Alberto Arispe Luis Vicente Engie Energía Perú S/ 9.70 ... · potencia nominal de 3,065 MW al 2022 junto con la potencial conversión a ciclo combinado del Nodo que permitirá operar

Alberto Arispe Luis Vicente

Jefe de Research Analista

(511) 630 7500 (511) 630 7529

[email protected] [email protected]

Engie Energía Perú S.A.A.

Valor Fundamental del Equity (US$ MM)

Valor Fundamental por Acción (S/)

Recomendación

Capitalización Bursátil (US$ MM)

Precio de Mercado (S/)

Acciones en Circulación (MM)

Potencial de Apreciación

ADTV - LTM (US$ 000')

Rango 52 semanas

Variación YTD

Dividend Yield - LTM

Negociación

Ratios Financieros

P / E

P / BV

EV / EBITDA

Deuda Neta/ EBITDA

UPA (US$)

ROE

ROA

Fuente: SMV, Kallpa SAB

Fuente: Bloomberg

Engie Perú, pertenece al grupo Engie, y se dedica a la generación y venta

de energía y potencia. Comercializa estos servicios a clientes libres

(empresas privadas ) y regulados (distribuidoras eléctricas en su mayoría).

Las ventas de energía eléctrica representan el 52.1% de los ingresos,

mientras que las de potencia, el 27.4% (al cierre del 2016). El resto

corresponde a peaje, compensaciones y otros ingresos.

Valorizamos Engie Perú bajo el método de Flujo de Caja Descontado a la

Firma (FCDF) en un horizonte de 10 años, a una tasa de descuento de

8.22%. Asimismo, utilizamos una tasa de crecimiento perpetuo de 2.00%, la

cual está en línea con el crecimiento potencial del EBITDA.

Por último, creemos que pese a la pérdida del PPA con Southern y la

probable pérdida del PPA con Las Bambas; y, precios bajos, la empresa

mantiene buenos fundamentos de largo plazo sustentados en: i) la meta de

potencia nominal de 3,065 MW al 2022 junto con la potencial conversión a

ciclo combinado del Nodo que permitirá operar a 610 MW de potencia a

mitad de costo hacia el 2024; y, ii) el proyecto de energía renovable. Sin

embargo, pensamos que éstos ya están internalizados en el precio de

mercado, por lo que recomendamos mantener.

ADTV: Volumen promedio negociado diario

6.9% 5.6% 4.8%

7.68 8.27 9.13

3.14 3.02 2.98

0.219 0.186 0.156

La compañía cuenta con 6 centrales termoeléctricas, 2 hidroeléctricas y 1

subestación para atender a clientes a nivel nacional y exporta a Ecuador. Al

2016 la potencia nominal de Engie Perú fue de 2,673 MW. Además, la

compañía cuenta con 10 líneas de transmisión de 138, 220 y 500 kV.

Al cierre del 2016 Engie Perú fue la generadora con mayor producción a

nivel nacional con una participación de 16.9%. No obstante, esperamos una

caída de 10.7% en ventas en el 2017 por la pérdida del Purchase Power

Agreement (PPA) con Southern y la pérdida potencial del PPA con Las

Bambas. Esperamos que las menores ventas de potencia sean

parcialmente repuestas por la operación comercial de la planta Nodo

Energético del Sur (Ilo41, ver Tabla N° 5), mientras que las menores ventas

de energía, lo hagan con nuevos contratos en el mediano y largo plazo.

1.58 1.47 1.41

EQUITY RESEARCH | Inicio de Cobertura 30 de mayo de 2017

Sector Electricidad Valor Fundamental

S/ 9.70MANTENER

278.96

7.76 - 9.82

-5.6%

2.4%

BVL

EV: Capitalización Bursátil + deuda total - efectivo

Mantener

11.40 13.43

LTM: Últimos 12 meses

Fuente: Bloomberg, Kallpa SAB

2016 2017e 2018e

(BVL: ENGIEC1) Precios de energía no ven la luz

1,741.09 Kallpa Securities SAB inicia cobertura de Engie Energía Perú S.A.A.

(Engie Perú) con una recomendación de mantener. Nuestro valor

fundamental (VF) por acción de ENGIEC1 a diciembre de 2017 de S/ 9.70

se encuentra 16.2% por encima del precio de mercado de S/ 8.35, al cierre

del 16 de mayo de 2017.

9.70

1,498.94

8.35

Los principales riesgos del negocio son: i) la caída en la demanda de

energía en Perú, ii) la demora en la recuperación de precios, iii) los cambios

imprevistos en la regulación; y, iv) la volatilidad en precio del gas y precio

del diesel (en menor medida), insumo para centrales termoeléctricas.

601.37

16.2%

Esperamos un crecimiento de ventas promedio anual de 3.1% en los

siguientes 5 años. Ello, asumiendo la pérdida de los PPA con Southern

(150 MW) y Las Bambas (150 MW); y, una caída de 1.0% del precio

implícito de la energía en el 2017, que se recuperaría a partir del 2021.

11.3% 9.0%

16.03

Engie Energía Perú

S.A.A.

14.4%

300

320

340

360

380

400

420

440

7.0

7.5

8.0

8.5

9.0

9.5

10.0

ma

y-1

6

jun-1

6

jul-1

6

ago

-16

sep

-16

oct-

16

nov-1

6

dic

-16

ene

-17

feb

-17

ma

r-17

abr-

17

ma

y-1

7

Pts. S/

Gráfico N° 1: ENGIEC1 vs. PERU SELECT

ENGIEC1 PERU SELECT

mailto:[email protected]


Electricidad | Engie Energía Perú S.A.A.

ESTADO DE RESULTADOS (US$ MM) BALANCE GENERAL (US$ MM)

Ventas netas Efectivo y equivalentes

Costo de ventas Cuentas por cobrar

Utilidad bruta Inventarios

Gastos de ventas Otros activos de CP

Otros ingresos (gastos) netos Activo corriente

Utilidad operativa Propiedad, planta y equipo (neto)

Ingresos financieros Intangibles

Gastos financieros Otros activos de LP

Diferencia de cambio Activo no corriente

Otros Activo Total

Utilidad antes de impuestos Deuda CP

Impuesto a la renta Cuentas por pagar

Utilidad neta Otros pasivos de CP

Acciones promedio en circulación (MM) Pasivo corriente

Utilidad por acción - UPA (US$) Deuda LP

Depreciación y amortización Otros pasivos LP

EBITDA Pasivo no corriente

Patrimonio

Pasivo + Patrimonio

MÁRGENES Y CRECIMIENTO (%) FLUJO DE CAJA (US$ MM)

Margen bruto Utilidad neta

Margen operativo Depreciación y Amortización

Margen EBITDA Cambio en Capital de Trabajo

Margen neto Otros Ajustes

Crecimiento ventas Flujo de caja operativo

Crecimiento utilidad operativa Flujo de caja de inversión

Crecimiento EBITDA Flujo de caja de financiamiento

Crecimiento utilidad neta Flujo de caja libre

RATIOS FINANCIEROS

Activo corriente / Pasivo corriente

Días promedio de cobro

Deuda / Patrimonio

Deuda Neta/ EBITDA

EBITDA / Gastos financieros

Payout ratio

Dividendos por acción (US$)

ROE

ROA

ROIC

VALORIZACIÓN

EV / Ventas

P / E

EV / EBIT

EV / EBITDA

P / BV

GERENCIA

Michel Gantois Gerente General

Eduardo Milligan Gerente de Finanzas

Rocío Vásquez Finanzas y Relaciones con Inversionistas

Fuente: Engie Perú

www.kallpasab.com 2Inicio de Cobertura

1.58 1.47 1.41

9.88 11.32 12.97

7.68 8.27 9.13

GRÁFICO N° 3: VENTAS POR PRODUCTO - 2017e

3.21 3.60 3.98

11.40 13.43 16.03

10.7% 9.8% 9.1%

2016 2017e 2018e

6.9% 5.6% 4.8%

14.4% 11.3% 9.0%

0.092 0.066 0.093

41.9% 35.3% 59.7%

3.14 3.02 2.98

7.22 5.33 4.94

66.7 61.25 61.25

1.06 0.89 0.76

2016 2017e 2018e GRÁFICO N° 2: ACCIONISTAS

0.75 0.60 0.55

-27.5% -15.1% -16.2% -23.9 3.1 -9.7

-2.7% -7.0% -9.5% -38.6 -193.4 -211.2

-9.6% -12.8% -12.7% -227.1 -85.5 -36.3

4.8% -10.7% -9.5% 241.8 282.0 237.8

17.6% 16.7% 15.5% 130.9 53.0 51.8

41.8% 43.5% 43.5% -90.1 38.9 14.7

32.5% 31.8% 30.7% 69.5 78.5 77.8

37.7% 34.6% 33.6% 131.5 111.6 93.5

2,243.7 2,215.6 2,145.2

2016 2017e 2018e 2016 2017e 2018e

312.7 290.7 263.1

69.5 78.5 77.8

951.0 1,023.1 1,060.8

0.219 0.186 0.156

926.3 798.1 707.0

601.4 601.4 601.4

202.3 202.3 202.3

724.0 595.8 504.8

366.5 394.4 377.3

131.5 111.6 93.5 13.2 13.2 13.2

-79.1 -46.7 -39.1 67.8 67.6 62.2

210.6 158.3 132.6 285.5 313.6 301.9

7.8 0.0 0.0 2,243.7 2,215.6 2,145.2

2.3 0.0 0.0 1969.2 1977.1 1936.4

208.8

-21.0 -19.0 -17.3 36.6 35.9 35.3

281.9 231.4 202.8 83.3 69.4 60.5

-43.3 -54.5 -53.3 55.1 55.1 55.1

0.6 0.7 0.6 83.6 84.0 84.0

243.3 212.2 185.3 1,830.5 1,838.0 1,797.3

-17.7 -0.2 -0.1 274.5 238.5

-465.7 -436.5 -401.6 126.4 101.9

21.7

Resumen financiero de la compañía

2016 2017e 2018e 2016 2017e 2018e

747.7 667.9 604.4 28.3 31.4

91.2

61.8%

30.1%

8.1% International Power S.A.

Fondos de pensiones

Otros

53.9%

30.4%

15.8% Energía

Potencia

Otros

http://www.kallpasab.com/


I. Tesis de Inversión: Mantener …………….……………………………………………………………………………………………………….4

II. Mercado de electricidad …………………………………………...……………………………………………………………………………..5

i. La generación eléctrica ………………...…………………………………………………………………………………………………………………………..

ii. La transmisión eléctrica ………………...…………………………………………………………………………………………………………………………..

iii. La distribución eléctrica ………………...…………………………………………………………………………………………………………………………..

III. El mercado de electricidad en Perú …………………………………………...……………………………………………………………………………..8

i. Comité de Operación Económica del Sistema ………………...…………………………………………………………………………………………………………………………..

ii. Oferta y demanda de electricidad ……..……………………………………………………………………………………………………………………………………..

iii. Transacciones físicas en el mercado eléctrico ……..……………………………………………………………………………………………………………………………………..

iv. Transacciones financieras en el mercado eléctrico ……..……………………………………………………………………………………………………………………………………..

v. Generación ……..……………………………………………………………………………………………………………………………………..

vi. Transmisión ……..……………………………………………………………………………………………………………………………………..

vii. Distribución ……..…………………………………………………………………………………………………………………………………….

IV. 12

i. Descripción de la compañía ……………..…………………………………………………………………………………………………

ii. Centrales Generadoras ……………..…………………………………………………………………………………………………

iii. Proyectos ……………..……………………………………………………………………………………………………………..

iv. Cartera de clientes ……………..…………………………………………………………………………………………………

v. Principales proveedores ……………..…………………………………………………………………………………………………

V. Valorización ……………..………………………………………………………………………………………………………………………………..16

i. Flujo de caja descontado ………………………………………………………………………………………………………………………………………..

ii. Análisis de sensibilidad del VF………………………………………………………………………………………………………………………………………..

iii. Riesgos ………………………………………………………………………………………………………………………………………..

iv. Análisis de múltiplos ………………………………………………………………………………………………………………………………………..

Anexo 1: Estados financieros ………………………………………………………………………………………………………………………………………..22


15

16

20

20

21

11

Engie Perú S.A.A. .…………….……………………………………………………………………………………………………………..

12

14

15

15

8

9

9

9

10

10

Índice

5

6

6



I. Tesis de inversión: Mantener

i.

ii.

iii.

iv.

v.

vi.

vii.

viii.

www.kallpasab.com 4

Conversión del Nodo Energético del Sur (C.T. Ilo41) a ciclo combinado: Aunque no se ha incluído en el modelo

un upside adicional de la empresa es que, cuando el gasoducto sea construido y el gas llegue a Ilo, la planta tendrá la

misma capacidad de 610 MW, pero con un costo que podría reducirse a la mitad. Actualmente utiliza diesel, pero al

utilizar gas reduciría fuertemente los costos.

Buen gobierno corporativo: Destacamos que la compañía ha sido transparente con la información y nos ha brindado

guidance importante para la estimación de la cifras.

Inicio de Cobertura

Una de las principales compañías de producción de energía en Perú: Engie fue la compañía con mayor

producción de GWh a nivel nacional, alcanzando 8,182.4 GWh, ubicándose ligeramente por encima de los 8,152.2

GWh de Enel Generación (incluido Chinango).

De acuerdo a lo mencionado, en el 2016 Engie participó con un 16.9% de la producción de energía a nivel nacional.

Sin embargo, por el lado de las ventas, creemos que hacia el 3T2017 perdería un PPA con Las Bambas lo que

significaría 150 MW menos de potencia contratada.

Precios poco atractivos por los próximos 4 años: Actualmente la oferta de energía supera aproximadamente en

40% a la demanda, por lo que el sector no se muestra muy atractivo en el corto plazo. Es por ello que los no

esperamos un incremento de los precios de la energía en los próximos 4 años. Entre el 2011-2016 el precio spot cayó

3.0% anual en promedio. Durante el 1T2017 el precio spot cayó 18.0% A/A.

Capacidad de adaptación a cambios: La compañía está incursionando en el negocio de energía renovable (solar) y

en el futuro (cuando se normalice la relación oferta/demanda) podría realizar mayores inversiones en este tipo de

energía. La compañía también cuenta con líneas de transmisión y está evaluando ofrecer servicios adicionales para

dar un valor agregado a los PPA's.

Meta de 3,065 MW de potencia nominal en el 2022: Ya que esperamos que los precios se recuperen a partir del

2021, Engie aumentaría su potencia nominal en 14.7% respecto al nivel actual.

Apalancamiento a la economía peruana: En el periodo 2011-2016 las ventas de Engie Perú se incrementaron a un

ritmo de 12.4 % anual, por encima del crecimiento promedio anual de 7.2% del PBI nominal de país. Ello, debido a

ampliaciones e inicios de proyectos importantes, algunos de los cuales fueron clientes de la compañía.

En los años 2017 y 2018 esperamos una caída en las ventas de 10.7% y 9.5%, respectivamente, como consecuencia

de la pérdida de 1 PPA (Southern y potencialmente otro PPA con Las Bambas), cuyo efecto total se verá en el 2018, y

ausencia de nuevos contratos identificados.

A partir del 2022, esperamos que las ventas de la empresa crezcan alrededor de 5%, pues esperamos una

recuperación de precios y mayor demanda en la industria de generación

Respaldo y know - how del Grupo Engie (antes GDF Suez): Desde Engie S.A. (Francia), controladora indirecta del

Grupo Engie, hasta Engie Perú, el grupo opera toda la cadena de valor energética, tanto en electricidad como en gas

natural y servicios energéticos. Está presente en 70 países y cuenta con 154,950 empleados a nivel global.


II. Mercado de electricidad 1

i. La generación eléctrica

a.

b.

c.

d.

e.

f. Tipos de Generación

▪

▪

▪

Gráfico N° 4: Alternador y rotor Gráfico N° 5 Generación Hidráulica

Fuente: Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Eléctrico Peruano Fuente: Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Eléctrico Peruano

1 La información para la elaboración de esta sección ha sido tomada del texto Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Eléctrico Peruano (2011 Dammert, Molinelli y Carbajal)

www.kallpasab.com 5

Factor de Carga: Ratio entre la demanda de energía promedio y la demanda máxima durante un periodo

específico analizado. Este indicador sirve para medir la eficiencia del generador. Mientras más cercano a uno

sea el resultado, más eficiente será.

Alternador: Es un aparato que está conectado a unas turbinas a través de una varilla y es el encargado de

generar electricidad. Para este propósito posee unos imanes de polos opuestos que rodean un rotor, el cual, al

entrar en contacto con el campo magnético generado por la atracción de los imanes, genera energía eléctrica.

Generación Hidráulica: Este tipo de generación se realiza con las centrales de generación hidráulica

(hidroeléctricas), las cuales utilizan la energía cinética y el potencial gravitatorio del agua para hacer girar

el rotor del alternador (generador eléctrico) y generar electricidad.

Generación Térmica: Este tipo de generación recurre a combustibles fósiles para hacer girar el rotor del

alternador. Los combustibles pueden ser diésel (o sus derivados), carbón o gas natural.

Generación No Convencional: Entre estas se encuentran la generación nuclear, eólica y solar. Se las

llama de tipo no convencional debido a que la energía es producida con métodos que utilizan tecnologías

generalmente sofisticadas y más costosas.

Inicio de Cobertura

Es el primer paso de la cadena productiva de la electricidad. Consiste en transformar alguna clase de energía

(hidráulica, térmica o no convencional) en energía eléctrica. Para comprender esta actividad debemos conocer los

siguientes conceptos:

Energía eléctrica: La energía es producto de la intensidad de corriente, el voltaje y el tiempo. Se produce ante

la presencia del movimiento de electrones, causado por una tensión eléctrica. La cantidad de energía

dependerá de cuántos electrones pasen (intensidad), la magnitud de tensión (voltaje) y el tiempo que perdure el

movimiento.

Potencia: Es la capacidad que se posee para generar energía eléctrica. Por ejemplo, un generador con una

potencia de 10 MW, puede producir 10 MWh de energía en una hora y 20 MWh de energía en 2 horas.

Máxima Demanda: Registro de demanda de mayor consumo en un periodo determinado. Por ejemplo, si

partimos el día en 24 horas, la mayor potencia alcanzada en una de las horas sería la máxima demanda.



ii. La transmisión eléctrica

a.

b.

c.

d. Cuarta Etapa: La energía se reduce a baja tensión para que los distribuidores lo redistribuyan a los consumidores.

Gráfico N° 6: Subestación de Transformación Tuman - Lambayeque

Fuente: Adinelsa

iii. La distribución eléctrica

a.

b.

c.

www.kallpasab.com 6

Sistemas radiales: El suministro de energía se distribuye desde un solo punto hacia cada consumidor final.

Como se puede observar en el gráfico N°7, si ocurre una falla en la línea 3, los usuarios A, B y C se quedarían

sin suministro.

Sistemas en anillo: A diferencia del sistema radial, en este se cierra la conexión entre el último usuario y el

primero tal como podemos notar en el gráfico N°8. Sin embargo, con una falla simultánea en las líneas 3 y 6, los

usuarios A, B y C se quedarían sin suministro.

Sistemas enmallados: Este sistema tiene mayor interconexión, por lo que es más confiable, pero a un mayor

costo. En el gráfico N° 9 se observa como tiene una estructura similar a una malla.

Inicio de Cobertura

Es la segunda etapa dentro de la cadena productiva de la electricidad. Mediante ésta se transporta la electricidad

desde las generadoras hacia los centros de consumo. Debido al material por el que se transporta la electricidad, se

producen pérdidas inevitables de energía, sin embargo, se trabaja para que estás puedan ser aminoradas. El proceso

de transmisión consta de cuatro etapas:

Primera Etapa: Inyección de energía y potencia desde el sistema de transmisión. Se realiza a elevado voltaje

para reducir las pérdidas de energía.

Segunda Etapa: Con un nivel de tensión requerido, la energía se transporta a través de las líneas de

transmisión hacia los centros de consumo.

Tercera Etapa: Se reduce la tensión a un nivel medio, a medida que se acerca al centro de distribución. Esto se

realiza a través de una sub estación de transformación.

Es la última etapa de la cadena productiva de la electricidad. En el gráfico N° 10 podemos apreciar la cadena

productiva completa de la electricidad. En ésta se transporta el suministro de energía eléctrica desde el sistema de

transmisión hacia los usuarios finales. Las redes de este sistema deben estar diseñadas de tal manera que exista un

equilibrio entre la seguridad del suministro (continuidad del servicio ante fallas imprevistas) y la eficiencia (minimización

de costos). Entre los tipos de diseño de redes se encuentran los siguientes:



Gráfico N° 7: Sistema radial Gráfico N° 8: Sistema en anillo

Fuente: Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Eléctrico Peruano Fuente: Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Eléctrico Peruano

Gráfico N° 9: Sistema enmallado

Fuente: Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Eléctrico Peruano

Gráfico N° 10: Proceso productivo de la electricidad


www.kallpasab.com 7

En resumen, en el gráfico N° 10 podemos ver que las 3 etapas del proceso son diferentes y cada empresa es diferente. En el

caso peruano por regulación, las empresas del sector electricidad solo puede participar en una de las etapas del proceso.

Inicio de Cobertura



III. El mercado de electricidad en el Perú 1

▪

▪

i. Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

Gráfico N° 11: Estructura del mercado eléctrico en Perú


1 La información para la elaboración de esta sección ha sido tomada del texto Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Eléctrico Peruano (2011 Dammert, Molinelli y Carbajal)


En el Perú, el funcionamiento del mercado de la electricidad es similar a como se explica en la teoría, es decir, existen

empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y los clientes finales. Sin embargo, al existir algunas fallas de mercado

(por las características de la electricidad) se requiere la intervención de un actor adicional. En el gráfico N° 11 podemos

observar la estructura integrada del mercado eléctrico peruano. A continuación se mencionan las siguientes fallas de

mercado:

La electricidad no se almacena: La energía no se puede almacenar desde un punto de vista económico. Si se

almacenera sería tan costoso que el negocio no sería rentable.

La electricidad se produce cuando se demanda: Considerando el primer punto, la electricidad debe producirse en

tanto se demanda. Sin embargo, lograr empatar a la oferta y la demanda puede resultar complicado.

Debido a las fallas mencionadas, en el Perú existe una entidad intermediaria llamada Comité de Operación Económica

del Sistema (COES). El COES es el operador del sistema, que actúa como intermediario y se encarga de la

distribución económica de la electricidad. Este operador solicita la producción a las generadoras en un orden que está

en función a sus costos variables, hasta cubrir la demanda del periodo. Primero producirán las plantas de energías

renovables, luego las hidroeléctricas y al final las termoeléctricas.

Es una entidad privada sin fines de lucro conformada por todos los agentes del Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional SEIN (generadores, transmisores, distribuidores) y sus decisiones deben cumplirse por todos los agentes.

Tiene como finalidad coordinar las operaciones de corto, mediano, y largo plazo del SEIN al costo mínimo. El COES

preserva la seguridad del sistema, y planifica el desarrollo de la transmisión en el SEIN y administra el mercado de

corto plazo. Además, se encarga de que el abastecimiento de energía eléctrica llegue de manera segura a los usuarios

finales.

Generación

(COES)

Transmisión

Distribución

Comercialización

Comercialización

Clientes Regulados

Clientes Libres



ii. Oferta y demanda de electricidad

Gráfico N° 12: Producción de energía eléctrica en Perú (GWh) Gráfico N° 13: Crecimiento PBI vs. Producción de Energía

Fuente: COES Fuente: COES, BCRP

iii. Transacciones físicas en el mercado eléctrico

Esta metodología consiste en el flujo de energía y potencia eléctrica en base a la demanda y la oferta.

iv. Transacciones financieras en el mercado eléctrico

www.kallpasab.com 9

Las transacciones financieras no guardan relación necesariamente con las transacciones físicas. Una empresa

generadora puede tener un contrato con una distribuidora para abastecerla con cierta cantidad de energía. Sin

embargo, el COES puede instruirle que produzca más o menos energía que la estipulada en el contrato, pues esta

asignación dependerá de su costo de marginal. Aún cuando haya producido menos, la generadora recibirá el pago que

se estipuló en el contrato con la distribuidora, este pago será el precio firme. Lo que no distribuyó lo comprará de otra

generadora al precio spot (este sería el caso para la generadora que produjo más de lo que decían sus contratos). En

caso la distribuidora requiera más energía que la estipulada en el contrato, la podrá adquirir de la misma o de otra

generadora y deberá pagar el precio en barra.

Usando el mismo ejemplo del punto iii. Aunque A produjo 2 GWh, recibirá un pago por la venta de 3 GWh (1 GWh de

la distribuidora y 2 GWh de clientes libres). B produjo 3 GWh, pero recibirá el pago por parte de un cliente libre por la

venta de 2 GWh. Luego el COES verificará quienes produjeron más y quienes menos y concluirá la compensación

entre generadoras. El precio a pagar es el precio spot por los GWh producidos que no formaban parte de un contrato.

Inicio de Cobertura

La oferta de electricidad está a cargo de las compañías generadoras y la demanda de los consumidores finales. De

acuerdo al gráfico N° 12 la generación de electricidadcreció 6.5% anual en promedio entre el 2015 y 2016. En el

mercado de electricidad podemos decir que la oferta es igual a la demanda, pues existe una particularidad, y está

explicada por la imposibilidad de almacenar energía eléctrica (como si fuera un inventario). Anteriormente,

presentamos a una entidad denominada COES. Esta entidad se encarga de recibir la demanda estimada de las

distribuidoras (en función a la demanda de los usuarios finales regulados) y la demanda de los clientes libres. Una vez

que tiene la demanda estimada manda a producir a las generadoras por orden de costo marginal. La que tiene el

menor costo marginal es la primera en la lista de producción. De aquí que existan transacciones físicas y

transacciones financieras en el mercado eléctrico peruano.

Las transacciones físicas ocurren a la vez, tanto en el mercado libre como en el regulado. Al hablar de transacciones

físicas solo nos remitimos a la cantidad de energía eléctrica que puede estar medida en GWh o MW. Por ejemplo,

supongamos que una distribuidora (regulada) demanda 1 GWh para sus clientes regulados y 2 GWh para sus clientes

libres. Adicionalmente, un cliente libre demanda 2GWh directamente a una compañía generadora. Esto hace una

demanda total de 5 GWh. Supongamos que existe 2 generadoras, A y B, en capacidades de producir 3 GWh cada

una.

Aunque A tiene el contrato con la distribuidora, sus costos marginales son mayores que los de B, por lo que el COES

le pedirá a B producir 3 GWh y a A le pedirá producir 2 GWh. La transacción final entre la distribuidora y las

generadoras, y entre los clientes libres y las generadoras será de 5 GWh en total.

Las transacciones financieras consisten en el flujo de dinero entre empresas, según los contratos firmados y las

responsabilidades de pago.

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

0%

2%

4%

6%

8%

10%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Var. Energía Var. PBI



v. Generación

Tabla N° 1: Principales Empresas Generadoras en Perú al 2016

Fuente: COES

vi. Transmisión


Total 48 280.0 100.0%

Las compañías generadoras pueden vender tanto a clientes regulados, como a clientes libres. El precio que paga un

cliente regulado se encuentra pactado en un contrato proveniente de una licitación. En caso no hubiese una licitación,

se utiliza el precio en barra, fijado por OSINERGMIN. Éste precio se actualiza todos los años y es obtenido después

de un estudio técnico para determinarlo. El precio está expresado en dólares. Para los clientes libres, el precio es

pactado entre las partes, y, por lo general, se trata de empresas que cuentan con plantas que necesitan de grandes

cantidades de electricidad para operar.

En el Perú, las redes de transmisión son de propiedad del Estado y están concesionadas a 13 empresas (Ver tabla

N°2) para la operación de las mismas. Existen dos redes de transmisión: i) El Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional (SEIN) y ii) Los Sistemas Aislados (SS.AA.). El SEIN es la red de transmisión nacional que interconecta a

casi todo el territorio nacional. Los SS.AA. existen para cubrir el territorio no interconectado aún al SEIN, generalmente

debido a lo accidentado del territorio, altos costos de interconexión y bajo consumo.

ENEL GENERACIÓN PIURA 679.6 1.4% Privada

Otras 4 837.3 10.0% -

CERRO DEL AGUILA 746.8 1.5% Privada

SAN GABÁN 714.5 1.5% Privada

CHINANGO 941.5 2.0% Privada

CELEPSA 908.7 1.9% Privada

EGEMSA 1 232.9 2.6% Privada

TERMOCHILCA 1 105.8 2.3% Privada

EGENOR 2 054.3 4.3% Privada

EGASA 1 345.6 2.8% Estatal

FENIX POWER 3 581.8 7.4% Privada

STATKRAFT PERÚ 2 079.0 4.3% Privada

ELECTROPERÚ PERÚ 6 644.2 13.8% Estatal

KALLPA 6 014.8 12.5% Privada

ENGIE 8 182.4 16.9% Privada

ENEL GENERACION 7 210.7 14.9% Privada

La generación en Perú está distribuida en su mayoría en centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. En nuestro

mercado existen 49 empresas generadoras, como podemos ver en la Tabla N° 1. El gran número de empresas

generadoras se debe a que las economías de escala se agotan rápidamente en esta actividad y por lo tanto se

necesitan más empresas para hacer más eficiente el mercado.

La actividad principal de las generadoras es la venta de energía (electricidad) y de potencia eléctrica. La venta de

energía consiste en atender la demanda de energía en términos de GWh, sin pactar una potencia mínima establecida.

Por otro lado, la venta de potencia consiste en la disponibilidad del cliente de contar con una potencia establecida de

MW, es decir, se vende un cantidad específica de MW, aun cuando el cliente no los utilice todos. La capacidad de

producción de energía de una generadora se mide en Mega watts (MW) de potencia.

Empresa Energía (GWh) Participación (%) Propiedad



Tabla N° 2: Principales Empresas de Transmisión 2015 *

Fuente: MEM

vii. Distribución

Tabla N° 3: Empresas distribuidoras de Perú 2015 *

Fuente: MEM

(*) Aún no se ha publicado la información al 2016.

www.kallpasab.com 11

Otras 0.61% Privada

Inicio de Cobertura

Electro Puno S.A.A. 1.29% Estatal

Electro Ucayali S.A. 1.23% Estatal

Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. 1.68% Privada

Electrosur S.A.A. 1.48% Estatal

Electro Sur Este S.A.A. 2.58% Estatal

Electro Oriente S.A. 2.96% Estatal

Electronorte S.A. 3.13% Estatal

Electocentro S.A. 3.14% Estatal

Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. 4.26% Estatal

Electro Dunas S.A.A. 3.42% Privada

Electronorte Medio S.A. - Hidrandina 7.63% Estatal

Electronoroeste 5.71% Estatal

Luz del Sur S.A.A. 31.84% Privada

Edelnor S.A.A. 29.05% Privada

ATN 2 S.A. 1% Privada

Existen 23 empresas que distribuyen la electricidad en todo el territorio y las podemos encontrar en la Tabla N° 3. El

COES se encarga de recoger la demanda estimada de energía eléctrica de las mismas y mandar a producir a las

generadoras.

Por sus características el mercado de distribución goza de economías de densidad. Esto quiere decir que a medida se

incrementa la densidad en el uso de una red, se reducen los costos medios. Si el nivel de densidad es bajo, habrán

menos usuarios entre quienes se podrá distribuir el costo. Por otro lado, si la densidad es alta, los costos medios por

usuario serán menores, pues se hará uso de la misma red.

Empresa Participación (%) Propiedad

Compañía Transmisora Andina 1% Privada

Otros 46% Privada

Etenorte 2% Privada

ATN 1 S.A. 1% Privada

Esteselva S.R.L. 2% Privada

Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. 2% Privada

Red Eléctrica del Sur S.A. 2% Privada

Transmisora Eléctrica del Sur S.A. 2% Privada

Abengoa Transmisión Norte S.A. 4% Privada

Consorcio Energético de Huancavelica S.A. 2% Privada

Consorcio Transmantaro S.A. 11% Privada

Abengoa Transmisión Sur S.A. 5% Privada

Empresa Participación (%) Propiedad

Red de Energía del Perú S.A. 21% Privada



IV. Engie Perú S.A.A.

i. Descripción de la compañía

Tabla N° 4: Accionistas 2016

Fuente: Engie Perú

Gráfico N° 14: Organigrama del Grupo Económico de Engie Perú

Fuente: Engie Perú S.A.A.


Engie Perú, pertenece al grupo Engie de Francia y su estructura es tal como la indicada en el gráfico N° 14. Sobre el

accionariado de la compañía, hasta febrero del 2004, era controlada en su totalidad por International Power S.A. Sin

embargo, luego de esa fecha 3 AFP's suscribieron y pagaron un aumento de capital y obtuvieron el 21.05% de la

compañía. La tabla N° 4 muestra el accionariado actual (2016) de la compañía.

Engie Perú S.A.A. se constituyó en setiembre de 1996 para adquirir los activos de generación eléctrica de Southern

Perú Copper Corporation (SPCC) y obtener la firma del Purchase Power Agreement (PPA) con SPCC que inició en

1997. En el Esquema N° 1 podemos observar los eventos, otorgamientos de concesiones y PPA's ocurridos desde el

inicio de la compañía hasta diciembre de 2016. Desde que inició sus operaciones, la compañía ha realizado

inversiones en generación y transmisión. Espera cerrar el 2018 con una inversión de US$ 2,300 MM y una potencia

nominal de 2,637 MW.

371.5

601.4

48.6

48.9

62.0

66.9

Inicio de Cobertura

Varios

Peruana

Peruana

Peruana

Belga

Nacionalidad

Scotiabank

Grupo Romero

Sura

Engie

Grupo EconómicoAccionistas

Total

Otros

AFP Profuturo

AFP Prima

AFP Integra

International Power S.A.

N° Acciones

100.00%

8.08%

8.14%

10.31%

11.12%

61.77%

Participación

AFP Hábitat 3.5 0.59% Peruana

ENGIE S.A. (Francia)

ELECTRABEL S.A (Bélgica)

INTERNATIONAL POWER LTD.

INTERNATIONAL POWER (ZEBRA)

GDF SUEZ IP LUXEMBOURG

INTERNATIONAL POWER S.A

ENGIE. Perú

99.13%

99.99%

99.99%

100.00%

61.77%

100.00%



Esquema N° 1: Línea de tiempo

Fuente: Engie Perú


Jul-97 • Entra en operación la TG1 adquirida a SPCC.

Sep-98 • Entra en operación la TG2 en Ilo.

Ago-00 • Luego de 2 años se concluye la construcción de la C.T. Ilo21 en Ilo.

Sep-05 • Engie Perú recibe en usufructo por parte de Egecen, la C.H. Yuncán por un período de 30 años.

Dic-06 • Entra en operación comercial primera unidad de la C.T. ChilcaUno, exclusivamente para utilizar el gas natural de Camisea.

Jul-07

• Entra en operación comercial la segunda unidad de la C.T.ChilcaUno, lo que llevó a incrementar la capacidad nominal de esta central a aproximadamente 360 MW.

Mar-09

• Engie Perú adquiere Quitaracsa S.A., empresa propietaria de la concesión definitiva y los derechos de agua para el proyecto hidroeléctrico Quitaracsa.

Ago-09 • Ingresa a operación comercial la tercera turbina de la C.T. ChilcaUno, incrementando la capacidad de la central a 560 MW.

Nov-10

• Engie Perú se adjudica la concesión del proyecto Reserva Fría de Generación para la construcción y operación de una central termoeléctrica en la ciudad de Ilo.

Nov-12

• Entra en operación comercial la turbina a vapor del Ciclo Combinado de la C.T. ChilcaUno, con lo que la capacidad nominal total asciende a aproximadamente 852 MW.

Jun-13 • Entra en operación comercial la Central Termoeléctrica de Reserva Fría Ilo31 con una capacidad de generación de 600 MW.

Nov-13

• Engie Perú se adjudica la buena pro para la construcción y operación de una de las dos centrales termoeléctricas de 500 MW del proyecto Nodo Energético en el Sur del Perú a ubicarse en Ilo-Moquegua.

Oct-14 • Engie Perú anuncia la ejecución del proyecto de ampliación de la C.T. ChilcaUno con una capacidad total de 113 MW.

Oct-15 • Entra en operación comercial la Central Hidroeléctrica Quitaracsa con una capacidad instalada de 114 MW.

Feb-16 • Se adjudica el proyecto solar Intipampa con una potencia nominal de 40 MW.

May-16 • Entra en operación comercial la turbina a gas en ciclo simple de la C.T. Chilca Dos con una potencia nominal de 73.6 MW.

Oct-16

• Entra en operación comercial la C.T. Nodo Energético Ilo41 con una potencia nominal, a diesel, de 610 MW. Cabe indicar que con la puesta en marca del Gasoducto del Sur, funcionaría a gas.

Dic-16

• Entra en operación comercial la turbina a vapor en ciclo combinado, con lo que la capacidad de la central asciende a una potencia nominal de 111 MW.



ii. Centrales Generadoras de Engie Perú

Tabla N° 5: Centrales Generadoras de Engie al 2016

Fuente: Engie Perú

(*) Opera con diésel hasta que el gas llegue a Ilo.


Engie Perú cuenta con 6 centrales termoeléctricas, dos centrales hidroeléctricas y una subestación con las que atiende

a clientes a nivel nacional y exporta a Ecuador. Al 2016 la potencia nominal total de Engie Perú fue de 2,673 MW.

Cabe indicar que, adicionalmente, la compañía cuenta con 10 líneas de transmisión de 138, 220 y 500 kV. Cabe

indicar que se encuentra en construcción la central de energía solar Intipampa, cuya capacidad será de una potencia

nominal de 40 MW.

Conformada por dos calderos de fuego directo quer operan

con petróleo residual 500, dos turbinas a vapor, dos turbinas

a gas y un grupo motogenerador. Cuenta con una planta

desalinizadora que provee de agua industrial y potable a la

operación de la central y a SPCC.

C.T. Ilo1 8.1%

Potencia Nominal

(MW)ParticipaciónDescripciónCentralTipo Ubicación

217

Hid

roe

léc

tric

as

Total 100.0%

Áncash

Pasco

8 centrales

134

111

Opera bajo el régimen de reserva fría, posee tres turbinas

duales que actualmente utilizan biodiesel B5-S50. Cuenta

con tanques de almacenamiento de diésel con capacidad de

195,000 barriles (aseguran su operación de 10 días a

máxima carga).

18.7%C.T. Ilo31

(Reserva Fría)

Cuenta con 3 turbinas de gas y 1 de vapor. Posee una

estación de filtración, regulación de presión y medición de

flujo de gas, que acondiciona el gas natural al requerimiento

de combustión de las turbinas; y, una planta desalinizadora

de para producir agua industrial.

C.T. ChilcaUno

Inicio de Cobertura

22.8%

Cuenta con 3 turbinas Pelton, que producen, anualmente, en

función de los recursos hídricos disponibles, un promedio de

900 GWh. Se ha construido un presa y un reservorio

(Huallamayo) con una capacidad de 1.8 MM de m3 y un

volumen útil de 458,000 m3.

5.0%

C.H. Quitaracsa

Cuenta con 3 turbinas de gas y 1 de vapor. Posee una

estación de filtración, regulación de presión y medición de

flujo de gas, que acondiciona el gas natural al requerimiento

de combustión de las turbinas; y, una planta desalinizadora

de para producir agua industrial.

4.3%114

C.T. Ilo21 5.1%

852

610

2673

500

135

Central de generación a carbón. Cuenta con: i) una cancha

de carbón con una capacidad para 200,000 Toneladas; y, ii)

un muelle de 1,250 m de largo para buques de 70,000

Toneladas. Dispone de dos plantas desalinizadoras y una

para el tratamiento de aguas.

C.T. Ilo41

(Nodo Energético)

Te

rmo

elé

ctr

ica

s

Ilo

Chilca

Chilca

Ilo

Ilo

Ilo

Central a ciclo abierto que opera con tres turbinas duales,

diésel y gas (actualmente solo opera con diesel B5-S50)*. La

central cuenta con tanques de almacenamiento de diésel con

capacidad de 375,000 barriles (aseguran su operación de 15

días a máxima carga).

31.9%

C.T. ChilcaDos

Central de ciclo combinado con 1 turbina a gas y una a

vapor. Utiliza gas natural. Cuenta con un sistema de tuberías

de gas desde la estación de gas en ChicaUno. Para el

suministró de agua cuenta con un sistema de tuberías de

agua desalinizada y desmineralizada.

4.2%

C.H. Yuncan



iii. Proyectos

Intipampa

iv. Cartera de Clientes

La compañía, al cierre del 2016, tiene la siguiente cartera de clientes, entre libres y regulados.

Gráfico N° 15: Potencia contratada al 2016

Fuente: Engie Perú

v. Principales proveedores

(*) El contrato con Southern terminó en abril del 2017.

(**) Las Bambas podría rescindir el contrato con Engie en agosto de 2017 previo pago de una penalidad de US$ 30 MM.

(***) Antes Edelnor.


Regulados (licitados): Luz del Sur (182 MW), Enel Distribución*** (242 MW), Seal (43 MW), Electronoroeste (31

MW), Electrosureste (29.8 MW), Hidrandina (18 MW), Electronorte (13 MW), Electrosur (13 MW), Electrocentro (11

MW), Otros (28 MW).

En lo que respecta al estatus del proyecto, se tiene el contrato de concesión, estudios de pre operación, todos los

permisos necesarios, los suministros para la construcción, el financiamiento ya incluido en los estados financieros y se

encuentra en construcción, con perspectivas de iniciar producción comercial en el 4T2017 o inicios del 2018.

Libres: Southern Perú Copper Corporation* (207 MW), Antamina (170 MW), Minera Las Bambas** (150 MW),

Votorantim Metais-Cajamarquilla S.A. (110 MW), Yanacocha (60.0 MW), CELEC EP 2 (40 MW), Sociedad Minera

Cerro Verde (38 MW), Yura S.A. (34 MW), Antapaccay (21 MW), Quimpac S.A. (56 MW), Otros (71 MW). Cabe

indicar que durante el 2016 se ganaron contratos por 287 MW con Volcan, Gloria y Yanacocha.

Proyecto de planta de energía solar de 40 MW de potencia ubicada en la región Moquegua. Esta planta entregaría

108.4 GWh al año a un precio de venta establecido de US$/MWh 48.5. El CAPEX se ha estimado en US$ 55 MM y a

la fecha restarían invertir US$ 40 MM aproximadamente.

Inicio de Cobertura

El principal componente del costo de ventas de la empresa se genera por abastecimiento de gas natural y diesel. El

gas natural para las centrales ubicadas en Chilca, ChilcaUno y ChilcaDos es transportado por Transportadora de Gas

del Perú y suministrado de forma exclusiva por el Consorcio de Productores del gas de Camisea, mediante un contrato

de 15 años firmado en 2006.

48% 52%

Clientes Libres (fuera depunta)

Clientes regulados(licitados)



Flujo de Caja Descontado

Tabla N° 6: Valorización de Engie Perú

Flujo de Caja (US$ MM)

+ EBIT

- Impuestos

+ Depreciación y amortización

+ ∆ Capital de Trabajo

- CAPEX

Flujo de Caja a la Firma

Valorización

WACC

Crecimiento de largo plazo

Valor de la empresa (US$ MM)

- Deuda (US$ MM)

+ Efectivo (US$ MM)

Valor fundamental del Equity (US$ MM)

Acciones en circulación (MM)

Tipo de cambio

Valor fundamental por acción (S/)

A continuación presentamos nuestros principales supuestos.

Gráfico N° 16: Estimación de volumen de ventas de energía (GWh)

Fuente: Engie Perú, Kallpa SAB


601.37

9.70

Ventas: Nuestro nivel de ventas estimado corresponde a: i) la venta (volumen) de energía eléctrica y de potencia; y, ii)

estimado de precio histórico implícito.

Inicio de Cobertura

8.22%

2.00%

2,619.09

909.41

31.41

3.35

Volumen de energía: Respecto al volumen de energía estimamos que el consumo crecería a un ritmo de 1.5% anual

en promedio hasta el 2022 (debido a que esperamos una caída en ventas de 13.0% A/A en el 2017). Estimamos que

la energía vendida por la compañía en el 2017 será de 8,859 GWh/año pues la implementación del Nodo Energético

supone un incremento de las ventas de potencia, mas no de energía que ser verán afectadas con la pérdida del PPA

con Southern y la posible pérdida del mismo con Las Bambas (no ha ocurrido, pero creemos las probabilidades son

altas). Presentamos en el gráfico N° 16 nuestra estimación de crecimiento de volumen de ventas para la compañía.

1,741.09

162 172 175 177 182 198

-85 -94 -104 -111 -106

173 179 172 161 155

-85 -36 -40 -47 -56 -72

-16 -7 -6 -6 -5 -6

72 73 74 75 77

39 15 9 0 -4

78 77 75 74 72 72

V. Valorización

Valorizamos la empresa a través del método de Flujo de Caja Descontando a la Firma (FCDF) de las operaciones de Engie

Perú.

-88 -94 -100 -105 -110 -115

285 303 319 333 348

-70 -61 -63 -66 -71

2024e 2025e 2026e 2027e

212 185 191 201 214 267

i.

Hemos valorizado Engie Perú usando el método de FCDF a una tasa de descuento (WACC) de 8.22% en un horizonte

de 10 años (2018-2027). Usamos una tasa de crecimiento perpetuo (g) de 2.00%, la cual se encuentra en línea con el

crecimiento potencial estimado de los flujos de caja de la empresa.

2017e 2018e 2019e 2020e 2021e 2022e 2023e

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017e 2018e 2019e 2020e 2021e 2022e



Gráfico N° 17: Precio implícito y precio spot histórico (US$/MWh)

Fuente: COES, Engie Perú, Kallpa SAB

Gráfico N° 18: Ventas estimadas Engie Perú (US$ MM)


Gráfico N° 19: Composición del costo de ventas a Dic-2016

Fuente: Engie Perú


Precios: Hemos estimado un precio implícito para la producción de energía en US$/MWh 39.56 en 2017, tal como se

muestra en el gráfico N° 17 que lo compara con el precio spot (costo marginal) promedio histórico que cerró el 2016 en

US$/MWh 20.4. En los 3 primeros meses del 2017, el promedio del precio spot ha sido US$/MWh 9.67.

Estimamos que los precios de la energía eléctrica disminuyan 0.8% en 2017 ante el exceso de oferta que existe

actualmente en el mercado y que los mismos se recuperarán a partir del 2019. Proyectamos que crecerán a 2.0% en

línea con la inflación.

Costo de Ventas: La composición del costo de ventas que se puede observar en el gráfico N° 19 está influenciada

por tres componentes principales: i) consumo de combustible, ii) compra de energía, potencia y peaje; y iii)

provisiones. El principal es el consumo de combustible. Las plantas utilizan mayormente gas natural, vapor y diésel (en

menor medida carbón) para su funcionamiento. El precio del combustible de la empresa no es público, sin embargo

estimamos un precio implícito en función a los Gwh producidos. Estimamos la compra de energía, potencia y peaje

como una proporción de las ventas.

-

10

20

30

40

50

60

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017e 2018e 2019e 2020e 2021e 2022e

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017e 2018e 2019e 2020e 2021e 2022e

43%

29%

15%

4%

2% 5% 2%

Consumo de combustible

Compra de energía, potenciay peaje

Provisiones del ejercicio

Cargas de personal

Consumo de suministros yrepuestos y aporte 1%empresas eléctricasOtros gastos de generación yderecho de usufructo y aportesocial



Gráfico N° 20: Costo de combustible vs. Precio implícito Gráfico N° 21: Utilidad Bruta vs Margen Bruto

Fuente: COES, Engie Perú, Kallpa SAB Fuente: Engie Perú, Kallpa SAB

Gráfico N° 22: EBITDA vs Margen EBITDA


Gráfico N° 23: CAPEX vs Depreciación (US$ MM)

Fuente: COES, Engie Perú, Kallpa SAB


Gastos administrativos: Este rubro está compuesto por gastos de administración y otros ingresos. Proyectamos

ambos de acuerdo a su peso relativo respecto a las ventas de la compañía. Cabe indicar que en el 2016 se produjo un

gasto extraordinario por la dada de baja de algunos activos. Con esto proyectamos el EBITDA y el margen EBITDA

que esperamos se mantenga alrededor de 43.5%. En el gráfico N° 22 podemos ver su evolución.

Inicio de Cobertura

El precio pactado por combustible no es público, sin embargo podemos obtener un proxy del precio implícito al dividir

el costo del combustible (suministro y distribución) entre los GWh producidos. En el gráfico N° 20 observamos una

comparación entre nuestra estimación de costos de combustible (US$) y el precio implícito del combustible.

CAPEX: Estimamos que en el 2017 se utilizan US$ 40 MM de CAPEX para terminar la planta solar Intipampa además

de un CAPEX de mantenimiento de US$ 45 MM. A partir del 2018 estimamos un CAPEX de mantenimiento de

alrededor de US$ 40 MM anuales. En el gráfico N° 23 podemos observar el comportamiento del CAPEX

históricamente junto a la depreciación. Queremos destacar que no estimamos CAPEX de expansión hasta el 2022.

20

21

22

23

24

25

0

50

100

150

200

250

2013 2014 2015 2016 2017e 2018e 2019e 2020e

US$/MWh US$ MM

Costo de combustible Precio Implícito

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017e 2018e 2019e 2020e

Capex Depreciación

40.2% 42.8% 41.5%

37.7% 34.6% 33.6% 34.0% 34.6%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0

50

100

150

200

250

300

350

2013 2014 2015 2016 2017e 2018e 2019e 2020e

Mg. % US$ MM Utilidad Bruta Margen Bruto

40.9% 40.5% 38.0%

44.4% 46.4%

45.0% 41.8%

43.5% 43.5% 43.5% 43.5%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0

50

100

150

200

250

300

350

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017e 2018e 2019e 2020e

Mg. % US$ MM EBITDA Mg EBITDA



Gráfico N° 24: Ratios de Endeudamiento


Gráfico N° 25: Composición del WACC



Tasa de descuento: Para Engie Perú S.A.A. estimamos una tasa de descuento (WACC) de 8.22%, la cual es el

resultado de asumir una tasa libre de riesgo de 4.00% (que incluye una tasa de 2.50% como tasa libre de riesgo de un

mercado maduro y un 1.50% de riesgo país). Estimamos un beta apalancado de 0.76 y asumimos una tasa de

endeudamiento de 5.50% en dólares.

Inicio de Cobertura

Endeudamiento: En el gráfico N° 24 se puede observar el nivel de endeudamiento histórico de la empresa a través

de los ratios Deuda Neta/EBITDA y Deuda/Patrimonio. Al final del 2016, estos ratios se ubicaron en 3.14x y 1.06x,

respectivamente. En el 2017 esperamos un crecimiento de la deuda de corto plazo para cubrir capital de trabajo y a

partir del 2018 empezaría a disminuir, considerando que no se tienen planeadas nuevas inversiones además de

Intipampa. Nosotros estimamos que se repaga la deuda según los cronogramas y se toma deuda solo para cubrir

necesidades de capital de trabajo. Así, obtenemos un ratio Deuda neta /EBITDA de largo plazo de 1.01x.

1.54x

2.24x

3.01x

2.59x 2.71x 2.80x

3.14x 3.02x 2.98x

2.63x

2.36x

1.16x 1.24x 1.21x 1.14x

1.10x 1.10x 1.06x 0.89x

0.76x 0.66x 0.60x

0.0x

0.5x

1.0x

1.5x

2.0x

2.5x

3.0x

3.5x

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017e 2018e 2019e 2020e

Deuda Neta/EBITDA Deuda/Patrimonio

WACC

8.22%

COKe

9.79%

Rf

2.50%

Beta

0.76

Prima de Riesgo

7.50%

Riesgo País

1.50%

E/(D+E)

74.21%

COKd

5.50%

D/(D+E)

25.79%

(1-T)

66.98%



ii. Análisis de sensibilidad del VF

Tabla N° 7: Sensibilidad del VF respecto al WAAC y al crecimiento de largo plazo (g)

Fuente: Kallpa SAB

iii. Riesgos

a.

b.

c.

d.

e.


Riesgo regulatorio: Específicamente para el caso de los clientes regulados (licitados y no licitados). Dado que

en este tipo de transacciones los precios están regulados, la compañía podría verse expuesta a un cambio de la

banda de precios que podría afectar su rentabilidad, reduciéndola. Las probabilidades de ocurrencia de este

caso, creemos que son bastante bajas.

Riesgo Perú: Las ventas de la compañía están apalancadas al crecimiento económico del Perú. Para el caso

de los clientes libres el riesgo se da por el crecimiento potencial de la demanda de electricidad que podría

reducirse ante menor confianza de los consumidores.

Inicio de Cobertura

9.96 10.83

8.97% 6.82 7.19 7.62 8.11 8.68 9.34 10.12

8.72% 7.19 7.60 8.06 8.60 9.22

Riesgo de operación: El driver principal del costo de las centrales termoeléctricas es el precio del gas natural,

el cual es un commodity. Aunque existen acuerdos de precio (los cuales no son públicos por razones

comerciales) existe el riesgo de variación de los mismos. No esperamos un evento relacionado a este riesgo en

el corto o mediano plazo.

Riesgo de contratos: Este riesgo afecta directamente a las ventas. A pesar de que generalmente los contratos

con los clientes libres son a largo plazo, éstos podrían no renovarse o terminarse antes de tiempo por una

menor demanda de energía. En el entorno actual de precios bajos, el riesgo de tener que renegociar un contrato

se ha elevado. Actualmente, no se ha terminado el PPA con Southern Copper y el PPA con Las Bambas se

encuentra en revisión. Este vínculo podría terminarse en agosto si Las Bambas paga una penalidad de US$ 30

MM a Engie.

11.37 12.47

8.47% 7.58 8.03 8.54 9.13 9.82 10.63 11.61

8.22% 8.00 8.49 9.05 9.70 10.46

13.09 14.51

7.97% 8.45 8.99 9.60 10.32 11.17 12.19 13.43

7.72% 8.93 9.52 10.19 10.99 11.94

3.00% 3.50%

7.47% 9.45 10.09 10.84 11.72 12.79 14.09 15.72

Nuestro valor fundamental está calculado en base a los supuestos que asume el analista. No obstante, el inversionista

puede evaluar la variación de este valor fundamental ante cambios en los principales supuestos como nuestra tasa de

descuento y nuestro crecimiento de largo plazo (g). Se han aplicado las siguientes variaciones del WACC y del (g) que

afectan al VF.

WACC /

g0.50% 1.00% 1.50% 2.00% 2.50%

Riesgo de precios: Actualmente estamos en un contexto de exceso de oferta en el mercado eléctrico. Por ello

los precios han disminuido y el precio en barra se encuentra alrededor de US$/MWh 45. Ante ello, se presenta

el riesgo de que la demanda de energía demore en alcanzar la oferta, en tanto la inversión privada en grandes

proyectos no repunte.



Tabla N° 7: Comparables de Engie Perú

Fuente: Bloomberg, Engie Perú, Kallpa SAB

Fuente: Bloomberg, Kallpa SAB Fuente: Bloomberg, Kallpa SAB


7.17 1.08 9.2% 4.5%

Inicio de Cobertura

Mediana 3,454 14.75 11.20 7.63

8.05 0.77 3.7% 2.3%

4.33 0.47 8.3% 4.1%

Cia Energetica de Sao Paulo Brasil 1,765 17.85 14.89 9.61

5.64 0.92 7.3% 2.6%

Cia Paranaense de Energia Brasil 2,350 5.25 4.58 4.62

7.22 1.08 10.6% 3.4%

EDP - Energias do Brasil SA Brasil 2,684 14.75 9.96 6.55

7.64 2.19 16.2% 4.7%

AES Gener SA Chile 3,170 11.73 10.79 8.07

6.20 0.86 5.1% 1.6%

Equatorial Energia SA Brasil 3,454 17.22 10.87 10.05

7.92 1.05 5.2% 2.7%

Cia Energetica de Minas Gerais Brasil 3,654 17.22 6.40 7.36

7.17 2.32 28.1% 13.6%

Colbun SA Chile 4,041 21.85 13.56 9.30

6.44 3.22 23.7% 11.1%

Empresa Nacional de Electricid Chile 6,589 9.32 11.20 9.39

7.30 0.50 20.8% 5.5%

Tractebel Energia SA Brasil 7,270 13.68 12.63 7.63

5.22 1.40 8.5% 4.5%

Centrais Eletricas Brasileiras Brasil 7,345 2.50 9.36 2.81

7.03 2.63 9.2% 5.4%

Enersis SA Chile 11,285 26.24 13.02 6.86

9.13 1.57 13.8% 5.9%

Enel Generación Perú Perú 2,151 29.13 12.76 9.14

EV/EBITDA

2018P/BV ROE ROA

Engie Perú SA Perú 1,560 11.23 16.03 7.44

Empresa PaísCap. Burs.

(US$ MM)

P/E

12M

P/E

2018

EV/EBITDA

12M

iv. Análisis de Múltiplos

Enel Gx

Enersis

Colbun Equatorial

AES Gener

Energética Sao Paulo

Engie Perú

Centrais

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

8 10 12 14 16

EV/EBITDA 2018

P/E 2018

Gráfico Nº 28: P/E 2018 vs. EV/EBITDA 2018

Cap. Burs.

Centrais

Colbun

Equatorial

AES Gener

Enersis

Enel Gx

Engie Perú

Energética Sao Paulo 0%

5%

10%

15%

20%

25%

2% 3% 4% 5% 6% 7% ROA

ROE

Gráfico Nº 29: ROE vs. ROA

Cap. Burs.



Ventas netas

Costo de ventas

Utilidad bruta

Gastos administrativos

Otros ingresos, neto

Utilidad operativa

Ingresos financieros, netos

Diferencia de cambio

Ganancia neta por instrumentos financieros derivados

Utilidad antes de impuestos

Impuesto a la renta

Utilidad neta

Depreciación y amortización

EBITDA

BALANCE GENERAL (US$ Miles)

Efectivo y equivalentes

Cuentas por cobrar

Existencias

Otros activos de CP

Activo corriente

Instrumentos Derivados

Propiedad, planta y equipo (neto)

Intangibles

Otros activos de LP

Activo no corriente

TOTAL ACTIVO

Deuda CP

Cuentas por pagar

Otros pasivos CP

Pasivo corriente

Deuda LP

Otros pasivos LP

Pasivo no corriente

PASIVO TOTAL

Patrimonio Neto

PATRIMONIO

PASIVO + PATRIMONIO

FLUJO DE CAJA (US$ Miles)

Utilidad neta

Depreciación y amortización

Cambio en Capital de Trabajo

Otros ajustes

Flujo de caja operativo

Flujo de caja de inversión

Flujo de caja de financiamiento

Flujo de caja libre


-12,585 -23,922 23,651 3,045

-189,639

3,045 23,651 -23,922 3,147 -9,683 2,595

6,286 68,920 -38,569 -193,365 -211,247

232,100

-282,102 -341,731 -227,121 -85,496 -36,264 -39,866

-577 -1,027 8,726 -871 -811 -819

Inicio de Cobertura

278,861 296,462 241,768 282,009 237,828

63,234 15,349

9,027

57,843 38,585 130,861 53,007 51,854 44,250

34,388 23,912 -90,062 38,868 14,705

102,893

49,062 52,509 69,465 78,510 77,753 75,930

137,568 181,456 131,504 111,623 93,516

2,103,953

2014 2015 2016 2017e 2018e 2019e

1,723,380 2,053,484 2,243,736 2,215,637 2,145,164

1,098,282

736,358 870,820 950,973 1,023,145 1,060,850 1,098,282

736,358 870,820 950,973 1,023,145 1,060,850

682,455

987,022 1,182,664 1,292,763 1,192,492 1,084,315 1,005,672

724,926 845,204 926,266 798,103 707,037

480,172

109,390 135,573 202,283 202,283 202,283 202,283

615,536 709,631 723,983 595,820 504,754

13,227

262,096 337,460 366,497 394,389 377,278 323,217

18,363 12,939 13,227 13,227 13,227

247,359

51,533 80,250 67,807 67,572 62,165 62,631

192,200 244,271 285,463 313,590 301,885

1,901,165

1,723,380 2,053,484 2,243,736 2,215,637 2,145,164 2,103,953

1,525,892 1,832,964 1,969,231 1,977,088 1,936,410

84,166

50,952 63,516 48,751 48,751 48,751 48,751

94,804 92,182 83,587 83,960 84,032

6,362

1,380,136 1,673,005 1,830,531 1,838,015 1,797,265 1,761,886

0 4,261 6,362 6,362 6,362

35,379

197,488 220,520 274,505 238,549 208,754 202,789

7,141 12,096 36,594 35,905 35,307

87,665

82,770 56,152 83,253 69,366 60,515 55,426

79,047 100,091 126,399 101,872 91,209

2019e

28,530 52,181 28,259 31,406 21,724 24,319

2014 2015 2016 2017e 2018e

-75,930

287,366 321,480 312,724 290,720 263,064 266,947

-49,062 -52,509 -69,465 -78,510 -77,753

102,893137,568 181,456 131,504 111,623 93,516

145,948

-61,197 -51,214 -79,121 -46,708 -39,131 -43,055

198,765 232,670 210,625 158,331 132,647

0

0 420 7,799 0 0 0

-4,230 -6,469 2,329 0 0

191,017

-35,309 -30,252 -42,762 -53,878 -52,664 -45,069

238,304 268,971 243,259 212,209 185,312

-17,546

-2,129 -4,382 -17,655 -165 -150 -152

-24,636 -23,079 -20,991 -19,036 -17,341

-404,607

265,069 296,432 281,905 231,411 202,802 208,715

-353,812 -417,290 -465,747 -436,529 -401,598

2018e 2019e

618,881 713,722 747,652 667,940 604,400 613,322

ESTADO DE RESULTADOS (US$ Miles) 2014 2015 2016 2017e

Anexo 1: Estados Financieros



Recomendación

Comprar +

Comprar

Mantener

Vender

En Revisión (E.R.) -


El valor fundamental calculado por Kallpa Securities SAB se realiza sobre la base de una o más metodologías de valorización

comúnmente utilizadas entre analistas financieros, incluyendo, pero no limitadas a flujos de caja descontados, comparables,

valorización In Situ o cualquier otra metodología aplicable. Cabe destacar que la publicación de un valor fundamental no implica

garantía alguna que este sea alcanzado.

Inicio de Cobertura

Potencial de Apreciación

> +30%

+15% - +30%

-15% - +15%

< -15%

El rango asignado a cada empresa cubierta por el analista en estos reportes se basa en el análisiUS$seguimiento que Kallpa

Securities SAB ha venido realizándole a la empresa. En algunos casos el analista puede expresar su punto de vista en el corto

plazo a traders, vendedores, ciertos clientes de Kallpa Securities SAB pero dicho punto de vista puede diferir en el tiempo por la

volatilidad del mercado y otros factores.

Los precios de las acciones en el presente reporte están basados sobre el precio de mercado al cierre del día anterior a la

publicación del presente reporte, al menos que sea explícitamente señalado.

Generales

Este documento es exclusivamente para fines informativos. Bajo ninguna circunstancia debe ser usado o considerado como una

oferta de venta o solicitud de compra de acciones u otros valores mencionados en él. La información en este documento ha sido

obtenida de fuentes que se creen confiables, pero Kallpa Securities SAB no garantiza la veracidad o certeza del contenido de este

reporte, o de los futuros valores de mercado de las acciones u otros valores mencionados. Las opiniones expresadas en este

documento constituyen nuestra opinión a la fecha de esta publicación y están sujetas a cambios sin previo aviso. Kallpa Securities

SAB no garantiza que realizará actualizaciones del análisis ante cualquier cambio en las circunstancias de mercado. Los productos

mencionados en este documento podrían no estar disponibles para su compra en algunos países.

Kallpa Securities SAB tiene políticas razonablemente diseñadas para prevenir o controlar el intercambio de información no-pública

empleada por áreas como Research e Inversiones, Mercado de Capitales, entre otras.

Definición de rangos de calificación

Kallpa Securities SAB cuenta con 4 rangos de valorización: Comprar +, Comprar, Mantener y Vender. El analista asignará uno de

estos rangos a su cobertura.

Apéndice: Declaraciones de Responsabilidad

Certificación del analista

El analista que preparó el presente reporte certifica que: i) las opiniones expresadas en el presente reporte de valorización, en

relación con el emisor y panorama de la empresa, reflejan su opinión personal y ii) ninguna parte de su compensación salarial fue,

es o estará relacionada directa o indirectamente a las recomendaciones expresadas en el presente reporte.

Las compensaciones económicas del analista que preparó este reporte están basadas en diversos factores, incluyendo pero no

limitadas a las rentabilidades de Kallpa Securities SAB y las ganancias generadas por sus distintas áreas, incluyendo banca de

inversión. Además, el analista no recibe compensación alguna por las empresas que cubre.

El reporte de valorización fue preparado por trabajadores de Kallpa Securities SAB, que mantienen el título de Analista. Las

personas involucradas en la elaboración del presente reporte están autorizadas a mantener acciones.



KALLPA SECURITIES SOCIEDAD AGENTE DE BOLSA

GERENCIA GENERAL

Alberto Arispe

Gerente

(511) 630 7500

[email protected]

FINANZAS CORPORATIVAS

Ricardo Carrión

Gerente

(51 1) 630 7500

[email protected]

EQUITY RESEARCH

Marco Contreras Sebastián Cruz Luis Vicente Marco Alemán Fátima Lozada

Analista Senior Analista Analista Analista Asistente

(51 1) 630 7528 (51 1) 630 7533 (51 1) 630 7529 (51 1) 630 7527 (51 1) 630 7500

[email protected] [email protected] [email protected] [email protected] [email protected]

TRADING

Eduardo Fernandini Jorge Rodríguez Eduardo Schiantarelli Ricardo Ángeles

Head Trader Trader Trader Trader

(51 1) 630 7516 (51 1) 630 7518 (51 1) 630 7525 (51 1) 630 7510

[email protected] [email protected] [email protected] [email protected]

VENTAS - OFICINA PRINCIPAL

Rosa Torres Belon Hernando Pastor Daniel Berger

Representante Representante Representante

(51 1) 630 7520 (51 1) 630 7511 (51 1) 630 7513

[email protected] [email protected] [email protected]

VENTAS - OFICINA MIRAFLORES

Walter León

Representante

(51 1) 243 8024

[email protected]

CONTROL INTERNO OPERACIONES Y TI CONTABILIDAD

Elizabeth Cueva Ramiro Misari Mireya Montero

Controller Jefe de Operaciones y TI Contadora General

(51 1) 630 7521 (51 1) 630 7500 (51 1) 630 7524

[email protected] [email protected] [email protected]




















Documents

Alberto Arispe Luis Vicente Engie Energía Perú S/ 9.70 ... · potencia nominal de 3,065 MW al 2022 junto con la potencial conversión a ciclo combinado del Nodo que permitirá operar