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Transportadora de Electricidad S.A. (TDE)

Informe con Estados Financieros al 30 de junio de 2010 Fecha de Comité: 30 de septiembre de 2010

Verónica Tapia Tavera (591) 2 2124127 [email protected]

Alan Moscoso De las Muñecas (591) 2 2124127 [email protected]

Aspecto o Instrumento Calificado Calificación PCR Equivalencia ASFI

Acciones ordinarias Primera Clase Nivel 1 I

Significado de la Calificación

Primera Clase Nivel 1: Las acciones calificadas en esta categoría son probablemente las más seguras,

estables y menos riesgosas del mercado. Muestran una muy buena capacidad de generación de utilidades

y liquidez en el mercado.

Significado de la Calificación ASFI

Categoría I: El más alto nivel de solvencia y muy buena capacidad de generación de utilidades.

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

La información empleada en la presente calificación proviene de fuentes oficiales, sin embargo no garantizamos la confiabilidad e

integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las calificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos.

Racionalidad

Calificadora de Riesgo Pacific Credit Rating S.A. en Sesión de Comité N° 013/2010 de 30 de septiembre de 2010 acordó por unanimidad otorgar la calificación de I (equivalente a Primera Clase Nivel 1 según la simbología de calificación utilizada por PCR) a las acciones ordinarias de Trasportadora de Electricidad S.A. (en adelante TDE). Las acciones calificadas en esta categoría son probablemente las más seguras, estables y menos riesgosas del mercado. Muestran una muy buena capacidad de generación de utilidades y liquidez en el mercado.

La calificación asignada se sustenta en:

Transportadora de Electricidad S.A. es la principal empresa de transmisión de electricidad en el Sistema Interconectado Nacional.

La amplia experiencia de Red Eléctrica Internacional (R.E.I), filial del grupo Red Eléctrica de España, quien es el principal accionista y actual operador de TDE. Así también, la política que ha venido empleando referente a la búsqueda de nuevas oportunidades en el sector eléctrico boliviano, lo cual conllevaría a ampliar las posibilidades de expandir las redes de transporte y por ende a aumentar los ingresos de la compañía.

La estabilidad y predictibilidad de los flujos de la compañía así como la capacidad de generación de utilidades producto de la regulación actual. La mayor parte de los ingresos de la empresa se encuentran regulados y poseen una cláusula de mantenimiento de valor, la cual le otorga una mayor estabilidad al flujo de ingresos. De acuerdo con la Ley de Electricidad N°1604, en el caso que se requiera la expansión de la transmisión eléctrica, los costos serán atribuibles al agente que los ocasiona, lo cual a su vez garantiza a la empresa la recuperación de su inversión. Así también, la realización de cualquier nueva inversión en líneas de transmisión aprobada por el Comité Nacional de Despacho de Carga, se encuentra respaldada por el flujo que genere la misma.


El adecuado ratio de cobertura de gastos financieros, el cual ha mejorado en los últimos años como resultado del paulatino incremento del EBITDA, producto de la mayor demanda de energía en el mercado boliviano y del incremento de la tarifa de peaje. A junio de 2010, el ratio EBITDA (12 meses) sobre Gastos Financieros fue de 6.55 veces, su nivel más alto en prácticamente 10 años.

El bajo riesgo inherente a la actividad de transmisión eléctrica bajo la actual norma de regulación.

Los adecuados indicadores de disponibilidad de la red, logrados por una mayor eficiencia en la planificación, programación y ejecución de los programas de mantenimiento que han optimizado el tiempo de las intervenciones.

Riesgo Político

Mediante Decreto Supremo N° 493 el Gobierno Boliviano llevó a cabo la nacionalización de tres empresas generadoras de energía eléctrica (Corani, Guaracachi, Valle Hermoso) y mediante Decreto Supremo N° 492 se dispuso que la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad intervenga a Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba S.A. (ELFEC S.A.)

En opinión de PCR existe una probabilidad que las acciones de TDE pasen en un futuro a manos del Estado de manera intempestiva, por lo que la Calificadora se reserva el derecho de revisar en cualquier momento la calificación de riesgo de las acciones ordinarias en caso se presentara algún evento que amerite dicha variación. Esta opinión se sustenta en la expresión verbal del Presidente de la República de Bolivia de que "tarde o temprano el Estado debe controlar y administrar el 100 por ciento de energía que se produce"

1 en el país.

Información de la Calificación

Información empleada y análisis realizado en el proceso de calificación:

1. Información Financiera al 30 de junio de 2010. 2. Informe de Gestión – Junio 2010. 3. Estadísticas de producción. 4. Relación de principales clientes. 5. Participación en el Sector Eléctrico. 6. Inversiones Financieras. 7. Estructura de Financiamiento. 8. Detalle de Inversiones.

Instrumentos Calificados

Características de los instrumentos calificados: Acciones Ordinarias Nominativas: En Junta General Extraordinaria de Accionistas de TDE celebrada el

26 de Septiembre de 2001, se autorizó la inscripción de las acciones suscritas y pagadas de TDE en la Bolsa Boliviana de Valores S.A. con las siguientes características:

Total de acciones suscritas y pagadas: 3.622.521

Valor nominal de Bs 100.

Serie: Única.

Derechos y Obligaciones: De acuerdo a lo establecido en el Código de Comercio, cada acción ordinaria otorga a su propietario el derecho de un voto en las Juntas Generales e incorpora iguales derechos a la percepción de dividendos y alícuota parte en caso de liquidación. Asimismo, los accionistas son responsables solamente hasta el monto del valor nominal de sus acciones. El patrimonio individual del accionista es diferente e independiente del patrimonio social.

Emisor: Transportadora de Electricidad S.A. (TDE S.A.), con número de inscripción en el Registro del Mercado de Valores Nº SPVS-IV-EM-TDE-041/2000.

Reseña

El sector eléctrico en Bolivia se rige por la Ley de Electricidad Nº 1604 del 21 de diciembre de 1994 y otros reglamentos que en conjunto establecen la existencia de un Sistema Interconectado Nacional (SIN), la existencia de empresas desagregadas verticalmente (generación, distribución y transmisión) con dedicación exclusiva en una actividad, la presencia de los sistemas aislados capaces de integrar las tres actividades y los auto-productores.

1 Wall Street Journal en español (2 de mayo de 2010): http://online.wsj.com/article/SB127282502247485661.html

http://online.wsj.com/article/SB127282502247485661.html


Fue en cumplimiento de esta ley que a principios del segundo trimestre de 1997 se constituyó TDE S.A.M como una sociedad de economía mixta gracias a los aportes de capital de la Empresa Nacional de Electricidad S.A. (ENDE), como representante del Estado Boliviano, y de sus trabajadores como sector privado.

En julio de 1997, se concluyó la venta de la totalidad de acciones del Estado Boliviano a Red Eléctrica de Bolivia Ltda. de la cual Unión Fenosa Acex era el principal accionista. Posteriormente en junio de 2002 Unión FENOSA transfiere estás acciones a favor de Red Eléctrica Internacional.

Accionistas y Directorio

El principal accionista de TDE es Red Eléctrica Internacional S.A.U. (REI SAU). En la Junta General Ordinaria de Accionistas del 12 de febrero de 2009, se determinó nombrar a los Directores Titulares y Suplentes, por la gestión 2009 – 2010, y ratificar a los Síndicos, según el detalle siguiente:

Cuadro 1

Accionistas y Directorio

Accionistas Directorio

Red Eléctrica Internacional S.A.U.

(REISAU)

99.94% Directores Titulares Directores Suplentes

Trabajadores y otros 0.06% Luis Atienza Sema Luis Velasco Bodega

Mauricio Torrico Galindo Alberto Granda de Martos

Carlos Collantes Péres Arda Síndicos

Javier de Quinto Romero Juan Carlos Gumucio Del Villar (Tit.)

Total 100.00% Juan Lasala Bernard Andrés Llubomir Sitic Tardio (Sup.)

Fuente: Transportadora de Electricidad S.A. / Elaboración: PCR

La plana Gerencial de la empresa se presenta en el cuadro siguiente:

Cuadro 2

Principales Ejecutivos

Vicepresidente Ejecutivo Javier de Quinto Romero

Gerente Económico Financiero Mauricio Villarroel

Gerente de Mercado y Operación Germán Rocha Maldonado

Gerente de Ingeniería y Construcción Miguel Aramayo Aramayo

Gerente de Mantenimiento Boris Muñoz Arce

Gerente de Organización y Recursos Humanos Gonzalo Guzmán Orellana

Fuente: ASFI / Elaboración: PCR

Red Eléctrica Internacional

Red Eléctrica Internacional S.A.U. (REISAU) es una sociedad anónima unipersonal propietaria del 99.94% de TDE y es responsable de la administración de la sociedad en su calidad de operador. Red Eléctrica Internacional pertenece al GRUPO RED ELÉCTRICA, en el que participa RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA que es la empresa líder de transporte de electricidad español y propietario de la mayor parte de la red española de transporte de electricidad de alta tensión. Red Eléctrica Internacional canaliza y potencia los negocios del Grupo en el exterior

2, cuya expansión se centra en regiones geográficas con altas tasas de

crecimiento de la demanda de electricidad para los próximos años, como son Latinoamérica, Europa del Este y los países del Mediterráneo.

2 Fuente: www.ree.es


Operaciones

La principal actividad de Transportadora de Electricidad S.A. es el transporte de la energía eléctrica en Bolivia. TDE desarrolla sus actividades como agente transmisor en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de Bolivia, integrando el Sistema Interconectado Nacional (SIN) conformado por el Sistema Troncal de Interconexión (STI) y Sistemas Aislados de transmisión fuera del STI y Autoproductores. TDE es propietaria de la mayor parte de la red de transmisión del STI y de la tercera parte de la red fuera del STI. Adicionalmente, cuenta con 22 subestaciones y es propietaria de instalaciones para operación y despacho de carga.

TDE pone a disposición del mercado todas sus líneas del STI y fuera del STI, las cuales se rigen de acuerdo a las tarifas aprobadas por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad. A la red de la empresa se conectan las principales centrales de generación, instalaciones de retiro de distribuidoras y de consumidores no regulados. TDE opera y supervisa el estado de su red con un sistema SCADA, que es también utilizado por el Comité Nacional de Despacho de Carga para el despacho económico de carga y la coordinación de la operación en el STI.

En cuanto a la cartera de clientes de la empresa, se encuentra compuesta por compañías que cuentan en su estructura accionaria con importantes empresas eléctricas extranjeras, situación que ha favorecido a la inexistencia de cuentas morosas. Sistema Troncal Interconectado:

Cuadro 3

Facturación de clientes (incluye IVA)

(USD miles)

Cliente 2007 2008 2009 2010*

Distribuidores 17.474 21.112 27.963 14.187

CRE 8.319 10.022 11.375 5.547

ELECTROPAZ 1.766 1.852 7.147 3.701

ELFEC 4.095 4.884 4.972 2.536

ELFEO 1.205 1.512 1.844 956

SEPSA 1.287 1.728 1.559 887

CESSA 802 1.114 1.067 555

ENDE nd nd nd 5

Consumidores no regulados 1.392 1.587 395 204

INTIRAYMI 62 69 72 31

CM VINTO 99 0 0 -

EM VINTO 0 152 148 75

COBOCE 86 117 148 98

SAN CRISTOBAL 1.145 1.249 27 -

Generadores 12.217 14.973 8.759 5.351

CORANI 1.178 1.430 1.331 454

EGSA 1.854 2.518 2.643 1.254

COBEE 6.702 7.569 2.901 1.559

VALLE HERMOSO 1.208 1.720 1.884 1.051

OTROS 1.275 1.735 1,751,736 1.033

TOTAL 32.358 39.408 37.117 19.742


*Ingresos acumulados a junio de 2010


Sistemas Norte y Sur:

Instalaciones Complementarias:

Cuadro 5

Facturación de clientes - incluye IVA- (USD miles)

Cliente 2007 2008 2009 2010*

VALLE HERMOSO 80 89 91 45

ELFEC 80 89 91 45

INTIRAYMI 40 45 45 22

SEPSA 70 78 80 39

TOTAL 270 301 307 152



Sector Eléctrico Boliviano

Demanda y Precios:

La demanda máxima registrada en los últimos 12 meses fue de 961,5 MW. Asimismo la generación bruta de Hidroeléctrico en los últimos 12 meses fue 2.133.484 MWh y total bruto de Termoeléctrica fue 3.715.565 MWh, que en total representa 5.849.049 MWh. A junio de 2010 el precio promedio de energía llego a USD/MWh 19,42; en tanto, el precio de la potencia se ubicó USD/MWh 15,40; mientras que el peaje se situó en USD/MWh 7,15. De este modo, el precio monómico registró un monto total de USD/MWh 41,97 nivel superior al registrado en el segundo trimestre de 2009 (40,12 USD/MWh).

Gráfico 1 Gráfico 2

Fuente: CNDC / Elaboración: PCR

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 jun-10

Demanda Anual de Energía

demanda anual

(GWh)

10

15

20

25

30

35

40

45

20

04

20

05

20

06

mar

-07

jun

-07

sep

-07

dic

-07

mar

-08

jun

-08

sep

-08

dic

-08

mar

-09

jun

-09

sep

-09

dic

-09

en

e-1

0

feb

-10

mar

-10

ab

r-1

0

may

-10

jun

-10

Evolución anual del precio Monómico

Evolución anual del precio Monómico

(En US$/MWh - Sin IVA)

Cuadro 4

Facturación de clientes (incluye IVA)

(USD miles)

Cliente 2007 2008 2009 2010*

HBOLIVIANA 740 740 740 271

RIO ELECTRICO 70 78 80 39

SEPSA 70 78 80 39

TOTAL 881 897 900 350




Sobre la generación de energía en Bolivia al cierre de 20093, la generación termoeléctrica mostró

predominio al representar el 59% del total producido, de lo cual las térmicas a gas natural fueron las principales fuentes utilizadas con 56%, seguida de lejos por las térmicas a vapor y las térmicas de gas/diesel con participaciones de 1,8% y 1,2%, respectivamente. La generación hidroeléctrica, por su parte, representó el 41% del total, con una participación de las hidroeléctricas de embalse de 15,3% y las hidroeléctrica de pasada con 25,7%. Asimismo, se espera que para los próximos años la participación de la energía térmica (y del gas natural en particular) continué incrementándose debido a la mayor explotación del gas.

A junio de 2010, el 61,50% de la capacidad de generación en el SIN es cubierta por el sistema hidroeléctrico y el restante 38,50%, por el sistema termoeléctrico.

Cuadro 6 Capacidad de Generación

(A junio de 2010)

EMPRESA CENTRALES Nº Unidades Capacidad Efectiva (MW)

HIDROELÉCTRICAS

HIDROBOL Sistema Hidroeléctrico Taquesi 4 90.4

SYNERGIA Central Hidroeléctrica Kanata 1 7.6

CORANI Sistema Hidroeléctrico Corani 9 149.9

ERESA Sistema Hidroeléctrico Yura 7 19.0

COBEE Sistema Hidroeléctrico Miguillas 9 20.9

Sistema Hidroeléctrico Zongo 21 188.4

SDB Central Hidroeléctrica Quehata 2 2.0

TERMOELÉCTRICAS

EGSA

Térmica Guaracachi 7 271.0

Térmica Santa Cruz 2 43.3

Térmica Aranjuez - TG 1 18.5

Térmica Aranjuez - DF 3 8.1

Térmica Aranjuez - MG 7 11.2

Térmica Karachipampa 1 13.9

VALLE HERMOSO Térmica Valle Hermoso 4 74.2

Térmica Carrasco 2 111.9

COBEE Térmica Kenko 2 18.6

CEC BULO BULO Térmica Bulo Bulo 2 89.6

GUABIRA ENERGIA Térmica Guabirá 1 21.0

ENDE ANDINA Térmica Entre Rios 4 107.1

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

3 Últimos datos disponibles – Comisión Nacional de Despacho de Carga.

Gráfico 3

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

38,50%

61,50%

Capacidad de Generación en el SIN (jun-10)

hidro termo


Puntos relevantes junio – 2010:

La demanda en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) creció, hasta junio de 2010, en una tasa anual de 7,7% en energía y 7% en potencia.

La capacidad de generación en junio de 2010 fue de 1.242,31 MW, en mayo de 2010 fue de 1.190 MW y en abril de 2010 fue de 1.184 MW.

La demanda máxima registrada en los últimos 12 meses fue de 961,5 MW.

En junio de 2010, la producción bruta en centrales de generación se distribuyó en: Hidroeléctrica 28,64% y Termoeléctrica 71,36%

En junio de 2010, el precio monómico a los consumidores fue de 41,97 USD/MWh.

En junio de 2010, el costo marginal de generación fue de 18,55 USD/MWh (sin IVA), mientras que el valor esperado en la programación estacional fue 15,13 USD/MWh. La variación del costo marginal principalmente a la postergación del proyecto Ciclo Combinado, al retraso de las unidades ERI04 y ERI01 previstas para el mes de mayo, al aumento de la demanda y la menor generación hidroeléctrica afectada por aportes inferiores a los previstos.

Proyectos e Inversiones

A diciembre de 2009, las inversiones efectuadas por la Compañía fueron de USD 7,7 millones, representando un incremento de USD 3,99 millones con respecto a lo invertido a diciembre 2008. Durante el 2008, las inversiones realizadas por TDE ascendieron a USD 4,0 millones, inferior a los USD10,96 millones registrado en el 2007. Las mayores inversiones ejecutadas durante el 2008 correspondieron al Programa de Inversión de Renovación y Mejoras. Cabe mencionar que durante el 2007 (mes de agosto) fueron concluidas las instalaciones del proyecto Carrasco – Santiváñez.

A continuación, se muestra un detalle de las inversiones efectuadas a junio de 2010.

Cuadro 7

Detalle de Inversiones

(En dólares americanos)

Inversiones 2007 2008 2009 Mar-10 Jun-10

Transmisión 10.527.461 3.698.146 7.423.350 625.763 877.113

Proyectos de Expansión en Red 6.496.995 792.293 4.785.115 34.690 70.389

Estudios 22.824 11.551 73.286 0 0

Otras Inversiones en Red 4.007.642 2.894.302 2.564.949 591.072 806.724

Telecomunicaciones 0 0 0 0 0

Software y Hardware 124.482 195.643 193.860 66.830 149.201

Otras Inversiones General 306.473 105.564 105.851 36.993 81.119

Total Inversiones 10.958.416 3.999.353 7.723.061 729.585 1.107.433


Gráfico 3

Fuente: TDE / Elaboración: PCR

38,48%

8,44%4,52%0,32%

48,23%

Participación en el Mercado Eléctrico Boliviano (A junio de 2010)

Generación Transmisión TDE

Transmisión ISA Transmisión ENDE

Distribución


Proyectos de TDE:

1. La situación de los proyectos anteriores Sistema Sur I y Sistema Sur II es la siguiente: 1.1 Proyecto Ampliación Sur I: El 4 de octubre 2009 se ha completado la puesta en servicio

del proyecto, 163 días antes del plazo comprometido con el mercado. 1.2 Proyecto Ampliacion Sistema Sur II Concluyo con los estudios y diseño basico.

2. Proyectos de acción exterior:

2.1 Se ha concluido el proyecto de acción exterior y responsabilidad social desarrollado con el IFC. TDE prosigue con la extensión de los programas y réplica de las experiencias piloto. Los productos principales fueron: Atlas Eólico de Bolivia, programa piloto cocinas eficientes a leña, programa piloto linternas con batería solar y los proyectos piloto microcentrales.

2.2 IFC transfirió a TDE la licencia para la administración de la Base de Datos Eólicos. Se realizaran convenios interinstitucionales para difundir dicha información con instituciones académicas y organizaciones que promuevan el uso de energías renovables, en ese marco en diciembre se entregaron las bases de datos a la Universidad Católica Boliviana y a CRE.

2.3 El programa de cocinas eficientes a leña fue extendido en la zona de influencia del proyecto Ampliación Sur I. En coordinación con la Honorable Alcaldía de Atocha, se identifico la comunidad rural llamada Gran Chocaya lugar donde en el mes de noviembre se termino de implementar 18 cocinas eficientes a leña.

3. Proyectos:

3.1 El Comité Nacional de Despacho de carga ha hecho conocer el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2010 – 2020. (Ampliación subestación Chimoré - Ampliación subestación Arocagua). El mismo difiere en relación a la versión preliminar dada a conocer en Octubre 2009 incorporando nuevos proyectos en el área de transmisión y modificando algunas de las fecha previstas de puesta en servicio. Entre otros se tiene:

Cuadro 8

Proyectos en Expansión

Proyectos

Inversiones según plan de

Expansión del SIN (USD)

Puesta en servicio según plan

de expansión del SIN

Ampliación Subestación Chimoré 2.100.000 Noviembre de 2010

Ampliación Subestación Arocagua 2.300.000 Noviembre de 2010

Cambio de Conductor ARJ-POT 69 kV 2.200.000 Junio de 2011

Elevación de tensión POT-PUN 115 kV 3.000.000 Junio de 2011

SE Melga - División línea ARO-SIS 1.900.000 Noviembre de 2011

SE COBOCE - División línea CAT-VHE 1.900.000 Noviembre de 2011

Transformador 75 MVA SE Santiváñez 4.900.000 Enero de 2012

Fuente: TDE / Elaboración: PCR

4. Rehabilitación de la estructura 574 por siniestro: 4.1 Se han concluido los estudios de suelos y el diseño de las fundaciones para la alternativa

adoptada consistente en rehabilitar la línea con el mismo trazo, que es la única viable de concluir antes de la próxima época de lluvias. Todos los suministros han sido contratados.

4.2 Se ha iniciado los trabajos de construcción de fundaciones especiales (pilotes de 23,20 metros de profundidad y 1,20 metros de diámetro). En proceso final de fabricación de la nueva torre de 84 metros de altura a cargo de DAMP.

4.3 El montaje de la nueva torre de 84 m y el nuevo tendido para cruzar el río Yapacani originalmente previsto para diciembre/2009 ha sido reprogramado para enero/2010 por instrucción del CNDC ante restricciones para poder desconectar la línea Carrasco – Guaracachi debidas al mantenimiento de dos turbinas de generación en la planta Guaracachi en el mismo período.

4.4 En la construcción de los dos pilotes restantes, el contratista ha tenido severas dificultades y daños en sus equipos, agravadas por las condiciones climáticas e intensas lluvias en la zona. Se analizan alternativas y se establecen planes de contingencias para preservar la continuidad del servicio durante la temporada de lluvia en caso de que el


retraso persista o se presenten crecidas del río que pongan en riesgo la estructura provisional.

5. Expansión y Desarrollo

5.1 Proyecto Chimoré (División línea Carrasco – San José en Chimoré). El 15 de marzo

de 2010 el CNDC en sesión extraordinaria y mediante resolución 265-2010-2 aprobó el informe de “Evaluación Económica del proyecto división Línea Carrasco – San José en Chimoré” y dispuso la remisión a la autoridad regulatoria. TDE ha propuesto un valor STEA para las nuevas instalaciones de 1.641.846 USD. El 19 de marzo de 2010 a requerimiento de la Mancomunidad de Municipios del Trópico, TDE informó sobre el proyecto en una reunión ampliada llevada a cabo en Chimoré. El proyecto fue respaldado y tuvo una acogida muy favorable. El Plan de Expansión del Sistema de Transmisión prevé para noviembre de 2010, la división de la línea San José - Carrasco 230 kV en la subestación Chimoré existente, en dos tramos y para convertir la subestación Chimoré en una subestación de maniobra se instalarán los paños de maniobra faltantes. TDE comprometió un plazo de ejecución del proyecto de 13 meses desde la fecha de suscripción del contrato de ampliación de la licencia de transmisión

4.

5.2 Adecuación de la Red a Larecaja. En fecha 24 de febrero de 2010 el CNDC en sesión

ordinaria y mediante resolución 264/2010-5 aprobó el informe de cumplimiento de la norma operativa N° 30 del proyecto Adecuación Sistema Larecaja, posibilitando el inicio de la etapa de evaluación económica. TDE ha propuesto un valor STEA para las nuevas instalaciones de 1.557.442 USD. El proyecto contempla las adecuaciones necesarias en la red Larecaja para asegurar la operación y servicio que requieren los nuevos consumos a conectarse a la línea Caranavi – Trinidad de propiedad de ENDE. TDE comprometió un plazo de ejecución del proyecto de 13 meses desde la fecha de suscripción del contrato de ampliación de la licencia de transmisión

5.

5.3 Proyecto ampliacion subestacion Arocagua. En fecha 29 de marzo de 2010 el CNDC

en sesión ordinaria y mediante resolución 266/2010-5 aprobó el informe de cumplimiento de la norma operativa N° 30 del proyecto Ampliación Subestación Arocagua, viabilizando el inicio de la etapa de evaluación económica. TDE ha propuesto un valor STEA para las nuevas instalaciones de 1.966.723 USD. El proyecto prevé las adecuaciones necesarias en la Subestación Arocagua para garantizar la demanda de la ciudad de Cochabamba sostenida a través de las líneas Corani – Valle Hermoso y Santa Isabel – Arocagua. TDE comprometió un plazo de ejecución del proyecto de 13 meses desde la fecha de suscripción del contrato de ampliación de la licencia de transmisión

6.

Hechos Recientes

El 4 de agosto de 2010, procedió al pago de dividendos de la gestión 2009, a Bs11,79 por acción, por un importe a distribuir de Bs42.726.343,50.

En Junta General Ordinaria de Accionistas de 3 de agosto de 2010, determinó aprobar la distribución de utilidades acumuladas equivalente a Bs42.726.343,50 misma que había sido previamente considerada y aprobada por el Directorio reunido el 20 de julio de 2010, declarando en consecuencia un dividendo de Bs11,7946 por acción, para el efecto se delegó a la Vicepresidencia Ejecutiva para que efectúe el pago correspondiente de los dividendos en función a las disponibilidades de caja y dando cumplimiento a los contratos de préstamo suscritos con la International Finance Corporation y la Corporación Andina de Fomento.

En Junta General Ordinaria de Accionistas celebrada el 11 de febrero de 2010, determinó: 1) Aprobar la Memoria Anual, Balance General y Estado de Resultados con dictamen de auditoría externa, así como el informe del síndico correspondiente a la gestión 2009. 2) Aprobar la distribución de utilidades conforme al siguiente detalle: Utilidad neta después de impuestos Bs79.109.471,58 - Reserva Legal (5%) Bs3.955.473,58 - Distribución de Dividendos Bs42.447.022,00 - Resultados Acumulados Bs32.706.976,00 La distribución de dividendos propuesta representa el 56,48% de la Utilidad después de Impuestos, previa deducción de la Reserva Legal. Luego de un intercambio de criterios, los accionistas resolvieron por unanimidad distribuir las utilidades de la Gestión 2009 de acuerdo a la propuesta del Directorio, declarando en consecuencia un dividendo de Bs11,7175 por acción. Para el efecto, se delegó a la Vicepresidencia Ejecutiva para que efectúe el pago de los dividendos correspondientes en función a las disponibilidades de caja y dando cumplimento a los contratos de préstamo suscritos con el International Finance Corporation y la Corporación Andina de Fomento. 3) Delegar al Directorio la determinación de las condiciones y la suscripción del contrato correspondiente. 4) Autorizar al Directorio para que se proceda a la colocación de excedentes de caja por la vía de un préstamo a corto plazo a ser otorgado al principal accionista de la Sociedad, Red Eléctrica Internacional SAU, encargando al Directorio definir los términos y condiciones correspondientes.

4 Informe de Gestión. Marzo de 2010 – Transportadora de Electricidad S.A. 5 Idem. 6 Idem.


Comunicó que a partir del 12 de febrero de 2010, procederá al pago parcial de dividendos de la gestión 2009 a Bs11,72 (ONCE 72/100 BOLIVIANOS) por acción, por un importe total a distribuir de Bs42.447.022,00

Análisis Financiero

Para la elaboración del análisis se ha utilizado los estados financieros de la Transportadora de Electricidad S.A. al 30 de junio de 2010.

Análisis de Resultados

Evolución de los Ingresos: El principal concepto de ingresos de la compañía es la transmisión de energía

eléctrica, la cual representa alrededor del 96% de las ventas netas. El 4% restante corresponde a ingresos de negocio secundario. El negocio de transmisión de energía se caracteriza por mantener ingresos operativos estables, con una demanda que depende principalmente del nivel de actividad económica. Los factores climáticos juegan un rol importante, ya que son determinantes en la oferta de la energía.

A junio de 2010, la empresa generó ingresos totales por USD 18,33 millones, nivel superior en 1,57% al nivel alcanzado en junio de 2009. Esto se debió principalmente al aumento en los ingresos por transporte de energía, los que aumentaron en 2,29% en términos interanuales.

Gráfico 4


Resultados al 30 de junio de 2010: Los costos de explotación llegaron a USD 6,28 millones, nivel superior

en 2,21% al de junio de 2009, a causa del incremento de material, repuestos y mantenimiento en 8,84%. Este comportamiento descrito de los ingresos y gastos de explotación, permitió que la empresa registre un EBITDA de USD 12,04 millones, superior en 1,23% al de junio de 2009.

Gráfico 5


La utilidad operativa de la empresa en junio de 2010 es de USD 6,70 millones, superior en 0,65% a la utilidad operativa registrada en junio de 2009 (USD 6,65 millones).

Finalmente, y después de considerar impuestos por USD 1,04 millones y considerar gastos e ingresos financieros por USD 1,81 millones y USD 0,89 millones, respectivamente, se obtuvo un beneficio neto de USD 4,89 millones, importe menor en 20,84% al presentado al cierre del segundo trimestre del 2009, diferencia explicada por el menor nivel de la cuenta resultado por exposición a la inflación.

El detalle de las cuentas del Estado de Resultados se encuentra resumido en el siguiente cuadro:

0

7

14

21

28

35

42

2006 2007 2008 2009 jun-09 jun-10

Evolución de los Ingresos

(USD millones)

0%

3%

6%

9%

12%

15%

2006 2007 2008 2009 jun-09 jun-10

Principales Costos de Explotación

(Como porcentaje de los Ingresos)

Gastos de Personal

Materiales, repuestos y Mantenimiento


Cuadro 9

Estado de Ganancias y Pérdidas

(En miles de dólares)

jun-09 jun-10 Var. Abs. Var .%

Ingresos de explotación 18.046 18.328 282 1,57%

Ingresos por transporte de energía 17.189 17.582 393 2,29%

Otros ingresos 856 746 (111) -12,92%

Costos de explotación 6.147 6.283 136 2,21%

EBITDA 11.899 12.045 147 1,23%

Dotación para amortizaciones 5.247 5.351 103 1,97%

EBIT 6.652 6.695 43 0,65%

Ingresos financieros 1.121 887 (234) -20,87%

Gastos financieros 2.133 1.814 (319) -14,93%

Beneficio ordinario antes de impuestos 5.640 5.767 128 2,27%

Ingresos extraordinarios neto 2.014 168 (1.846) -91,67%

Beneficio neto antes de de impuestos 7.654 5.935 (1.719) -22,45%

Impuesto a las Utilidades 1.471 1.041 (430) -29,25%

BENEFICIO NETO 6.183 4.894 (1.288) -20,84%


Análisis de Rentabilidad y Cobertura7

Respecto a los indicadores de rentabilidad que relacionan a las utilidades netas con el patrimonio y activo de la empresa, se puede observar que al 30 de junio de 2010, producto de una disminución de la utilidad neta de la empresa, el ROE fue de 6,76%, mientras que un aumento de los activos y una disminución de la utilidad dio como resultado un ROA a 12 meses de 4,43%, ambos inferiores a los registrados en similar periodo.

Gráfico 6


El ratio de cobertura, EBITDA / Gastos Financieros (12 meses), ha mostrado durante los últimos años una tendencia positiva, pasando de 3,58 veces (año 2005) a 6,00 veces (año 2009), en respuesta a un mejor EBITDA y a disminuciones en los gastos financieros de la empresa. A junio de 2010, el indicador siguió mostrando mejores niveles, llegando esta vez a marcar 6,55 veces, lo que se traduce en una mejora de la capacidad de la empresa para hacer frente a sus gastos financieros.

7 Considerando que los periodos no son comparables plenamente debido a los cambios en la normativa contable, es necesario aclarar que los

análisis de márgenes no son sujetos de modificaciones significativas que distorsionen la realidad producto del cambio en la normativa.

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

jun-0

6

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6

dic

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ma

r-09

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9

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9

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-09

mar-

10

jun-1

0

Indicadores de Rentabilidad

ROA (12 meses) ROE (12 meses)




Análisis del Balance General:

Calidad de activos: Al 30 de junio de 2010, el activo total de TDE ascendió a USD 223,36 millones,

estando el 91,56% del mismo constituido por los activos de largo plazo, cuyo principal componente es el activo fijo neto (80,68% del activo total), seguido por las cuentas por cobrar a largo plazo (10,58%).

Por su parte, los activos corrientes sumaron un total de USD 18.86 millones, importe inferior a los USD 21,30 millones registrados en junio 2009 (-11,48%), lo que fue explicado principalmente por la disminución en las inversiones temporarias en USD 7,08 millones (-96,20%).

Exigibilidad de Pasivos: A junio 2010, la empresa afrontó obligaciones por USD 76,90 millones, importe

inferior en USD 17,13 millones al de junio de 2009 (-18,22%), debido principalmente a la disminución de las cuentas Deudas con Entidades de Crédito y Cuentas por Pagar a Empresas Relacionadas. El pasivo financiero (deuda) representó el 94,15% del total de pasivos, estando concentrado en obligaciones contraídas de largo plazo (81.10% del total de pasivos). Este financiamiento está conformado principalmente por préstamos otorgados por el Tesoro General de la Nación (vencimiento en junio de 2022), Internacional Finance Corporation (vencimientos el 2013 y 2014), y Corporación Andina de Fomento (vencimiento el 2013), y en menores porciones por préstamos con la Banca Local (vencimiento en mayo de 2014).



A junio de 2010, la deuda financiera estuvo compuesta por:

(i) Dos créditos realizados por el Tesoro General de la Nación con tasas preferenciales (4% anual). El plazo de los créditos es de 25 años y la fecha de vencimiento de ambos créditos es en junio de 2022. El monto total otorgado fue de USD 70 millones, cuyo saldo a junio de 2010 es de USD 45,03 millones.

(ii) El crédito obtenido del IFC en junio de 2003 fue por USD30 millones, en dos tramos: Loan Senior-USD15 millones a 11 años con vencimiento en junio de 2014 y Loan Subod.-USD15 millones a 10,5 años con vencimiento en diciembre de 2013. A junio de 2010, el saldo global es de USD 15,75 millones.

(i) Deuda contratada con Corporación Andina de Fomento (CAF) en septiembre de 2007. El desembolso fue de USD15.00 millones, con una tasa variable LIBOR + 3,25%, amortizable en 12 cuotas hasta el 15 de diciembre de 2013. A junio de 2010, el saldo de dicho préstamo es de USD 8,75 millones.

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

jun

-06

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07

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dic

-09

mar-

10

jun

-10

EBITDA y Gastos Financieros (12 meses)

(USD millones )

EBITDA (12 meses) Gastos Financieros (12 meses)

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

5,50

6,00

6,50

7,00

jun-0

6

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6

dic

-06

mar-

07

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7

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7

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-07

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08

jun-0

8

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8

dic

-08

mar-

09

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9

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9

dic

-09

mar-

10

jun-1

0

Indicador de Cobertura

(12 meses)

Cobertura

0

50

100

150

200

250

Dic-04 Dic-05 Dic-06 Dic-07 Dic-08 Dic-09 jun-09 jun-10

Evolución de los Activos

(USD Millones)

Activo No Corriente Activo Corriente

0

20

40

60

80

100

120

Dic-04 Dic-05 Dic-06 Dic-07 Dic-08 Dic-09 jun-09 jun-10

Evolución de los Pasivos

(USD Millones)

Pasivo No Corriente Pasivo Corriente


(ii) La deuda con la Banca local, el préstamo de USD 2 millones (Banco Bisa) y otro préstamo de USD 1,5 millones (Banco Nacional de Bolivia) ambas por el plazo de 5 años a partir de la fecha de desembolso del 09 de junio de 2009, a un interés equivalente a la tasa libor semestral el 5,5% mas la TRE, con vencimiento al 2014. El saldo a junio de 2010 de ambos préstamos es de USD 2,80 millones.



Patrimonio: A junio de 2010, el patrimonio ascendió a USD146.46 millones, superior en USD5.19 millones

al su valor en junio de 2009, debido principalmente a mayores resultados acumulados (+10,34%) y ajuste de capital (+1,93%). TDE cuenta con un capital autorizado de Bs 724.504.200 y un capital suscrito y pagado de Bs 362.252.100 conformado por 3.622.521 acciones.

Gráfico 13


Análisis de Endeudamiento: A junio de 2010 el ratio de endeudamiento patrimonial fue de 0,53 veces,

menor a las 0,67 veces registradas a junio de 2009, debido a la reducción de los pasivos (-18,22%) y el incremento del patrimonio (+3,68%). Por su parte, el ratio pasivos totales / EBITDA 12 meses (número de años requeridos para pagar la totalidad de la deuda con fondos operativos) llegó a 3,13 años, lo cual indica que la deuda podría ser cancelada en este periodo de tiempo vía la generación operativa de fondos de TDE. Si se excluye la deuda del IFC (que fue transferida a R.E.I.), la cual ascendió a USD16,52 millones, se pagaría en 2,49 años.


Fuente: Transportadora de Electricidad S.A. / Elaboración: PCR.

Obligaciones comerciales

0,94%Deudas

Fiscales y

Sociales

2,84%

Deuda Financiera

94,15%

Previsión Indemnización

1,64%

Otros 0,43%

Es tructura del Pasivo

(Al 30 de junio de 2010)

Tesoro de la Nación

62,19%

IFC21,75%

CAF12,09%

Banca Local3,97%

Deuda Financiera

(Al 30 de junio de 2010)

60,0

85,0

110,0

135,0

160,0

mar-

06

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6

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Pasivo y Patrimonio

(En millones de dólares)

Pasivo Total Patrimonio

0,50

0,70

0,90

1,10

1,30

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6

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0

Endeudamiento

Pasivo / Patrimonio

3,00

3,50

4,00

4,50

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6,00

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jun-1

0

Endeudamiento

Pasivo / EBITDA (12 meses)


Liquidez: Dadas las características del negocio los indicadores de liquidez general y prueba ácida son muy

similares, mostrado además un calce continuo en el período 2007-20108 como se observa en el gráfico

siguiente. A junio de 2010, ambos indicadores muestran que cada unidad de deuda a corto plazo es cubierta en 1,42 veces por los activos líquidos de la empresa.

Gráfico 16

0,0

0,5

1,0

1,5

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0

Indicadores de Liquidez

Liquidez General Prueba Ácida

Fuente: Industrias del Aceite S.A. / Elaboración: PCR

8 A junio de 2010.


Anexo 1

TDE

Estados Financieros

Miles de Bolivianos

dic-06 dic-07 dic-08 jun-09 dic-09 jun-10

Activo Corriente 14.561 20.629 22.981 21.303 21.828 18.857

Activo Corriente prueba ácida 14.484 20.518 22.913 21.235 21.756 18.788

Activo No Corriente 179.967 183.794 218.497 214.001 209.106 204.508

Activo Total 194.528 204.423 241.478 235.304 230.933 223.365

Pasivo Corriente 14.792 16.069 18.413 13.911 16.316 13.273

Pasivo No Corriente 84.522 82.961 77.527 80.125 67.458 63.630

Pasivo Total 99.314 99.029 95.940 94.036 83.774 76.903

Total Patrimonio 95.213 105.394 145.537 141.268 147.159 146.462

Deuda Financiera 91.554 91.744 85.873 82.215 76.240 72.403

Corto Plazo 9.853 9.807 9.462 9.887 9.934 10.032

Largo Plazo 81.701 81.938 76.411 72.328 66.306 62.371

Estado de Ganancia y Pérdidas

Ventas Netas 28.430 31.655 41.803 18.046 37.465 18.328

Costo de ventas 2.689 3.132 5.059 1.472 3.566 1.602

Gastos Operacionales 6.861 7.402 9.969 4.675 9.511 4.681

Resultado de Operación 18.880 21.121 26.775 11.899 24.388 12.045

Otros Ingresos y Egresos 42 -181 10.703 2.014 1.834 168

Gastos Financieros 4.643 4.844 5.555 2.133 4.066 1.814

Utilidad Neta del Ejercicio 9.256 8.780 19.343 6.183 11.189 4.894

EBITDA y Cobertura

Total Ingresos (12 meses) 28.430 31.655 41.803 41.633 37.465 37.747

Costos de explotación (12 meses) 9.550 10.533 15.029 14.584 13.077 13.213

Utilidad Neta (12 meses) 9.256 8.780 19.343 19.558 11.189 9.901

Margen bruto 90,54% 90,11% 87,90% 91,84% 90,48% 91,26%

Margen operativo 66,41% 66,72% 64,05% 65,94% 65,10% 65,72%

Margen neto 32,56% 27,74% 46,27% 34,26% 29,87% 26,70%

EBIT (12 meses) 11.916 13.628 16.047 14.471 13.679 13.722

EBITDA (12 meses) 18.880 21.121 26.775 27.049 24.388 24.534

Gastos Financieros (12 meses) 4.643 4.844 5.555 5.018 4.066 3.748

EBIT / Gastos Financieros (12 meses) 2,57 2,81 2,89 2,88 3,36 3,66

EBITDA / Gastos Financieros (12 meses) 4,07 4,36 4,82 5,39 6,00 6,55

EBITDA / Ingresos (acum. en el periodo) 66,41% 66,72% 64,05% 149,89% 65,10% 133,86%

Solvencia

Pasivo Corriente / Pasivo Total 0,15 0,16 0,19 0,15 0,19 0,17

Pasivo No Corriente / Pasivo Total 0,85 0,84 0,81 0,85 0,81 0,83

Deuda Financiera / Pasivo Total 0,92 0,93 0,90 0,87 0,91 0,94

Pasivo No Corriente / Patrimonio 0,89 0,79 0,53 0,57 0,46 0,43

Deuda Financiera / Patrimonio 0,96 0,87 0,59 0,58 0,52 0,49

Pasivo Total / Patrimonio 1,04 0,94 0,66 0,67 0,57 0,53

Pasivo No Corriente / EBITDA (12 meses) 4,48 3,93 2,90 2,96 2,77 2,59

Deuda Financiera / EBITDA (12 meses) 4,85 4,34 3,21 3,04 3,13 2,95

Pasivo Total / EBITDA (12 meses) 5,26 4,69 3,58 3,48 3,44 3,13

Rentabilidad

ROA (12 meses) 4,76% 4,29% 8,01% 8,31% 4,85% 4,43%

ROE (12 meses) 9,72% 8,33% 13,29% 13,84% 7,60% 6,76%

Liquidez

Liquidez General 0,98 1,28 1,25 1,53 1,34 1,42

Prueba Acida 0,98 1,28 1,24 1,53 1,33 1,42

Capital de Trabajo -231 4.561 4.568 7.392 5.512 5.585

Fuente: TDE/ Elaboración: PCR

transportadora de electricidad s.a. (tde) jun10.pdf · 2010-10-29 · adicionalmente, cuenta con 22...

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