.h, ubicándose 4.8% por debajo del registrado en el ejercicio previo (26.5 US$/MW.h). Dichos costos están correlacionados con el crecimiento de la demanda y el desarrollo hidrológico de las cuencas que abastecen a las Centrales Hidroeléctricas que conforman el SEIN, siendo el máximo costo marginal promedio mensual registrado en el 2014 de 34.3 US$/MW.h, ocurrido en el mes de marzo Costo Marginal Promedio Mensual adjudicados o cuentan con concesiones definitivas. Los proyectos de generación posteriores al año 2018 se consideran inciertos a excepción de la operación de las unidades del Nodo Energético del Sur con gas natural y la CT Quillabamba3 consideradas en el año Si se considera el tamaño y el crecimiento sostenido de la demanda del SEIN, se esperaría que los proyectos a desarrollar sean de gran envergadura y tengan periodos de maduración de al menos siete años. Lo anterior podría conllevar a que en el mediano plazo pueda existir un descalce entre la demanda eléctrica y la oferta de generación eficiente en el SEIN, lo cual significaría un incremento de precios temporal de la energía eléctrica. Se observa que con la mencionada "generación eficiente" y su alta probabilidad de ejecución de dichos proyectos, se pueda cubrir -de manera ajustada- la demanda hasta el Asimismo, si se incorpora el gas natural a las C.T. del Nodo Energético del Sur (en ciclo simple) y la C.T. Quillabamba, sumado a la puesta en operación de los 1200 MW de generación hidroeléctrica existiría cierta reserva con generación eficiente hasta el año En tal sentido, el 29 de noviembre del 2013 Proinversión otorgó la adjudicación de dos centrales térmicas de 500 MW (+/- 20.0%) cada una a las empresas EnerSur S.A. y Samay 1 S.A. Dichas centrales operarían en una primera etapa con Diesel b5 para después utilizar gas natural cuando se encuentre disponible el gas natural del proyecto Gasoducto Sur Peruano. Finalmente, ante un retraso en la construcción o abastecimiento del gas natural para el funcionamiento de los ciclos combinados que el COES contempla en el desarrollo del Nodo Energético del Sur, el déficit de generación eficiente podría ser mayor, o en su defecto, el precio spot se incrementaría por el encendido de centrales que consuman combustibles más costosos como el Diesel Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium 1 Posible Desabastecimiento de Energía Eléctrica El estudio de Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN , tiene como premisa que la oferta y demanda futura se encuentran en un espacio de incertidumbre. Asimismo, existe una generación definida hasta el año 2018 como parte de la existencia de proyectos de generación eficiente, los mismos que cuentan con una alta probabilidad de desarrollarse y que a la fecha se encuentran en etapa de construcción, 1 Informe de Diagnostico de las Condiciones Operativas del SEIN elaborado por el COES. PERFIL DE LA COMPAÑÍA En 1996, luego de la subasta pública internacional realizada, Inversiones Dominion Perú S.A., subsidiaria de la empresa norteamericana Dominion Resources Inc.-, adquirió el 60.0% de las acciones del capital de la Empresa de Generación Eléctrica Nor - Perú S.A, la misma que se fusionó con Power North S.A en La nueva Compañía se denominó Egenor S.A. y asumió la integridad de los activos, pasivos, reservas y patrimonio de ambas empresas. En junio de 1997, la empresa de generación eléctrica Chilgener, de capital chileno, adquirió el 49% de las acciones de Inversiones Dominion Perú y en octubre de 1999, Gener S.A. (antes Chilgener) transfirió el íntegro de sus acciones a Duke Energy International Perú Holdings N 2, LLC, empresa constituida en el estado norteamericano de Delaware, subsidiaria de 4

5 Duke Capital Corporation, de Estados Unidos. Adicionalmente, Duke Energy International Perú Holdings N 2, LLC adquirió en rueda de bolsa, el 30% de las acciones del capital de Egenor que pertenecían al Estado, a través de Electroperú S.A y en noviembre de 1999 adquirió de Dominion Energy, Inc., la propiedad indirecta, a través de Dominion Holding Perú S.A.C., del 51.0% del capital social de Inversiones Dominion Perú S.A. En julio de 2000, la razón social de Egenor S.A.A. se modificó a Duke Energy International Egenor S.A.A. En diciembre de 2002, Duke Energy International Perú Inversiones N 1 S.R.L. (antes Inversiones Dominion Perú S.A.) y Duke Energy International Perú Holdings N 2, LLC, titulares de las acciones con derecho a voto representativas del capital social Egenor, vendieron el íntegro de sus tenencias a Duke Energy International Perú Holdings S.R.L., convirtiéndose esta última en la titular del 99.72% de las acciones de Egenor. En junio de 2003, la Junta General de Accionistas aprobó la transformación de la Compañía de Sociedad Anónima a Sociedad en Comandita por Acciones, adoptando el nombre de Duke Energy Egenor S. en C. por A. En marzo de 2004, la razón social de Egenor cambió de Duke Energy International Egenor S. en C. por A a Duke Energy Egenor S. en C. por A. El 26 de mayo de 2005, la Junta General de Socios acordó ampliar el Primer Programa de Bonos Corporativos de la sociedad, incrementando el monto máximo hasta por un monto total en circulación de US$150 millones o su equivalente en moneda nacional. En octubre de 2006, la Junta General de Socios aprobó la reorganización simple de Egenor, mediante la cual Egenor, a partir del 1º de noviembre de 2006, transfirió sus activos y pasivos relacionados a la actividad de transmisión a favor de su subsidiaria Etenorte S.R.L. Dicho acuerdo fue precisado mediante Juntas Generales de Socios en mayo de 2007 y febrero de El 9 de mayo de 2008 se aprobó en Junta General de Socios la construcción de la central térmica de generación a ciclo simple Las Flores (192 MW), ubicada al sur de Lima en la provincia de Cañete (Chilca). En junio de 2008, Egenor celebró un contrato llave en mano con la empresa Siemens, para la construcción de dicha central. El 12 de enero de 2009 se dio inicio a su construcción y fue inaugurada en mayo de En junio de 2009, la junta general de socios aprobó la emisión del segundo programa de bonos corporativos de la sociedad con el objeto de sustituir los pasivos de la sociedad para otros usos corporativos. El monto del segundo programa de bonos corporativos se inscribió por la suma de US$200 millones de dólares o su equivalente en moneda nacional, por un plazo renovable de dos (2) años contados a partir de su fecha de inscripción en el Registro Público del Mercado de Valores de la SMV. Dicho programa fue renovado el 9 de setiembre de 2011, por un plazo de dos años adicionales. El 04 de diciembre de 2013, Egenor comunicó el acuerdo de compra-venta de los activos de la C.T. Las Flores a favor de la empresa Kallpa Generación S.A. por US$ 114 millones más IGV. La transferencia de la central térmica se materializó el 01 de abril de 2014 al haberse cumplido las condiciones suspensivas estipuladas en el acuerdo de compraventa. Con fecha 24 de octubre de 2014, la JGA aprobó el pago de remesas a sus accionistas por un monto total de S/.185 millones a través de la reducción de capital social, considerando que la reducción afecta a todos los accionistas a prorrata de su participación en el capital, sin modificar su porcentaje accionario. Con fecha 03 de noviembre del 2014, la Compañía comunicó el acuerdo de venta real y enajenación de las centrales térmicas C.T. Paita y C.T. Sullana a Compañía Eléctrica el Platanal S.A. El monto total de la compra-venta fue por US$4.4 millones correspondiente a los predios y US$100 mil por los bienes muebles ubicados en dichos predios. Contratos suscritos con entidades relacionadas Contrato de operación y mantenimiento. La Compañía y Aguaytía Energy del Perú S.R.L., entidad relacionada, suscribieron un contrato por medio del cual la Compañía presta servicios de operación y mantenimiento desde marzo de 2010, así como con Termoselva S.R.L desde el mes de setiembre de Las renovaciones son automáticas a menos que cualquiera de las partes manifieste por escrito su voluntad de rescindirlo. Contrato de administración y otros servicios. La Compañía y sus empresas relacionadas Aguaytía Energy del Perú S.R.L, Termoselva S.R.L., Gas Integral S.R.L. y Eteselva S.R.L., suscribieron un contrato de administración, gerencia, gestión y otros servicios en febrero de 2009, por un plazo de 5 años. En diciembre de 2013 se firmó la adenda de ampliación de contrato por dos años adicionales, con renovación automática por el mismo periodo a menos que cualquiera de las partes manifieste por escrito su voluntad de rescindirlo. Contrato de administración y mantenimiento. La Compañía y Etenorte S.R.L, entidad relacionada, suscribieron en diciembre de 2006 dos contratos relacionados a través de los cuales la Compañía se compromete a ejercer las facultades de Gerente General asumiendo la gestión y administración de Etenorte S.R.L así como brindar servicios de mantenimiento y operación de la red en transmisión. En diciembre de 2013 se amplió el contrato por dos años y su renovación es automática. 5

6 Composición Accionaria La composición accionaria de Egenor al cierre del ejercicio 2014 es la siguiente: Accionistas % Duke Energy Perú Holdings S.R.L. (socio 99.97% colectivo) Accionistas Minoritarios (socios comanditarios) 0.03% Total 100.0% Perfil del Accionista Duke Energy International es una empresa con sede en Houston, Estados Unidos, subsidiaria de Duke Energy Corporation, la empresa de generación de energía más grande de los Estados Unidos, tras su fusión con Progress Energy en julio de El número de clientes atendidos por la Compañía en los Estados Unidos, tras la fusión, es de 7.2 millones, distribuidos a lo largo de seis estados (Carolina del Norte, Carolina del Sur, Indiana, Ohio, Kentucky y Florida). La capacidad de generación dentro de los Estados Unidos asciende a 58,200 MW (36,000 MW de Duke Energy y 22,200 MW de Progress Energy), con un total de activos superior a los US$100 mil millones. Actualmente, Duke Energy Corporation posee la clasificación de A3 por Moody s Investors Service, dado el upgrade ocurrido en enero del presente ejercicio gracias al favorable marco regulatorio en Estados Unidos. Asimismo, cabe señalar que Moody s decidió elevar la clasificación de Duke Energy Corporation a Baa1 desde Baa2 en setiembre de 2013 a raíz de las mejoras en el perfil crediticio producto de la fusión con Progress Energy. La clasificación de Baa2 había sido asignada en el En el caso de Duke Energy International, mantiene la administración de empresas de generación y comercialización de energía eléctrica en Argentina, Brasil, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Chile y Perú, con una capacidad instalada de generación superior a 4,636MW, la misma que representa alrededor del 70% de la energía generada de origen hidroeléctrico. Plana Gerencial Al 31 de diciembre de 2014, la plana gerencial se encuentra constituida por los siguientes ejecutivos: Gerente General Directora Legal Director Comercial Directora de Finanzas, Contraloría y TI Director SYMA Director de Operaciones Gerente de RRHH, Adm. y Logística Plana Gerencial Raúl Enrique Espinoza Arellano Dora María Avendaño Arana Carlos Luis Fossati Nelly Angélica Lourdes García Díaz Manuel Gonzalo Aurelio De la Puente Solís Cesar Augusto Vega Medina Javier Martin Uchuya Mendoza Directorio Debido a su naturaleza jurídica como Sociedad en Comandita por Acciones, EGENOR no requiere contar con un Directorio. Marco Regulatorio Las principales regulaciones operativas y normas legales del sector eléctrico donde opera la Compañía, son las siguientes: Ley de Concesiones Eléctricas. Las operaciones de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión están sujetas a las disposiciones establecidas por el COES-SINAC, con la finalidad de garantizar la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. El COES-SINAC regula los precios de transferencia de potencia y energía entre los generadores, así como las compensaciones a los titulares de los sistemas de transmisión. Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. El 23 de Julio de 2006 se publicó la ley N 28832, que modifica diversos artículos de la Ley de Concesiones, la cual establece como uno de sus objetivos principales asegurar la generación de energía, de modo tal que se reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de los precios. Asimismo, persigue reducir los riesgos derivados de la falta de energía y asegurar al consumidor final una tarifa más competitiva a través de una mayor competencia en el mercado. Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico. Mediante la Ley N se establece que las concentraciones verticales iguales o mayores al 5%, u horizontales iguales o mayores al 15%, que se produzcan en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, se sujetarán a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar concentraciones que afecten la libre competencia. Organismo Supervisor de la Inversión de Energía y Minería. OSINERGMIN es el organismo regulador responsable de supervisar las actividades que realizan las empresas en los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería. Se encarga de controlar la calidad y eficiencia del servicio brindado, así como de fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios a través de los contratos de concesión firmados y del cumplimiento de los dispositivos legales y normas técnicas vigentes. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. (NTCSE) establece los niveles mínimos de calidad que deben cumplir los servicios eléctricos, incluyendo el alumbrado público y las obligaciones de las empresas del sector eléctrico y de los clientes que operan en el marco de la Ley de Concesiones. Contempla la medición, tolerancias y aplicación de la norma por etapas, asignando la responsabilidad de su implementación y aplicación a OSINERGMIN, así como la aplicación de penalidades y compensaciones en caso de incumplimiento de los parámetros establecidos por la norma. 6

7 Norma que dicta medidas extraordinarias en caso de interrupción del suministro de gas para generación. El D.S N EM asegura el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, estableciéndose que en caso de interrupción total o parcial del suministro de gas natural a las centrales de generación eléctrica, como consecuencia de problemas en la inyección o fallas en el sistema de transporte de la red principal, los costos adicionales de combustible incurridos por las unidades de respaldo (aquellas que operen con costos marginales más altos que los registrados en la semana previa) serán asignados a los generadores que realicen retiros netos positivos de energía durante el período de interrupción en proporción de dichos retiros. Decreto de urgencia que asegura la continuidad en la prestación del servicio eléctrico. Los retiros físicos de potencia y energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), efectuados por las empresas distribuidoras de electricidad para atender la demanda de sus usuarios regulados, sin contar con los respectivos contratos de suministro, serán asignados a las empresas generadoras de electricidad, valorizados a precios en barra del mercado regulado, en proporción a la energía firme eficiente anual de cada generador, menos sus ventas de energía por contratos. La vigencia fue prorrogada hasta el 31 de diciembre de Ley que crea el sistema de seguridad energética en hidrocarburos y el fondo de inclusión social energético (FISE). Mediante Ley N se creó el Fondo como un sistema de compensación energética, que permite brindar seguridad al sistema, así como un sistema de compensación social y de servicio universal para los sectores más vulnerables de la población para promover el acceso al GLP. Decreto Supremo que aprueba medidas transitorias sobre el mercado de electricidad. Mediante D.S. N EM se cumpliría con garantizar o asegurar el transporte de gas natural para cada unidad termoeléctrica, si la respectiva capacidad contratada diaria firme corresponde o excede al volumen requerido para operar a potencia efectiva durante horas punta del día. Esta disposición se mantendrá vigente hasta que se cumpla la ampliación de capacidad de transporte de gas por TGP. Decreto Supremo N EM que aprueba el reglamento interno para la aplicación de la decisión 757 del acuerdo de la CAN. Mediante DS se reglamentó los intercambios internacionales de electricidad entre Perú y los miembros de la Comunidad Andina de Naciones (CAN). Egenor: Operaciones A la fecha de elaboración del presente informe, Egenor cuenta con una potencia firme de 357MW, siendo esta 16.8% inferior a la presentada al cierre del ejercicio 2013 producto de la venta de la Central Térmica Las Flores (192 MW) así como el retiro comercial de las plantas térmicas de Chimbote, Chiclayo y Piura. Actualmente, Egenor concentra el 100% de su potencia instalada para la generación en sus Centrales Hidroeléctricas incorporando el riesgo que esto conlleva. Centrales de Generación Potencia instalada (MW) % Centrales Hidroeléctricas % Cañón del Pato % Caña Brava 5.3 1% Carhuaquero % Total Egenor (MW) % Central Hidroeléctrica Cañón del Pato: Puesta en marcha durante el año 1958, cuenta con una capacidad de generación de MW. Se abastece del caudal del río Santa, el mismo que cuenta con una cuenca de captación de 4,897 km2 y el caudal requerido para que la central opere al 100% de su capacidad es de 80 m3/s. Central Hidroeléctrica Carhuaquero: Con operaciones desde 1991 y mantiene un capacidad de generación de MW incluyendo las pequeñas centrales hidroeléctricas Carhuaquero IV y V (Caña Brava). La central se abastece de las aguas del río Chancay, el cual tiene una cuenca de 1,622 km 2 y el caudal requerido para la operación al 100% de la capacidad de la central es de 24 m3/s. Otras Centrales Térmicas: Es importante mencionar que hasta agosto de 2014, Egenor operó tres centrales termoeléctricas ubicadas en la zona norte del país, ubicadas en Chimbote, Chiclayo y Piura; todas ellas con una potencia instalada conjunta de aproximadamente 72.2 MW. Dichas centrales térmicas se utilizaban como complemento a la energía generada por las centrales hidroeléctricas durante la menor producción de las mismas a causa de la estacionalidad del recurso hídrico. No obstante, a partir del mes de setiembre de 2014 se retiraron de operaciones dichas centrales térmicas, al ser consideradas muy antiguas e ineficientes debido a los elevados costos de operación que registraban así como el riesgo asociado a fallas en pruebas y por tanto de posibles sanciones. Adicionalmente, con fecha 03 de noviembre de 2014, Egenor anunció el acuerdo de venta real y enajenación de las centrales térmicas C.T. Paita y C.T. Sullana a Compañía Eléctrica el Platanal S.A por un total de US$4.4 millones correspondiente a los predios y US$100 mil por los bienes muebles ubicados en dichos predios. Cabe señalar que dichas centrales térmicas se retiraron de operación durante el ejercicio 2010, junto con la central térmica Trujillo así como la unidad TG-1 de Chimbote y durante el 2012 hicieron lo propio las unidades de Chiclayo (GMT- 1 y GMT-3). Líneas de Transmisión: Etenorte SRL opera las siguientes líneas de transmisión: (i) Línea 138 kv SE Huallanca SE Chimbote1 Cuenta con una longitud de 83.9 Km., transporta la producción de la central hidroeléctrica Cañón del 7

8 ene.-11 mar.-11 may.-11 jul.-11 sep.-11 nov.-11 ene.-12 mar.-12 may.-12 jul.-12 sep.-12 nov.-12 ene.-13 mar.-13 may.-13 jul.-13 sep.-13 nov.-13 ene.-14 mar.-14 may.-14 jul.-14 sep.-14 nov.-14 ene.-15 mar.-15 Pato y la inyecta al SEIN. Cada línea cuenta con una capacidad de transmisión de 110 MW. (ii) Líneas SE Chimbote 1 SE Chimbote 2 Cuenta con una longitud 8.2 Km. Estas líneas suministran energía al complejo siderúrgico de Chimbote e interconectan las turbogas al SEIN. (iii) Línea de transmisión 220 kv CH. Carhuaquero- SE Chiclayo Oeste Cuenta con una longitud de 83 Km. y con una capacidad de transmisión de 150MW, que permite transmitir la producción de la central hidroeléctrica Carhuaquero hasta la ciudad de Chiclayo e inyectarla en el SEIN. Producción Durante el ejercicio 2014, La Compañía registró un nivel de generación total de 2,153.6 GWh, registrando niveles 7.8% menores a la producción de electricidad generada respecto al ejercicio según información del COES. De esta manera, Egenor se mantuvo en el quinto lugar de la generación total de energía eléctrica del SEIN a la fecha de evaluación, registrando una participación promedio de 5.15%. Respecto a las fuentes de generación, la producción termoeléctrica de la Compañía disminuyó en términos absolutos por los menores despachos de energía dada la venta de la C.T. Las Flores, C.T. Paita y C.T. Sullana. En línea con lo anterior, Egenor registra una dependencia del 100% de la producción en centrales hidroeléctricas en comparación al 86.82% y una extinción de la contribución de las centrales térmicas debido al retiro de operaciones de las mismas durante el ejercicio de Producción Egenor (Gwh) Generación y Rentabilidad La Compañía cuenta con una cartera de clientes diversificada que incluye tanto clientes libres como empresas distribuidoras que atienden principalmente el mercado regulado- así como otras empresas generadoras en el mercado spot. Al cierre del ejercicio 2014, los contratos con empresas distribuidoras representan el 45.3% del total de potencia contratada (55.8% a diciembre de 2013) concentrando el 46.6% con Luz del Sur, 17.5% con Hidrandina y 10.7% con Electronorte. A nivel de clientes libres, estos concentran el 27.8% del total de potencia contratada (37.8% al cierre del ejercicio 2013) y corresponden a contratos con Minera Yanacocha, Minera Barrick, Tecnofil y Messer. 100% 80% 60% 40% 20% 0% Estructura de ventas por tipo de cliente (%) 22% 27% 63% 14% 43% 17% 19% 54% 49% 29% 29% 32% Dic 11 Dic 12 Dic 13 Dic 14 Clientes Libres Distribuidoras Mercado Spot Los ingresos totales al cierre del 2014 ascendieron a S/ millones, registrando una reducción del 3.7% en los últimos 12 meses (S/ millones al cierre de 2013) principalmente por el menor despacho de energía, así el costo de venta total también disminuyó en 3.2% con lo cual el margen bruto se redujo en 4.2%, considerando que la elevada concentración de la generación en las centrales hidroeléctricas permite una mayor reducción de costos en comparación a las generadoras de energía a través de centrales térmicas. La caída en ventas se explica principalmente por los menores despachos de energía y ventas en el mercado spot, sin embargo esto se mitiga gracias al incremento de ventas de potencia. Fuente: COES /Elaboración: Equilibrium ANÁLISIS FINANCIERO Egenor elabora sus Estados Financieros sobre la base de las IFRS (International Financial Reporting Standards), según Resolución N EF/ emitida por la SMV 1 que hace necesaria la aplicación de la norma internacional. Como consecuencia de la venta de la C.T. Las Flores, la Compañía reexpresó los estados financieros para los periodos 2012 y 2013 presentando las operaciones de dicha central térmica como operaciones discontinuas. 1 Superintendencia del Mercado de Valores (SMV). En cuanto al costo de ventas, se mantuvo la tendencia decreciente registrada en los últimos ejercicios, esto principalmente explicado por la venta de la C.T. Las Flores y la salida de operación comercial de las C.T. Piura, Chiclayo y Chimbote. En tal sentido, al cierre del ejercicio 2014 se registra una reducción del 3.2% gracias a la menor compra de suministros y combustibles así como al menor gasto en adquisición de energía y peajes eléctricos para honrar sus contratos, pese a la mayor carga de personal. En línea con lo anterior, el margen bruto disminuyó de S/ millones a S/ millones en los últimos 12 meses, en la medida que los ingresos totales se redujeron en una proporción mayor a los costos de venta. Asimismo, los resultados operativos presentaron la misma tendencia dado que los gastos de administración y ventas se incrementaron en los 8

9 últimos 12 meses. La mayor carga operativa responde a las mayores cargas de personal y servicios prestados por terceros. - No obstante a lo anterior, Egenor registró una ganancia en tipo de cambio de S/.853 mil, en comparación con la pérdida de S/ millones reportada en el ejercicio Asimismo, la Compañía registró ingresos adicionales por la prestación de servicios de administración y operaciones a sus empresas relacionadas Aguaytía Energy del Perú S.R.L., Termoselva S.R.L., Eteselva S.R.L. y Gas Integral S.R.L. Adicionalmente recibe ingresos por participación en ganancias de subsidiarias dado que posee el 100% de acciones de Etenorte S.R.L., empresa dedicada a la transmisión de energía. Asimismo, registra ingresos por concepto de servicios de mantenimiento, gerenciamiento y administración con sus empresas relacionadas. Estos ingresos se registran en el Estado de Resultados dentro de la cuenta diversos neto, la misma que se incrementó en 24.6% al cierre de diciembre de En referencia a los gastos financieros, estos se incrementaron principalmente por los mayores intereses sobre los bonos corporativos así como por intereses moratorios asociados a las declaraciones juradas de impuesto a las ganancias de los años desde 2009 a De esta manera, los gastos financieros a la fecha de evaluación ascendieron a S/.16.4 millones (S/.13.3 millones al cierre del ejercicio 2013). Por su lado, Egenor registró una ganancia por tipo de cambio de S/.853 mil en comparación con la pérdida cambiaria de S/.30.6 millones registrada en el Dicha variación se explica en la reducción de obligaciones bancarias y el aumento de los activos monetarios expresados en moneda extranjera, así como la devaluación de la moneda nacional en los últimos meses. 60% 55% 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 30.6% 18.8% 17.0% 41.1% 27.6% Evolución márgenes 47.3% 33.5% 20.5% 23.5% 47.1% 34.6% 31.5% 54.0% 52.7% 40.0% 40.3% 39.3% 33.9% Mar.14 Mar.15 Mg Bruto Mg Oper. Mg Neto Es así que los mejores resultados obtenidos se reflejaron en los mayores márgenes en función a la vigencia de nuevos PPA s que fueron pactados a mejores condiciones, así como por la disminución en los costos asociados a la C.T. Las Flores como son la depreciación además de los gastos financieros. Cabe precisar que el resultado de ingresos y gastos asociados a la C.T. Las Flores se presenta neto en la cuenta Ganancia Neta de Operaciones Discontinuas, lo cual se recoge en la evolución de los márgenes mencionados. De igual forma, los márgenes de los años 2010 y 2011 se vieron influenciados por la puesta en operación comercial de la C.T. Las Flores. A nivel de generación, el EBITDA medido como utilidad operativa más depreciación y amortización se ubicó en S/ millones al cierre del ejercicio 2014, registrando una disminución del 6.7% respecto al ejercicio 2013, considerando los menores despachos de energía. 4.9% 8.9% Evolución de la Rentabilidad 7.0% 6.6% ROAA 23.1% 12.4% 12.8% 11.9% ROAE 13.2% 12.6% 7.8% 21.7% Mar.14 Mar.15 En los últimos años, Egenor ha presentado un incremento sostenido en sus indicadores de rentabilidad tanto en el retorno sobre activos como de patrimonio, como consecuencia del incremento en los ingresos, la reducción de niveles de activos totales por la venta y enajenación de las centrales térmicas de propiedad de la Empresa registradas dentro del Estado de Resultados Integrales como ganancia neta de operaciones discontinuas, así como la reducción de patrimonio a través de la distribución de dividendos y reciente disminución de capital social. En línea con lo anterior, a la fecha de análisis, el ROAA se incrementó de 6.6% a 12.8% en los últimos 12 meses, mientras que el ROAE lo hizo de 11.9% a 23.1% durante el mismo periodo. Al cierre del primer trimestre de 2015, se registran mejores retornos sobre activos como de patrimonio, así el ROAE se incrementó de 13.2% a 21.7% respecto al primer trimestre del ejercicio 2014, mientras que el ROAA hizo lo propio de 7.8% a 12.6% en el mismo periodo de análisis. Activos y Liquidez Al 31 de diciembre de 2014, Egenor registró una disminución del total de activos de 23.2% respecto al mismo periodo en el 2013 registrando un total de S/.1,063.0 millones, dado que se realizó la venta de la C.T. Las Flores y con lo cual se canceló el contrato de arrendamiento financiero asociado a la construcción de dicha central térmica, sumado a la venta de los predios denominados C.T. Sullana y C.T. Paita así como la depreciación natural del activo fijo. La venta de la C.T. Las Flores contribuyó con la disminución del activo corriente en 58. 5%, lo cual a su vez derivó en la reducción del pasivo corriente en un 63.6%, lo cual reflejó una disminución del capital de trabajo de la Compañía, el mismo que descendió a S/ millones desde los S/ millones registrados a diciembre de En línea con lo 9

10 anterior, los activos corrientes cubren 2.3 veces a los pasivos corrientes. cuenta de resultados acumulados al cierre del ejercicio Evolución capital de trabajo (S/.MM) Con fecha 24 de octubre de 2014, la JGA aprobó el pago de remesas a sus accionistas por un monto total de S/.185 millones a través de la reducción de capital social, considerando que la reducción afecta a todos los accionistas a prorrata de su participación en el capital, sin modificar su porcentaje accionario Mar.14 Mar.15 Asimismo, al mes de marzo de 2015 se registra un incremento de capital de trabajo respecto al cierre de 2014 principalmente por la disminución del pasivo corriente producto de los menores pasivos por impuestos diferidos. De esta manera, los activos corrientes cubren en 4.0 veces a los pasivos corrientes (1.7 veces al cierre de marzo de 2014). Endeudamiento y Solvencia La Compañía presenta un nivel de endeudamiento financiero con tendencia decreciente debido a que a la fecha de análisis no cuentan con proyectos de inversión que demanden una importante destinación de recursos de la Empresa para su operatividad. En tal sentido, el ratio de deuda financiera/ebitda se redujo desde 2.29 veces hasta 1.47 veces al cierre del ejercicio 2014, mientras que en el interanual al corte del primer trimestre de 2015 se incrementó de 1.11 veces a 1.47 veces. Al 31 de diciembre de 2014, las obligaciones financieras (incluida la parte corriente y no corriente) sumaron S/ millones, representada en un 99.6% por los bonos corporativos emitidos bajo el Segundo Programa de Bonos Corporativos. Acreedor Saldo (S/.000) Bonistas 227,842 BBVA (Leasing) 856 Total Deuda Largo Plazo 228,698 La Compañía mantiene un resguardo financiero asociado al mencionado programa de bonos corporativos, mediante el cual debe mantener un ratio de apalancamiento, medido como Deuda Financiera/Patrimonio Neto, inferior a 1.5 veces. A la fecha de análisis, el mencionado covenant se ubicó en 0.4 veces gracias a la cancelación del arrendamiento financiero con el BCP y el incremento en los resultados pese a que la distribución de dividendos durante el primer trimestre del 2014 fue de prácticamente la totalidad de los resultados acumulados al cierre de 2013 y la reducción del capital social acordada el 24 de octubre de 2014 por S/ millones. Mar.15 Mar.14 Deuda Financiera/EBITDA (veces) Resguardo Segundo Programa de Bonos Apalancamiento < 1.50 x A raíz de los menores niveles de endeudamiento y el adecuado margen operativo, la Compañía registra constantes incrementos en sus ratios de cobertura de servicio de deuda y gasto financiero En cuanto al nivel de endeudamiento contable (pasivo/patrimonio) de la Empresa, se ubicó por debajo del promedio de las demás empresas dedicadas a la generación de energía, toda vez que no se encuentra realizando ninguna inversión significativa en proyectos de expansión. Así, al 31 de marzo de 2015 se mantiene en el orden de 0.67 a pesar de la política de distribución de dividendos de la Empresa, la misma que no tiene restricciones para la remesa de dividendos ni para la repatriación del capital a los inversionistas extranjeros. Coberturas (veces) Dic 11 Dic 12 Dic 13 Dic 14 EBITDA / Servicio de deuda EBITDA / Gastos Financieros Cabe mencionar que con fecha 26 de marzo de 2014, la Junta Obligatoria Anual de Socios acordó distribuir dividendos por S/ millones con cargo en la 10

11 Segundo Programa de Bonos Corporativos Duke Energy Egenor hasta por un monto máximo en circulación de US$ 200 millones. Denominación del programa: Segundo Programa de Bonos Corporativos Duke Energy Egenor Monto del programa: Hasta por un importe total emitido de US$200 millones (doscientos y 00/100 millones de Dólares) o su equivalente en Nuevos Soles. Moneda de la emisión: Dólares o nuevos soles. Emisiones y series: El Emisor podrá efectuar una o más emisiones de los Bonos bajo el Programa. El importe total de las Emisiones que se realicen bajo el Programa no podrá exceder el Monto del Programa. Cada una de las Emisiones que formen parte del Programa podrá comprender una o más Series. Clase: Los Bonos serán nominativos, indivisibles y libremente negociables. Estarán representados por anotaciones en cuenta e inscritos en CAVALI. Plazo del programa: El Programa tendrá una duración de cuatro (4) años contados a partir de la fecha de su inscripción en el Registro Público del Mercado de Valores de la SMV. Dicho plazo podrá renovarse de acuerdo a las Normas Aplicables a sólo criterio de las personas facultadas por el Emisor y sin necesidad de contar con el consentimiento previo de los Bonistas, ni del Representante de los Obligacionistas, ni de la Entidad Estructuradora. Precio de colocación: Los Bonos se podrán colocar a la par, sobre la par o bajo la par, de acuerdo con las condiciones del mercado en el momento de la colocación. Redención y pagos del Principal: La Fecha de Redención es aquella en la que vence el plazo de la respectiva Emisión o Serie y cancelarla totalidad del saldo vigente del principal de los Bonos. El principal de los Bonos, y de ser el caso, el pago de sus intereses, se realizará conforme se indique en los respectivos Contratos Complementarios y Prospectos Complementarios. Para efectos del pago del principal e intereses, se considerará a los Bonistas cuyas operaciones hayan sido liquidadas a más tardar el día hábil anterior a la Fecha de Vencimiento o Fecha de Redención, según sea el caso. El pago de los Bonos y el cumplimiento de todas las obligaciones del Emisor en relación con los mismos no se encuentran condicionados ni subordinados a otras obligaciones del Emisor, salvo en los casos establecidos en las Leyes Aplicables. Opción de rescate: Será especificada para cada Emisión de los Bonos en los respectivos Prospectos Complementarios y Contratos Complementarios. Sin embargo, el Emisor podrá rescatar los Bonos emitidos o parte de ellos aun cuando el Prospecto Complementario y el Contrato Complementario respectivos no hubieren contemplado la existencia de Opción de Rescate Tasa de interés: La tasa de interés de los Bonos será establecida por las personas facultadas por el Emisor antes de la Fecha de Emisión de cada una de las Series, con arreglo al mecanismo de colocación que se establezca en el respectivo Prospecto Complementario. La tasa de interés de los Bonos podrá ser: (i) fija, (ii) variable, (iii) sujeta a la evolución de un indicador; o, (iv) cupón cero ( descuento ). Destino de los recursos: Los recursos serán utilizados para la sustitución de los pasivos del Emisor o para otros usos corporativos, según se establezca en el Contrato Complementario y Prospecto Complementario correspondientes. Garantías específicas: No existen garantías específicas. Los Bonos quedarán garantizados en forma genérica por el patrimonio del Emisor. Adicionalmente, dentro de las principales restricciones a las que está sujeto el Emisor, destacan: - En caso se produzca algún hecho de incumplimiento el Emisor no podrá: (i) acordar reparto de utilidades o realizar distribuciones de dividendos o cualquier otra forma de distribución a Accionistas, (ii) otorgar préstamos a terceros o a empresas pertenecientes a su Grupo Económico, (iii) realizar cualquier pago de principal, intereses, primas u otros montos con relación a cualquier deuda del Emisor. - El Emisor no podrá vender, arrendar, dar en uso o en usufructo, enajenar o transferir de cualquier forma sus activos (sean estos fijos o intangibles) o ceder los derechos sobre ellos, bajo cualquier título o modalidad, incluidas las transferencias en dominio fiduciario, que de manera individual o agregada excedan el 25% de su Patrimonio Neto. - El Emisor está obligado a mantener un Ratio de Apalancamiento menor o igual a 1.5. Será calculado al cierre de los períodos intermedios que vencen el 31 de marzo, 30 de junio, 30 de septiembre y 31 de diciembre de cada año durante la vigencia de los Bonos. Primera Emisión Monto: US$ 35.0 millones. Fecha de Emisión: 10 de noviembre del Fecha de Redención: 11 de noviembre del Plazo: 15 años. Tasa de Interés: fija anual de 6.375% Amortización de Principal: el 100% del principal se pagará en la fecha de redención a su valor nominal. Segunda Emisión Monto: US$ 40.0 millones. Fecha de Emisión: 10 de febrero del Fecha de Redención: 12 de febrero del Plazo: 12 años. Tasa de Interés: fija anual de % Amortización de Principal: el 100% del principal se pagará en la fecha de redención de la Emisión o Serie a su Valor Nominal. 11

12 Duke Energy Egenor S en C por A. Estado de Situación Financiera (Miles de Soles) ACTIVOS Dic 11 Dic 12 Dic 13 Mar 14 Dic 14 Mar 15 Activo Corriente Dic 14 Mar 15 Dic 13 Mar 14 Efectivo y Equivalentes de Efectivo 121, % 105, % 135, % 13, % 145, % 148, % 7.0% 972.5% Cuentas por Cobrar Comerciales (neto) 58, % 54, % 59, % 61, % 51, % 57, % -13.5% -5.9% Otras Cuentas por Cobrar : A entidades relacionadas 8, % 5, % 8, % 4, % 5, % 5, % -27.5% 33.0% Diversas 1, % 1, % 2, % 24, % % 1, % -64.5% -93.6% Existencias: Suministros y repuestos 7, % 6, % 6, % 6, % 6, % 6, % 3.0% 0.4% Combustibles y lubricantes 4, % 5, % 3, % 3, % 2, % 2, % -18.0% -19.1% Existencias por recibir % Estimación para desvalorización 1, % % % % 3, % 3, % 405.0% 405.0% Total Existencias 11, % 11, % 9, % 9, % 6, % 6, % -34.3% -35.8% Activo por impuesto a las ganancias % Gastos pagados por anticipado % % % 3, % % 3, % 60.0% 10.5% Activos mantenidos para la venta 290, % 290, % % % Total Activo Corriente 203, % 179, % 504, % 407, % 209, % 222, % -58.5% -45.3% Propiedades, planta y equipo (neto) 1,212, % 1,169, % 844, % 835, % 814, % 806, % -3.5% -3.5% Inversiones en subsidiaria 32, % 32, % 30, % 32, % 33, % 35, % 11.0% 8.5% Cuentas por cobrar a largo plazo 1, % 1, % 3, % 1, % 3, % 3, % 0.0% 131.2% Activos intangibles (neto) 1, % 1, % 0 0.0% % 0 0.0% 0 0.0% % Otros activos 5, % 3, % 1, % 1, % 1, % 1, % 29.9% -36.9% Total Activo No Corriente 1,253, % 1,209, % 879, % 4, % 853, % 4, % -2.9% 6.0% TOTAL ACTIVOS 1,456, % 1,389, % 1,383, % 1,280, % 1,063, % 1,069, % -23.2% -16.4% 0 PASIVOS Y PATRIMONIO Dic 11 Dic 12 Dic 13 Mar 14 Dic 14 Mar 15 Dic 14 Mar 15 Dic 13 Mar 14 Pasivo Corriente Cuentas por pagar Comerciales 15, % 16, % 16, % 16, % 16, % 20, % -0.1% 23.5% Otras Cuentas por pagar: Tributos 4, % 5, % 5, % 0 0.0% 4, % 8, % -15.7% - Remuneraciones y participaciones 7, % 10, % 10, % 7, % 20, % 10, % 88.2% 43.9% Vinculadas % % % 22, % % % -43.0% -98.7% Depósitos en garantía % % % % % % 32.0% -10.2% Diversas 5, % 6, % 1, % 5, % 1, % 1, % -7.8% -77.4% Compensación por tiempo de servicios 3, % 3, % 4, % 3, % 4, % % -0.9% -85.8% Porción Cte. Deuda L.P. 40, % 20, % 4, % 4, % 4, % 4, % 8.1% 4.4% Pasivo por impuesto a las ganancias 14, % 3, % 7, % 39, % 9, % 978.6% 24.9% Pasivos asociados a los activos mantenidos para la venta 204, % 40, % % % Total Pasivo Corriente 76, % 78, % 252, % 108, % 91, % 56, % % -48.2% Provisión para desmantelamiento de activos 2, % 2, % 3, % 3, % 4, % 4, % 42.0% 25.6% Pasivos por impuesto a las ganancias diferido 178, % 193, % 162, % 162, % 138, % 138, % -15.0% -15.0% Obligaciones financieras 369, % 342, % 210, % 211, % 224, % 229, % 6.5% 8.7% Total Pasivo No Corriente 550, % 538, % 376, % 378, % 367, % 373, % -2.5% -1.3% TOTAL PASIVO 627, % 616, % 629, % 486, % 459, % 429, % -27.0% -11.8% Capital social emitido 538, % 538, % 538, % 538, % 353, % 353, % -34.4% -34.4% Reservas 52, % 52, % 95, % 95, % 95, % 70, % 0.0% -26.1% Resultado del ejercicio 70, % 99, % 99, % 36, % 156, % 36, % 57.0% 393.4% Resultado Acumulados 166, % 81, % 20, % 122, % -2, % 179, % % -70.0% TOTAL PATRIMONIO NETO 828, % 772, % 754, % 793, % 603, % 640, % -20.0% -19.3% TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 1,456, % 1,389, % 1,383, % 1,280, % 1,063, % 1,069, % -23.2% -16.4% 12

13 Duke Energy Egenor S en C por A. Estado de Resultados Integrales (miles de soles) Dic 11 Reexpresado por la venta de la C.T. Las Flores Dic 12 Dic 13 Dic 14 Mar 15 Dic 13 Mar 14 Ventas de Energía 311, % 188, % 236, % 47, % 213, % 69, % -9.9% 46.1% Ventas de Potencia 98, % 57, % 74, % 8, % 84, % 30, % 13.7% 260.7% Compensación COES - 0.0% 127, % 76, % 38, % 73, % 5, % -3.5% -84.8% Otros Servicios 3, % 3, % % 1, % 2, % 1, % 502.7% -1.3% Total Venta de Energía Eléctrica 413, % 376, % 387, % 96, % 373, % 108, % -3.7% 12.4% Suministros, Repuestos y Combustibles (112,354) -27.2% (6,835) -1.8% (11,397) -2.9% (2,457) -2.5% (6,229) -1.7% (714) -0.7% -45.3% -70.9% Compra de Energía y Peajes Eléctricos (49,223) -11.9% (129,754) -34.5% (100,617) -26.0% (17,364) -18.0% (86,236) -23.1% (27,868) -25.7% -14.3% 60.5% Cargas de Personal (23,491) -5.7% (21,341) -5.7% (26,387) -6.8% (8,076) -8.4% (37,514) -10.1% (7,803) -7.2% 42.2% -3.4% Servicios de Terceros (18,047) -4.4% (22,368) -5.9% (24,462) -6.3% (5,428) -5.6% (22,909) -6.1% (4,164) -3.8% -6.3% -23.3% Otros (84,218) -20.4% (41,187) -10.9% (41,098) -10.6% (11,071) -11.5% (44,618) -12.0% (10,750) -9.9% 8.6% -2.9% Total Costo de Ventas de Energía Eléctrica (287,333) -69.4% (221,485) -58.9% (203,961) -52.7% (44,396) -46.0% (197,506) -52.9% (51,299) -47.3% -3.2% 15.5% Ganancia Bruta 126, % 154, % 183, % 52, % 175, % 57, % -4.2% 9.8% Gasto de Administración (40,575) -9.8% (46,797) -12.4% (49,008) -12.7% (12,600) -13.1% (53,273) -14.3% (12,403) -11.4% 8.7% -1.6% Gastos de Ventas (7,921) -1.9% (3,943) -1.0% (4,677) -1.2% (944) -1.0% (4,928) -1.3% (1,088) -1.0% 5.4% 15.3% Ganancia de Operación 77, % 104, % 129, % 38, % 117, % 43, % -9.4% 13.3% Ingresos Financieros 1, % 2, % 3, % % 1, % % -52.4% -39.4% Gastos Financieros (33,742) -8.2% (27,073) -7.2% (13,280) -3.4% (5,494) -5.7% (16,394) -4.4% (4,388) -4.0% 23.4% -20.1% Ganancia (Pérdida) en cambio 15, % 12, % (30,619) -7.9% (879) -0.9% % (1,423) -1.3% % 61.9% Diversos,neto 36, % 26, % 40, % 9, % 50, % 12, % 24.6% 33.9% Ganancia antes de Impuesto a las Ganancias 97, % 118, % 128, % 41, % 153, % 50, % 19.0% 20.7% Impuesto a las Ganancias (26,660) -6.4% (41,563) -11.0% (40,853) -10.5% (12,291) -12.7% (24,149) -6.5% (13,738) -12.7% -40.9% 11.8% Ganancia Neta (Operaciones Continuas) 70, % 77, % 88, % 29, % 129, % 36, % 46.7% 24.5% Mar 14 Dic 14 Mar 15 Ganancia Neta (Operaciones Discontinuas) - 0.0% 22, % 2, % 8, % 27, % - 0.0% 899.6% % Ganancia Neta del Año 70, % 99, % 90, % 37, % 156, % 36, % 72.4% -2.8% INDICADORES FINANCIEROS Solvencia Activo Fijo / Patrimonio Pasivo / Patrimonio Endeudamiento del activo Deuda Financiera / Patrimonio Deuda Financiera / EBITDA Liquidez Liquidez general (veces) Liquidez ácida (veces) Capital de Trabajo (S/. Millones) Gestión Gtos. Ope. / Ingresos Gtos. Finan. / Ingresos Rotación Cobranzas Rotación Cuentas por Pagar Rotación Inventarios Ciclo Comercial Rentabilidad Ganancia Neta / Ventas Ganancia Operativa / Ventas Ganancia Bruta / Ventas Margen EBIT* Margen EBITDA* ROAA* ROAE* Generación EBIT (S/. Millones) EBIT / Servicio de deuda EBIT / Gastos Financieros EBITDA (S/. Millones) EBITDA / Servicio de deuda EBITDA / Gastos Financieros Dic % % 8.2% % 18.83% 30.56% 18.83% 31.96% 4.88% 8.87% Dic % % 7.2% % 23.46% 39.25% 27.65% 33.47% 39.99% 41.13% 47.33% 54.01% 27.65% 33.47% 30.78% 40.47% 43.02% 50.83% 6.98% 6.55% 7.80% 12.41% 11.90% 13.17% Dic % % 3.4% Mar % % 5.7% Dic % % 4.4% % 31.46% 47.06% 31.46% 41.66% 12.80% 23.07% Mar % % 4.0% % 40.30% 52.73% 31.82% 41.51% 12.58% 21.66%