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
Eduardo Court
Mongrut Vasconcellos, Martín
Osterloh Cueto, Bruno
Asesor: Juan O’Brien
Rivera Montoya, Marcos
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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
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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.
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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
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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
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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
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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.
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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.
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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.
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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%
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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%
Reporte Financiero Burkenroad Perú – (Electroperú S.A.)
17
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
Reporte Financiero Burkenroad Perú – (Electroperú S.A.)
18
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