Luz del Sur S.A.A. Marcos Manuel Gallardo Bernal (511)

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Luz del Sur S.A.A.

Informe con estados financieros al 30 de junio de 2013 Empresa perteneciente al sector eléctrico peruano

Fecha de comité: 19 de septiembre de 2013 Lima, Perú

Marcos Manuel Gallardo Bernal (511) 208.2530 [email protected]

Mary Carmen Gutierrez Espinoza (511) 208.2530 [email protected]

Aspecto o Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva

Acciones Comunes 1ra Clase, Nivel 1 Estable

Primer Programa de Emisión de Obligaciones de Bonos Corporativos e Instrumentos de Corto Plazo

Bonos Luz del Sur pAAA Estable

Segundo Programa de Emisión de Obligaciones de Bonos Corporativos e Instrumentos de Corto Plazo

Instrumentos de Corto Plazo p1+ Estable

Bonos Luz del Sur pAAA Estable

Significado de la Clasificación

Primera Clase, Nivel 1: Las acciones clasificadas 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.

Categoría p1+: Emisiones con la más alta certeza de pago oportuno. La liquidez a corto plazo, factores

de operación y acceso a fuentes alternas de recursos son excelentes.

Categoría pAAA: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son

prácticamente inexistentes.

“La información empleada en la presente clasificación 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 clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos.”

Racionalidad

En comité de clasificación de riesgo, PCR acordó ratificar la clasificación otorgada a las acciones (Nivel 1), así como a los bonos corporativos (pAAA) e instrumentos de corto plazo (p1+). Esta decisión fue tomada teniendo en consideración que la empresa muestra una generación continua de utilidades a través de un adecuado manejo de costos y gastos operativos, favorecida por su condición de única distribuidora de energía eléctrica en su zona de concesión; además, la empresa muestra amplia capacidad para afrontar sus compromisos de pago con los ingresos operativos que genera.

PCR considera una perspectiva estable dado que se espera que la empresa mantenga resultados de gestión positivos, apoyado en la inversión realizada en la ampliación y modernización de su infraestructura, con el propósito de atender la creciente demanda en su zona de concesión, incrementar su productividad y mejorar su eficiencia operativa.

Resumen Ejecutivo

En relación a los resultados observados en el periodo de análisis, la clasificación otorgada a Luz del Sur S.A.A. (en adelante “la empresa”) se sustenta en los siguientes fundamentos:

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www.ratingspcr.com 2  Capacidad de generación de utilidades. Los ingresos operativos de la empresa, principalmente

provenientes de la venta de energía eléctrica, han sido suficientes para cubrir sus costos y gastos operativos durante el periodo de análisis. Al cierre del segundo trimestre 2013 se generaron ganancias netas por S/. 151.29 MM, superior en 2.15% respecto al mismo periodo del año anterior. Los factores que han favorecido la generación de adecuados volúmenes de ingresos operativos para la empresa durante el periodo de análisis son la incorporación de nuevos clientes, el creciente consumo per cápita y la tendencia al alza del precio de venta1.

 Fortalecimiento patrimonial. La capacidad de generación de utilidades de la empresa le ha permitido

fortalecerse patrimonialmente a través de la retención de utilidades; de esta manera, la cuenta “resultados acumulados” ha mostrado un crecimiento continuo durante el periodo de análisis. Cabe añadir que a pesar del aumento del endeudamiento patrimonial2 de la empresa, principalmente por las emisiones de bonos corporativos del primer y segundo programa, éste mantiene un nivel moderado (1.06 veces a junio de 2013).

 Adecuados niveles de cobertura y cumplimiento de los resguardos financieros. La empresa

puede cubrir sus gastos financieros con los márgenes operativos que genera. El ratio de cobertura EBITDA/gastos financieros (12 meses), que ha mantenido un ascenso durante el periodo de análisis inclusive a pesar del aumento de deuda financiera por las emisiones de bonos corporativos, es de 14.09 veces a junio 2013 (13.78 a junio 2012). Cabe añadir que a junio 2013, la empresa cumple los resguardos financieros que establece el contrato marco de la emisión de bonos corporativos e instrumentos de corto plazo.

 Oportunidades en zona de concesión. La empresa lleva a cabo sus operaciones en una zona de

concesión de 3,000 km2, donde residen más de 4 millones de habitantes y alberga 30 distritos de Lima Metropolitana. El dinamismo económico en la zona de concesión y el progresivo estándar de vida de la población se refleja en el creciente volumen de ventas de energía eléctrica de la empresa, el creciente número de clientes que atiende y el creciente consumo promedio de electricidad por cliente durante el periodo de análisis. Se espera que la demanda de energía eléctrica continúe creciendo en los próximos años, sustentado en las expectativas de crecimiento de la economía nacional.

 Ampliación y modernización de la infraestructura. Al 2013, la empresa desembolsó S/. 137.41

millones que fueron destinados a obras de infraestructura eléctrica en los sistemas de generación, transmisión y distribución, entre otros. Las inversiones realizadas por la empresa tienen como propósito ampliar la capacidad del suministro eléctrico para satisfacer la creciente demanda y mejorar la calidad del mismo, disminuir pérdidas y cumplir los requerimientos regulatorios.

 Capacidad de suministro de energía asegurada a largo plazo. La empresa mantiene 76 contratos

de suministro de energía con 18 empresas generadoras que le garantizan una potencia total contratada de 3,089.63 MW. La suscripción a estos contratos garantiza el requerimiento de potencia y energía de la empresa para atender la creciente demanda en su zona de concesión hasta el 31 de diciembre de 2027.

 La experiencia y el conocimiento en el sector eléctrico del grupo operador al que pertenece (Sempra Energy - EE.UU.), el cual le da a la empresa el “know how” necesario para desenvolverse

satisfactoriamente, lo que le ha permitido reducir de gran forma las pérdidas de energía, permitiéndole incursionar en diferentes rubros del sector eléctrico.

Hechos de Importancia

 El 14 de junio de 2013 se realizó el pago de intereses correspondiente al Segundo Programa de Bonos Corporativos, por un monto de S/.1,831,125.00.

 El 10 de junio de 2013 se realizó el pago de intereses correspondiente al Primer Programa de Bonos Corporativos Serie A, por un monto de S/.2,481,117.19.

 El 05 de junio de 2013 se realizó el pago de intereses correspondiente al Primer Programa de Bonos Corporativos Serie A, por un monto de S/.2,411,625.00.

 El 29 de mayo de 2013 se realizó el primer pago de dividendos a cuenta de las utilidades del ejercicio 2013, distribuyendo el monto de S/.65,738,435.09; con un número de acciones de 486,951,371 y siendo el dividendo por acción de S/.0.1350.

 El 22 de mayo de 2013 se realizó el pago de intereses correspondiente al Primer Programa de Bonos Corporativos, por un monto de S/.1,315,312.50.

1_{Precio promedio de venta de energía eléctrica (S/. por MW).} 2_{Pasivo total / Patrimonio neto.}

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www.ratingspcr.com 3  El 29 de abril de 2013 se realizó el pago de intereses correspondiente al Segundo Programa de

Bonos Corporativos, por un monto de S/.2,036,475.00.

 El 26 de abril de 2013 se realizó el pago de intereses correspondiente al Segundo Programa de Bonos Corporativos, por un monto de S/.965,104.69.

 El 26 de abril de 2013 se realizó el pago de intereses correspondiente al Segundo Programa de Bonos Corporativos y al Primer Programa de Bonos Corporativos Serie B, por un monto de S/.1,811,165.63 y S/.908,423.44, respectivamente.

 El 12 de abril de 2013 se realizó el pago de intereses correspondiente al Primer Programa de Bonos Corporativos Serie A, por un monto de S/.1,379,695.31.

Reseña

En agosto de 1994, Ontario Quinta A.V.V. (hoy Ontario Quinta S.R.L.) adquirió mediante un proceso de privatización el 60% de las acciones comunes de Edelsur S.A. En marzo de 1995, Edelsur S.A. cambió su denominación social a Luz del Sur S.A. y en agosto de 1996, cambió nuevamente por la de Luz del Sur Servicios S.A., a la vez que se llevó a cabo un proceso de escisión mediante el cual se constituyó la actual Luz del Sur S.A.A., al habérsele transferido más del 90% de los activos y pasivos vinculados al servicio de distribución de energía eléctrica. Los activos y pasivos restantes permanecieron en Luz del Sur Servicios S.A., la que cambió de razón social a Tecsur S.A.

Ontario Quinta A.V.V. fue constituida originalmente en Aruba. En mayo de 2003, sus accionistas acordaron reorganizar la sociedad, transfiriendo su domicilio legal de Aruba a Perú, y transformándola de una sociedad exenta de Aruba, a una sociedad comercial de responsabilidad limitada (S.R.L.). El 99.9989% de Ontario Quinta A.V.V. es propiedad de Peruvian Opportunity Company S.A.C. (POC), una entidad domiciliada en el Perú, constituida originalmente por PSEG Americas Ltd. (PSEG) y Sempra Energy Internacional Holding B.V. (SEIH) quienes individualmente poseían el 50% de sus acciones de capital; sin embargo, el 14 de diciembre de 2007, AEI Southern Cone Holding Ltd. (AEI) adquirió la participación de PSEG en POC. En abril del 2011, AEI vende su participación a Sempra Pipelines & Storage (subsidiaria de Sempra Energy).

La principal actividad económica de Luz del Sur S.A.A. es el servicio público de distribución de energía eléctrica en el área asignada según contrato de concesión de duración indefinida3. El área asignada tiene una extensión de 3,000 km2, e incluye los 30 más importantes distritos de Lima, con una población de aproximadamente tres millones de habitantes. De acuerdo con su estatuto social, la empresa puede efectuar actos y operaciones civiles, industriales, comerciales y de cualquier otra índole que estén relacionadas con su actividad económica principal.

En julio de 2010 la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) otorgó a Luz del Sur la buena pro de la licitación internacional para el desarrollo de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa en el marco del Decreto Legislativo N° 674. La Hidroeléctrica Santa Teresa se ubica en la región Cusco, a 2.5 km. aguas arriba del poblado Santa Teresa.

Al 30 de junio de 2013, el capital de la empresa alcanzó los S/. 331,127,000, el cual estuvo representado por 486,951,371 acciones comunes con un valor nominal de S/.0.68 cada una. El siguiente gráfico muestra la estructura accionaria de la empresa a junio de 2013.

Gráfico 1

Fuente: Luz del Sur S.A.A. / Elaboración: PCR

3 _{En Junta de Accionistas Obligatoria Anual, celebrada el 24 de marzo de 2010, se hizo el cambio del objeto social de la empresa, la cual a}

partir de la fecha se dedicará a las actividades de Generación, Captación y Distribución de Energía Eléctrica.

61%

13% 26%

Estructura Accionaria

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www.ratingspcr.com 4 Al periodo analizado, los directores y gerentes de la empresa fueron los siguientes:

Cuadro 1: Directorio y Gerencia

Directorio Gerencia

George Liparidis Siaperas Presidente Mile Cacic Enriquez Gerente General

Luis Eduardo Pawluszek Vicepresidente Luis Fernando de las Casas Gerente Central de Adm. y Finanzas Arturo Infanzón Favela Director José Luis Godefroy B. Gerente de Finanzas y Contraloría (e) Trevor Mihalik Director Nancy Alcabés Voto-Bernales Gerente de Recursos Humanos Ricardo Moreno Dávila Director Suplente Victor Scarsi Hurtado Gerente Comercial

John Patrick Dill Director Suplente José Luis Erausquin Eyzaguirre Gerente de Proyectos y Obras

José Antonio Lau Dan Director Suplente Eric Díaz Huamán Gerente de Operaciones y Planeamiento Carlos Mauer Díaz Barriga Director Suplente

Mario Gonzáles del Carpio Rosa Heredia Mendoza

Gerente de Desarrollo Asesor Legal

Luis Olivos Román Auditor Interno

Estrategia y Operaciones

Estrategia

El plan comercial de la empresa tiene como propósito mantener niveles mínimos de pérdidas de energía, así como mejorar el servicio y evaluar la incursión en negocios en los cuales tiene el know how necesario. Asimismo, la empresa cuenta con un programa de reducción de pérdidas de energía por el cual se realizan inspecciones preventivas, control de grandes clientes, normalización del consumo del comercio informal, así como la instalación de redes antirrobos. A junio de 2013, el nivel promedio de pérdidas llegó a 7.09%, inferior al registrado en el segundo trimestre de 2012, el cual fue de 7.26%.

Gráfico 2

Respecto a la gestión comercial, la empresa ha dirigido sus esfuerzos a mejorar la calidad e incrementar los canales de servicio al cliente a través del servicio “Fono Luz”, el cual permite a los usuarios realizar diversas consultas sin necesidad de acercarse a las oficinas de la empresa.

Con relación al programa de inversiones, a junio del 2013 la empresa ha invertido S/. 137.41 MM, de los cuales los desembolsos destinados al Sistema de Distribución (expansión y modernización) y de Generación representan el 23.46% y 29.58%, respectivamente.

6.0% 6.5% 7.0% 7.5% di c-09 m ar -10 ju n-10 se p-10 di c-10 m ar -11 ju n-11 se p-11 di c-11 m ar -12 ju n-12 se p-12 di c-12 m ar -13 ju n-13 Pér dida de Energía ( Promedio últimos 12m)

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www.ratingspcr.com 5 Gráfico 3

Fuente: Luz del Sur S.A.A. / Elaboración: PCR Operaciones

A junio del 2013, la empresa vendió 3,448,082 MWh de energía, destacando las mayores ventas a los sectores residencial y comercial, los cuales se incrementaron en 4.33% y 4.72%, respectivamente. Respecto a los clientes de la empresa, al 30 de junio del 2013, ésta cuenta con 941,888 clientes (852,103 residencial, 53,455 comercial, 3,587 industrial y 32,743 otros), lo que representó un incremento de 3.60% respecto al mismo periodo del 2012. Las ventas de energía tuvieron la siguiente distribución.

Del cuadro anterior, se puede observar que más de un tercio de las ventas de la empresa se destinan a atender al sector residencial, el cual le ofrece un mejor margen bruto, así como una mayor estabilidad al flujo de caja de la empresa, al ser la demanda de energía de este sector la menos voluble.

Cabe añadir que durante el 2012 la empresa suscribió nuevos contratos con los siguientes clientes libres: Mexichem Perú S.A., Fitesa Perú S.A.C., Inversiones San Borja S.A. (C.C. La Rambla San Borja) y Cerámica Lima S.A. Asimismo se renovaron los contratos vencidos con U.C.P. Backus y Johnston, Compañía Cervecera Ambev Perú S.A.C., Centro Cívico S.A. (Real Plaza Centro Cívico), Saga Falabella S.A. (Tienda San Isidro), Anita Food S.A., Metrocolor S.A. y Open Plaza S.A. (Angamos Open Plaza). En lo que concierne a la compra de energía, a junio de 2013 la empresa adquirió 3,715,699 MWh (+3.46% respecto a las compras realizadas al segundo trimestre del 2012). Cabe señalar que las compras de energía se encuentran garantizadas por los contratos suscritos con diversos proveedores.

Al 30 de junio de 2013, la empresa tiene firmados 76 contratos de suministro de energía con 18 empresas generadoras que le garantizan una potencia total contratada de 3,089.63 MW (3,569.32 MW al 31 de diciembre de 2012). Los 76 contratos antes indicados incluyen 25 contratos vigentes (en operación) con una potencia total contratada de 1,292.40 MW; y 52 contratos suscritos con una potencia total contratada de 1,797.23 MW, con entrega de energía a partir del período comprendido entre el 01 de enero de 2014 y el 01 de enero de 2018, con vencimientos entre el 31 de octubre de 2014 y el 31 de diciembre de 2027. Los principales proveedores de energía de la empresa son: Electroperú, Enersur, Edegel, Kallpa Generación, Cía. de Energía El Platanal, Duke Energy Egenor, SN Power Perú, Termoselva, Empresa Eléctrica de Piura y Chinango S.A.C.

De esta manera, los contratos firmados que mantiene la empresa le garantizan en el largo plazo la capacidad suficiente para suministrar energía y demanda de potencia a los usuarios del servicio público de electricidad ubicados dentro del área de concesión que le ha sido asignada.

Contingencias

Los actuales procesos tributarios, laborales, administrativos y judiciales que mantiene la empresa se encuentran provisionados por aproximadamente S/. 11.51 MM, estimación hecha por la gerencia de la

29.58% 21.85% 23.46% 1.01% 15.21% 1.82% 7.06% In versiones 2T 2013

Sist. Generación Sist. Transmisión Sistema de Distribución

Planta General Otros trabajos en ejecución Contribuciones Reembolsables

Afectaciones Art 98° LCE

Cliente Cantidad % MWh % MS/. % Residencial 852,103 90.18% 1,327,884 38.51% 448,857 46.63% Comercial 56,455 5.97% 623,370 18.08% 117,133 12.17% Industrial 3,587 0.38% 733,459 21.27% 180,873 18.79% Otros 32,743 3.47% 763,369 22.14% 215,648 22.40% Total 944,888 100.00% 3,448,082 100.00% 962,511 100.00%

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www.ratingspcr.com 6 empresa de las probables pérdidas en que incurriría ante una resolución negativa. Estas provisiones representaron, aproximadamente, el 1.09% de las ventas totales al segundo trimestre del 2013. Por esta razón, si consideramos un escenario desfavorable para la empresa (en la cual todos los juicios resulten a favor de los demandantes y se ejecuten las garantías otorgadas por la empresa), éstos no generarían un perjuicio para la continuidad operativa ni dañaría la capacidad de pago que tiene ésta.

Marco Regulatorio

A inicio de los noventa, el Gobierno inició una intensa promoción de la inversión privada mediante la privatización y concesión de los servicios públicos en el marco de una serie de reformas estructurales. Dentro del sector eléctrico, las reformas se centraron básicamente en reemplazar el monopolio estatal verticalmente integrado en todas sus etapas por un nuevo esquema con operadores privados; así, a través de distintas normas y reglamentos, se promovió la competencia mediante la creación de un mercado de clientes libres. Adicionalmente, se crearon mecanismos específicos de regulación en cada segmento (costos auditados en la generación y combinaciones de tasa de retorno con provisión de incentivos en diferentes grados en la transmisión y distribución).

Producto de la reestructuración iniciada por el Gobierno en el sector eléctrico, el Estado ha promulgado una serie de Leyes y Reglamentos con la finalidad de asegurar la eficiencia en el sector; de esta manera, las principales leyes y normas que rigen el desarrollo de las actividades eléctricas en el Perú son las siguientes:

La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento4.

Establece como principio general la división de las actividades que conforman el sector eléctrico en tres pilares básicos: generación, transmisión y distribución, de forma tal que más de una actividad no pueda ser desarrollada por una misma empresa. Esta ley establece un régimen de libertad de precios para aquellos suministros que pueden desarrollarse de forma competitiva5 y un sistema de precios regulados para los suministros que por su naturaleza lo requieran. En diciembre de 2004, el Congreso aprobó las modificaciones a la LCE, entre las que destacan la periodicidad y el horizonte temporal utilizados en la fijación de las tarifas. En primer lugar, las tarifas serán fijadas una vez al año (antes la fijación era semestral) y en segundo lugar, se utilizará un horizonte temporal de 2 años para proyectar la oferta y la demanda de energía (en comparación con los 4 años que se venían utilizando).

Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley 28832).

Establece como objetivos principales: i) asegurar la suficiencia de generación eléctrica eficiente para reducir la exposición del sistema eléctrico peruano tanto a la volatilidad de precios como al racionamiento prolongado por falta de energía y asegurar al consumidor final una tarifa competitiva; ii) reducir la intervención administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado; y iii) propiciar competencia efectiva en el mercado de generación. Dentro de los aspectos más importantes que se contempla en esta Ley se pueden mencionar los siguientes puntos:

 Las empresas generadoras no podrán contratar con usuarios libres y distribuidores una potencia y energía firme mayor a la que produzcan o hayan contratado con terceros.

 La venta de energía que efectúen los generadores a distribuidores que estén destinadas al servicio público de electricidad, se realizará mediante contratos sin licitación (el precio no podrá ser superior a precio en barra calculado según lo establecido por la Ley de Concesiones) o mediante contrato que resulte de licitaciones.

 El precio de barra que fije OSINERGMIN no podrá ser mayor al 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones vigentes al 31 de marzo de cada año.

Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado (Ley 29179).

Establece que la demanda de potencia y energía que esté destinada al servicio público de electricidad y que no cuente con contratos de suministro de energía que la respalde deberá ser asumida por los generadores conforme al procedimiento que sea establecido por OSINERGMIN. Este monto faltante estará valorizado a precios en barra del mercado regulado asignado a los generadores en proporción a la Energía Eficiente Anual del Generador6 menos sus ventas de energía por contrato.

Decreto de Urgencia que asegura la continuidad en la prestación del servicio eléctrico (Mediante D.U.N°049-2008 vigente desde el 1ro. de enero de 2009 al 31 de diciembre de 2011).

4_{Esta ley entró en vigencia en 1992.}

5_{Los contratos que se efectúen en condiciones de competencia deben considerar obligatoriamente la separación de precios de} generación que se acordó a nivel de barra de referencia de generación y las tarifas de distribución y transmisión.

6_{La Energía Firme Eficiente Anual está definida como la Energía Firme Anual de cada generador que resulta luego de ordenar las} Energías Firmes Anuales de las centrales de generación en base a sus costos variables.

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www.ratingspcr.com 7 Mediante este decreto se establece que los retiros de potencia y energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que efectúen las empresas distribuidoras de electricidad para atender la demanda de los usuarios regulados y que no cuenten con los contratos de suministro, serán asignados a las empresas generadoras de electricidad y serán valorizados a precio en barra del mercado regulado.

Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico.

Establece que las concentraciones verticales iguales o mayores al 5% u horizontales iguales o mayores al 15%, en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica estarán sujetos a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar concentraciones que afecten la libre competencia.

Normas para la Conservación del Medio Ambiente.

El Estado diseña y aplica las políticas y normas necesarias para la adecuada conservación del medio ambiente y del patrimonio cultural de la nación, además de velar por el uso racional de los recursos naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas con la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y de las actividades de hidrocarburos. En tal sentido, el Ministerio de Energía y Minas ha aprobado el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas (Decreto Supremo N°29-94-EM) y el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (Decreto Supremo N°015-2006-EM).

Estructura del Sector

La industria de la energía eléctrica en el Perú se encuentra dividida en tres subsectores: (i) Generación, que consiste en la creación de energía a través de diversas fuentes, entre las que destacan el agua (energía hidroeléctrica), gas natural, carbón y petróleo (energía termoeléctrica)7, (ii) Transmisión, por la cual se lleva la electricidad mediante líneas de transmisión hasta una subestación, dichas subestaciones tienen transformadores que convierten la electricidad de alto voltaje a electricidad de menos voltaje, y (iii) Distribución, mediante la cual se lleva la electricidad desde las subestaciones hasta los hogares, oficinas y fábricas.

Cuando la energía eléctrica se transmite del generador al distribuidor, esta se reparte entre dos tipos de clientes:

 Clientes Regulados: alrededor de 4.6 millones de usuarios8 (suministros). Son aquellos usuarios sujetos a la regulación del precio de la energía y de la potencia y que se encuentran dentro de la concesión del distribuidor, con demandas de potencia que no superan los 200 Kw.  Clientes Libres: 258 grandes consumidores de electricidad (importantes complejos mineros,

comerciales e industriales) con una demanda de potencia superior a 2,500 Kw. Los precios de carga y energía y otras condiciones de suministro de electricidad a los clientes libres se negocian libremente. El proveedor puede ser una empresa de generación, de distribución o cualquier otro proveedor minorista.

Aquellos usuarios cuya demanda de potencia tenga como límite inferior 200 Kw y como límite superior 2,500 Kw pueden optar entre la condición de usuario regulado o la condición de usuario libre.

Sobre la tarifa eléctrica regulada, ésta es fijada periódicamente por el OSINERGMIN, de acuerdo con los criterios, las metodologías y los modelos económicos establecidos en la LCE y su Reglamento.

7_{Existen otros tipos de energía, tales como la energía nuclear, la energía eólica, etc.} 8_{Fuente: Ministerio de Energía y Minas.}

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www.ratingspcr.com 8 Cuadro 3: Componentes de la Tarifa Regulada

Componentes Part. % Tarifa Periodos de Regulación

Generación

Energía 36.40%

Tarifa en Barra

Se regula anualmente y se fijan tarifas para periodos entre mayo y abril del año siguiente. La evaluación considera la demanda y oferta de 2 años futuros sobre la base del año anterior al 31 de marzo de cada año.

Potencia 14.10% Transmisión Sistema Principal de Transmisión 13.30% Sistema Secundario de Transmisión 3.50%

Tarifa para Sistemas Secundarios de Transmisión (SST)

Se regula cada 4 años. La última regulación entró en vigencia en noviembre de 2009 y culminará en el año 2013.

Distribución Valor Agregado de

Distribución 32.70%

Tarifa de Distribución o VAD

Se regula cada 4 años. La última regulación entró en vigencia en noviembre de 2009 y culminará en octubre de 2013.

Tarifa Total Regulada 100.00%

Fuente: OSINERGMIN / Elaboración: PCR

En lo que se refiere a los participantes del sector eléctrico, este se encuentra compuesto por los siguientes actores:

 Ministerio de Energía y Minas.- Es la entidad rectora del Sector Energético y Minero que

cumple labores normativas. Tiene como misión promover el desarrollo sostenible y competitivo de las actividades energéticas y mineras asegurando el suministro de energía de forma eficaz y eficiente. Así mismo se encarga de velar por el cumplimiento del marco legal vigente (Ley de Concesiones Eléctricas) y su función es conducir las políticas energéticas de mediano y largo plazo orientadas al aprovechamiento óptimo de los recursos sin perjudicar al medio ambiente. Además, promueve la inversión privada en dicho sector para la modernización en infraestructura. Cabe señalar que el MINEM es el único organismo con poder concedente, por lo que otorga concesiones y autorizaciones para participar en el negocio eléctrico en el País.  Sistema de Supervisión de la Inversión de la Energía.- Este sistema se encuentra

conformado por las siguientes instituciones: OSINERGMIN, el cual fiscaliza, supervisa y regula las actividades realizadas por el sector energía, éste regula la tarifa y fija los distintos precios regulados del servicio eléctrico; INDECOPI, el cual está encargada de regular la libre competencia; y por último, la institución de Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE), la cual se encarga de fijar las tarifas.

 Comité de Operación Económica del Sistema (COES-SINAC).- Organismo técnico cuya

finalidad es la de coordinar la operación al mínimo costo, garantizando la seguridad y calidad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Está conformado por los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión cuyas instalaciones se encuentran interconectadas en el Sistema Nacional.  Empresas Eléctricas.- Las empresas eléctricas son aquellas que se encargan de la

generación, transmisión o distribución de energía eléctrica a los agentes económicos que demandan dicho recurso. Según el Ministerio de Energía y Minas, actualmente existen 23 empresas generadoras, 7 empresas encargadas de la transmisión y 23 empresas distribuidoras.

 Clientes.- Son aquellos que compran el servicio, estos se diferencian dependiendo si son

regulados o no; en el primer caso, reciben el nombre de regulados (consumo menor a 1 Mw), mientras que en el segundo caso se denominan libres9.

9 _{Se denomina clientes libres a los usuarios que no forman parte del Servicio Público de Electricidad, para estos existe un régimen} de libertad de precios a nivel de generación. Se considera clientes libres a aquellos usuarios que se encuentran en cualquier punto de la red y tienen potencias conectadas mayores a 2.5 MW; aquellos usuarios cuya máxima demanda anual sea mayor de 2000 kw

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Actividades Involucradas en la Provisión de Electricidad

Dentro de las actividades que desempeñan los agentes del sector eléctrico se distingue aquellas que tiene carácter físico como la generación, transmisión, operación del sistema y distribución de la electricidad y las de carácter comercial cuya función es la venta tanto en el mercado mayorista como a los consumidores finales.

Generación.- Las generadoras son las encargadas de producir y planificar la capacidad de abastecimiento de la energía. En esta actividad es posible introducir competencia gracias al agotamiento temprano de las economías a escala y al avance tecnológico, el cual ha venido reduciendo las barreras a la entrada. Entre las características de la actividad eléctrica se encuentran la dificultad de almacenamiento, el patrón cambiante de la demanda que se presentan en el día, elevados riesgos operacionales, entre otros, por lo cual se requiere combinar tecnologías.

La producción de energía eléctrica en plantas térmicas son hasta cuatro veces más costosas que las efectuadas en plantas hidroeléctricas, esto se debe al alto costo de los combustibles; por esta razón, las térmicas son usadas cuando las hidroeléctricas operan a su máxima capacidad o cuando no hay suficiente caudal para la producción normal de energía.

En lo que se refiere a costos, la generación de electricidad representa entre 35% y 50% del costo total de la electricidad y las economías de escala se agotan a niveles menores a la demanda de sistema eléctricos; por este motivo, existe la posibilidad de introducir competencia, siendo la única limitación los altos niveles de inversión que se requiere para poner en marcha una central, razón por la cual tiende a ser relativamente concentrado10.

Por el lado de los costos de generar electricidad, éstos se dividen en dos partes: Costo fijo, el cual se encuentra asociado a la inversión más los costos de operación y mantenimiento necesarios para mantener la central de generación disponible; y el costo variable, el cual se refiere a los costos de operación y mantenimiento que cambian con la cantidad producida.

Respecto a los precios de generación, éstos se fijan anualmente y entran en vigencia en el mes de mayo de cada año y se componen de la “tarifa en barra” que es fijada por OSINERGMIN en base a los costos marginales y del precio promedio de mercado de la energía que contratan las distribuidoras a través de licitaciones con las generadoras. Las tarifas que fije la Comisión de Tarifas Eléctricas, no podrán diferir, en más de diez por ciento, de los precios libres vigentes.

Transmisión.-Esta actividad presenta importantes economías de alcance sobretodo en el diseño de las

instalaciones por lo que tiene características de monopolio natural, razón por la cual debe estar sujeta a la tarea compleja de la regulación. La finalidad de esta actividad es lograr la transferencia de energía en niveles de muy alta, alta y media tensión desde las generadoras hacia los distribuidores. El sistema de transmisión está conformado por un conjunto de líneas que elevan o reducen la tensión para permitir las interconexiones, existen diferentes equipos que están destinados a transportar electricidad desde los centros de producción hasta los puntos de consumo o de distribución. Las características que presenta la transmisión hace indispensable que se mantenga en todo momento un determinado nivel de tensión y de frecuencia; así mismo, es necesario contar con un ente que integre en cada momento las actividades de generación y de transmisión, por esto es importante contar con un mecanismo de planificación con el fin de asegurar la retribución de las inversiones dentro de un sistema eficaz y sostenible.

Una tarifa de transmisión debe ser pagada por los beneficiarios del sistema teniendo en cuenta los beneficios que obtienen gracias a este servicio. Sin embargo, existe un problema de determinación de tarifas al igual que dificultades para atraer inversiones, por lo cual es necesaria la intervención estatal, la cual debe crear regímenes tarifarios que garantice la recuperación de la inversión. Por otra parte, el servicio de transmisión presenta límites, los cuales son de tres tipos: primero, límites térmicos, por los cuales las pérdidas pueden elevar la temperatura de las líneas; segundo, la energía reactiva que se presenta cuando existe desincronización del voltaje y la corriente eléctrica en los sistemas de corriente alterna; y por último, cuando se llega al límite de estabilidad del sistema que se ocasiona por la diferencia de voltaje entre extremos necesaria para que fluya la corriente.

Los precios máximos de transmisión se aplican tanto para el Sistema Principal como para los Sistemas Secundarios de Transmisión. El primer sistema permite a los generadores comercializar potencia y

hasta 2500 kw, tienen derecho a elegir entre la condición de Usuario Regulado o Usuario Libre, cumpliendo los requisitos y condiciones que establece el Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad.

10_{Las centrales que necesitan altos niveles de inversión son las hidroeléctricas, esta se caracteriza por tener costos fijos mayores que las}

(10)

www.ratingspcr.com 10 energía en cualquier barra de ese sistema; mientras que el segundo sistema, permite a las generadoras conectarse al sistema principal o comercializar potencia y energía en cualquier barra de estos sistemas.

Distribución.- Las empresas distribuidoras están encargadas de recibir energía de las generadoras o

transmisoras y llevarlas hacia el usuario final. Las líneas de distribución operan a menor voltaje que la línea de transmisión, a través de redes de media y baja tensión, así las pérdidas de energía fluctúan entre 4% y 9% en los sistemas más eficientes. Al igual que la actividad de transmisión, la distribución está caracterizada por ser un monopolio natural debido a que presenta economías de alcance y de densidad; por esta razón, la tarifa máxima aplicada a usuarios regulados tiene tres componentes: los precios a nivel de generación, los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes y el Valor Agregado de Distribución.

Estos componentes son calculados para cada Sector de Distribución Típica, mediante estudios de costos encargados por las concesionarias de distribución a consultoras precalificadas por la Comisión de Tarifas de Energía, en estos estudios se debe considerar criterios de eficiencia de inversiones y gestión de un concesionario que opera en el país.

Los costos de generación y transmisión se incluyen en la tarifa en barra y el costo de distribución, denominado VAD (Valor Agregado de Distribución) se determina tomando en cuenta una empresa de modelo eficiente, la cual considera los siguientes criterios: i) Costos asociados al usuario, independientemente de su demanda de potencia y energía; ii) Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía; y, iii) Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a distribución, por unidad de potencia suministrada.

Cuadro 4: Componentes de la Tarifa Regulada

Actividades Fijación de Precios

Generación Energía Tarifa en Barra Potencia Transmisión Sistema Principal de Transmisión

Compensación = Ingreso Tarifario + Peaje por conexión

Sistema Secundario de Transmisión

Tarifa para Sistemas Secundarios de Transmisión (SST)

Distribución Valor Agregado de

Distribución Tarifa de Distribución o VAD

Fuente: OSINERGMIN / Elaboración: PCR

Análisis Financiero

Estructura del Balance General

A junio de 2013, en el balance general de Luz del Sur ha visto un incremento de los activos en S/.323.81 MM (+12.03%), alcanzando los S/.3,015.98 MM. Así mismo, el total de pasivos se incrementó en S/.248.78 MM (+19.11%) y el patrimonio en S/.75.03 MM (+5.40%); dichas cuentas ascendieron a S/.1, 550.51 MM y S/.1, 465.47 MM, respectivamente.

Activos

La variación del total de activos se debe al incremento del activo no corriente, el cual representa el 87.56% del total de activos con un total de S/.2,640.79 MM a junio 2013; éste se incrementó en S/.288.22 MM (+12.25%), con respecto al mismo periodo 2012. El incremento en el activo no corriente se debe al aumento que hubo en propiedades, plantas y equipo; el cual pasó de S/.3,330.79 MM en junio 2012 a S/.3,679.36 MM en junio 2013; esto se debe al incremento de los trabajos en curso que tiene Luz del Sur, el cual corresponde principalmente al proyecto Santa Teresa el cual se encuentra en etapa de construcción y el valor en libros de los desembolsos efectuados, pagos de personal y costos de financiamiento capitalizados asciende a S/.276.42 MM. A la fecha, la compañía tiene contratada una póliza de seguros para este proyecto contra todo riesgo, daños materiales y riesgo de la naturaleza, hasta por una suma asegurada de US$ 119.17 MM para las obras civiles y maquinarias y equipos.

(11)

www.ratingspcr.com 11 Por otro lado, el activo corriente experimentó un aumento de S/.35.58 MM (+10.48%), ubicándose en S/.375.19 MM a junio 2013. Esto se debe al aumento de las cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar, incrementándose en S/.17.91 MM y S/.14.89 MM respectivamente, con respecto al 2012; ubicándose en S/.300.16 MM y S/.25.92 MM.

Pasivos

La variación de los pasivos se debe al incremento de S/.197.36 MM (+52.02%) experimentado por el pasivo corriente, el cual representa el 37.20% del total de pasivos con S/.576.78 MM. Esto debido al incremento de las obligaciones financieras de corto plazo, las cuales incrementaron en S/.182.25 MM, siendo a junio 2013 un total de S/.260.05 MM.

En lo referente a la deuda de largo plazo, los préstamos bancarios a junio 2013 ascienden a S/.50.00 MM atribuible a una deuda con Interbank cuyo vencimiento es en el 2016 a una tasa de 6.75% anual, y a S/.30.00 MM correspondiente al Banco Continental a una tasa de 5.50% vigente hasta el 2016. Por su parte, la deuda generada por los bonos, asciende a S/.569.07 MM a junio 2013. Las condiciones para el Primer Programa estipulan que la compañía debe mantener un índice de endeudamiento menor a 1.5 y un índice de cobertura mayor a 4.0, así como mantener un patrimonio neto superior a S/.552.5 MM. Por su parte, el Segundo Programa estipula que la Compañía debe mantener un índice de endeudamiento menor a 1.7.

Patrimonio

El patrimonio se incrementó en S/.75.03 MM (+5.40%), ascendiendo a S/.1,465.47 MM a junio 2013; esto debido al incremento de los resultados acumulados (+S/.78.40 MM; +12.95%), registrando un total de S/.683.70 MM en el periodo.

Por otro lado, a junio 2013 el total de capital está representado por 486,951,371 acciones comunes de S/.0.68 de valor nominal cada una, autorizadas, emitidas y pagadas; siendo de 40,868 el número de accionistas. Al 30 de junio de 2013 el valor de mercado de las acciones fue de S/.9.90 por acción (S/.8.60 al 30 de junio 2012).

Análisis de Resultados

Al 30 de junio de 2013, se reportaron ingresos brutos por un total de S/.1,056.99 MM, los cuales fueron mayores en S/.45.74 MM (+4.52%), con respecto a lo registrado en al segundo trimestre de 2012. De esta manera, el ingreso por venta de energía alcanzó los S/.1,022.51 MM a junio 2013, el cual fue mayor a los S/.983.92 MM registrados en junio 2012; esto debido al aumento de lo consumido principalmente en el sector residencial, a quienes a junio 2013 se le vendió energía por un total de S/.448.86 MM. Sin embargo, el sector que consume más energía es el industrial con un consumo de 204.48 MW por cliente.

A junio 2013, los costos operativos ascienden a S/.777.33 MM y muestran un incremento de 5.80% respecto a junio 2012. Su principal componente, compras de energía, asciende a S/.638.00 MM y presenta un aumento en 4.37% respecto a junio 2012. Cabe señalar que el incremento de dicho componente se debe al mayor costo promedio de electricidad comprada, el cual pasó de S/.0.1702 por kWh a junio 2012 a S/.0.1717 por kWh a junio 2013. Asimismo, el volumen físico de la compra de energía aumentó en el mismo periodo, pasando de 3,591.3 GWh a 3,715.7 GWh a junio 2013.

Gráfico 4

Al segundo trimestre del 2013, la utilidad bruta aumentó en S/.3.10 MM (+1.12%) ubicándose en S/.279.66 MM. Esto se debe al incremento de los ingresos operativos (+S/.45.74 MM), el cual fue mayor al incremento de los costos operativos (+S/.42.65 MM).

0 250 500 750 1,000 1,250 1,500 1,750 2,000

dic-08 dic-09 dic-10 dic-11 jun-12 dic-12 jun-13

Ingresos y Costos Operacionales ( millones de S/.)

(12)

Gráfico 5 Gráfico 6

Los gastos operacionales a junio 2013 fueron de S/.49.92 MM, mayor en S/.3.04 MM (+6.49%) con respecto a junio de 2012. Esto se debe principalmente a los mayores gastos administrativos en S/.0.96 MM (+3.04%), mientras que el gasto de ventas aumentó sólo en S/.0.94 MM (+5.07%), ubicándose estos dos en S/.32.42 MM y S/.19.45 MM.

Los gastos de ventas y de administración aumentaron, debido al gasto de personal de ventas que incrementó, ubicándose en S/.12.37 MM (+13.09%), para el primer caso; mientras que el gasto por servicios prestados de terceros, para el segundo caso, fue de S/.6.13 (+17.45%). De esta manera, el resultado operativo se ubicó en S/.229.74 MM, siendo mayor en 0.02% con respecto a junio 2012. Los ingresos financieros a junio 2013 aumentaron en S/.1.18 MM (+17.29%) con respecto a junio 2012; registrando un total de S/.8.01 MM. Esto se debe principalmente a los mayores ingresos por intereses moratorios y las ganancias por diferencia de cambio. Por otro lado, los gastos financieros disminuyeron en S/.0.58 MM (-3.01%), ubicándose en S/.18.63 MM a junio 2013, debido a la capitalización de gastos financieros, por activos en construcción o adecuación.

A junio 2013, el resultado antes de participaciones y de impuesto a la renta fue de S/.219.12 MM; mientras que el impuesto a la renta fue de S/.67.83 MM. De esta manera, la utilidad neta del ejercicio al segundo trimestre 2013 fue de S/.151.29 MM, aumentando en S/.3.19 MM (+2.15%) con respecto a junio 2012.

Análisis de Rentabilidad y Cobertura

A junio 2013, se observa que los márgenes bruto, operativo y neto han disminuido ligeramente, ubicándose en 29.00%, 22.65% y 14.79%, respectivamente. Esto se debe al incremento de los costos operacionales que se tuvo por motivo de la compra de energía eléctrica. Además, los márgenes operativo y neto se vieron disminuidos con respecto al segundo trimestre del año anterior por el incremento de los gastos de ventas, la reducción de los ingresos financieros y el aumento del impuesto a la renta.

Gráfico 7

Los indicadores de rentabilidad ROE y ROA mostraron un ascenso continuo entre los años 2007 y 2009. Posteriormente, se observa un descenso de ambos indicadores debido al mayor aumento en términos relativos de los activos totales y del patrimonio en comparación a la utilidad neta a 12 meses. A eso cabe añadir que durante el 2012 la empresa realizó inversiones por S/. 330.56 MM y al segundo trimestre del 2013 destinó un total de S/.137.41 MM en la ampliación y modernización de su infraestructura con el

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00

dic-08 dic-09 dic-10 dic-11 jun-12 dic-12 jun-13 Consumo Per Cápita de Energía Eléctrica por Cliente

(en MWh) 0 200 400 600 800 1,000

dic-08 dic-09 dic-10 dic-11 jun-12 dic-12 jun-13 S/. Millones Ventas de Energía Eléctrica por Grupo de Consumo

Residencial Comercial Industrial Otros

10% 15% 20% 25% 30% 35% di c-08 di c-09 di c-10 di c-11 ju n-12 di c-12 ju n-13 Márgenes de Rentabilidad (12 meses)

(13)

www.ratingspcr.com 13 propósito de atender la creciente demanda en la zona de concesión y elevar la productividad y eficiencia en sus operaciones.

Cuadro 5: Indicadores de Rentabilidad (12 meses)

Indicador 2008 2009 2010 2011 Jun-12 2012 Jun-13

ROE 22.83% 25.42% 23.51% 22.30% 21.21% 21.64% 21.11%

ROA 10.11% 12.24% 11.91% 11.46% 10.95% 10.59% 10.26%

Con respecto a la generación de caja, el EBITDA (a 12 meses) muestra un crecimiento sostenible producto del creciente resultado operativo por parte de la empresa; así a junio de 2013 se registró un EBITDA de S/. 543.10 MM, monto superior al registrado en el periodo anterior (S/. 521.07 MM).

Por su parte, los indicadores de cobertura (calculados sobre la base de períodos de 12 meses) han mostrado una tendencia favorable en el periodo analizado. Al cierre del segundo trimestre del año 2013, la cobertura fue de 12.29 veces según el ratio EBIT / gastos financieros y de 14.09 veces según EBITDA / gastos financieros. Cabe mencionar que estos ratios se consideran apropiados para el giro de la empresa.

Análisis de Liquidez

La liquidez general y la prueba ácida a junio 2013 se ubicaron en 0.65 veces y 0.59 veces respectivamente, por debajo de lo registrado en junio 2012 (0.90 veces y 0.80 veces respectivamente). Cabe resaltar que la prueba ácida se encuentra en niveles cercanos a la de liquidez general, explicado por el rubro al que se dedica la empresa, el cual no exige que se mantengan altos stocks de inventarios. Por otro lado, la empresa presenta un capital de trabajo negativo, lo cual es característico del sector en el que se desempeña. Particularmente en su caso se debe principalmente a los préstamos bancarios y bonos corporativos que mantiene a corto plazo y al importante aporte que generan sus tributos y contribuciones, remuneraciones, la Ley General de Electrificación Rural, entre otras cuentas por pagar.

Gráfico 10

0 10 20 30 40 50 0 200 400 600

dic-08 dic-09 dic-10 dic-11 jun-12 dic-12 jun-13 EBITDA y EBIT a 12 meses

(millones de S/.)

EBITDA 12 MESES EBIT 12 MESES Gastos Financieros 12 meses

0 4 8 12 16 20 di c-08 di c-09 di c-10 di c-11 ju n-12 di c-12 ju n-13 Indicadores de Cobertura (v eces)

EBIT / Gastos Financieros 12 meses EBITDA / Gastos Financieros 12 meses

0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 di c-08 di c-09 di c-10 di c-11 ju n-12 di c-12 ju n-13 Indicadores de Liquidez ( v eces)

(14)

Análisis de Endeudamiento

Los pasivos de la empresa están compuestos en un 58.63% por deuda financiera, superior respecto a lo registrado en junio 2012, cuando la deuda financiera representaba un 50.71%.

Respecto al apalancamiento de la empresa, en el periodo analizado, se observa un aumento de este índice debido a un aumento de los pasivos proporcionalmente mayor al del patrimonio, principalmente por el aumento de la deuda financiera en S/.249.03 MM compuesta por préstamos bancarios y bonos corporativos. De esta manera, el ratio de endeudamiento (Pasivo total/Patrimonio) fue de 1.06 veces a junio 2013 (0.94 a junio 2012). Cabe añadir que si bien la empresa ha elevado su endeudamiento principalmente por la emisión de bonos corporativos, éste se mantiene en niveles moderados debido al fortalecimiento patrimonial conseguido a través de la capitalización periódica de las utilidades generadas durante el periodo analizado.

Al comparar los pasivos con el EBITDA, se aprecia que al cierre del cuarto trimestre la generación de recursos (EBITDA a 12 meses) de la empresa permitiría cancelar el total de obligaciones en un período promedio de 2.85 años, mientras que si sólo se tomara en cuenta la deuda financiera, el periodo de pago sería de 1.67 años.

En los siguientes gráficos se aprecia la evolución del pasivo total, del endeudamiento patrimonial, de la relación pasivo total a EBITDA y deuda financiera a EBITDA (calculado para un período de 12 meses).

Política de Dividendos

La política de dividendos de Luz del Sur para el año 2013 contempla el pago total o parcial de las utilidades de libre disposición y/o de las reservas de libre disposición que tenga registrada la sociedad, así como de aquellas que se obtengan durante el ejercicio, y hasta el 100% de las mismas, pudiendo efectuar uno o varios pagos a cuenta de las utilidades de libre disposición, y un dividendo definitivo con la aprobación de los Estados Financieros del ejercicio en la Junta Obligatoria Anual del 2014 o en una fecha posterior. Esta política de dividendos tomará en cuenta los requerimientos de inversión de la empresa y las condiciones y disponibilidad de recurso financieros.

Características de los Instrumentos

Primer Programa de Emisión de Bonos Corporativos e Instrumentos de Corto Plazo de

Luz del Sur S.A.A.: Mediante Resolución de Gerencia General N° 044-2000-EF/94.11 del 11 de julio de

2000, se aprobó la inscripción del presente programa hasta por un monto máximo en circulación US$ 150 millones. Posteriormente, en Junta General Obligatoria Anual de Accionistas celebrada el 18 de marzo de 2004, se aprobó elevar el monto máximo en circulación a US$ 200 millones o su equivalente en moneda nacional (Resolución de Conasev N° 075-2004-EF/94.11 del 22 de agosto de 2004. El plazo del programa era inicialmente por un período de 2 años, que luego en sesión de directorio del 26 de mayo de 2006 se aprobó la prórroga del plazo por un periodo de 2 años adicionales.

Para el caso de los bonos corporativos, el monto por emisión no podrá ser menor a US$ 25 millones ni mayor a US$ 30 millones en caso la emisión sea en dólares. Sin embargo, si la emisión se realiza en moneda nacional, el monto total emitido no será mayor al equivalente en moneda nacional a US$ 25 millones. Asimismo, la empresa ha establecido como monto mínimo por serie US$ 5 millones o su equivalente en moneda nacional.

En lo que se refiere a los instrumentos de corto plazo, se ha determinado que el monto mínimo por emisión es de US$ 5 millones o su equivalente en moneda nacional, siendo el monto máximo de US$ 15 millones o su equivalente en moneda nacional.

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00 1.25 1.50 0 250 500 750 1,000 1,250 1,500 1,750

dic-08 dic-09 dic-10 dic-11 jun-12 dic-12 jun-13 Veces

S/. Millones Pasivos y Endeudamiento Patrimonial

Pasivos Totales Endeudamiento Patrimonial

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 di c-08 di c-09 di c-10 di c-11 ju n-12 di c-12 ju n-13 Pasivos / EBITDA

(15)

www.ratingspcr.com 15 Los términos y condiciones específicos de las emisiones que formen parte de este programa serán informados a la CONASEV y a los inversionistas a través de los Complementos del Prospecto Marco y los Contratos Complementarios correspondientes, así como del Aviso de Oferta.

Destino de los Recursos: Los recursos se destinarán a financiar el programa de inversiones, las necesidades de capital de trabajo, la amortización de préstamos existentes, bonos o refinanciamiento de deuda, la adquisición de empresas asociadas al giro del negocio (local y/o extranjera) y otros negocios del emisor.

Garantías:El programa se encuentra garantizado por el patrimonio de la empresa.

Resguardos:Durante el plazo en que los valores a ser emitidos bajo el programa se encuentren vigentes,

el emisor se obliga a:

 No acordar el reparto de utilidades ni pagar dividendos, en el caso de que se produzca uno o más Eventos de Incumplimiento y mientras éste no se haya subsanado;

 No ser parte de un proceso de fusión, reorganización, reestructuración patrimonial, o de adquisición de empresas (incluyendo a sus Subsidiarias), que traiga como consecuencia un efecto o cambio sustancialmente adverso para el Emisor y/o que generare uno o más Eventos de Incumplimiento;  No podrá otorgar avales o fianzas a favor de terceros;

 Las operaciones que se realicen entre (i) el emisor y subsidiarias, (ii) el emisor y/o Subsidiarias y terceros; y, (iii) las Subsidiarias, deberán efectuarse en términos que sean razonables y en condiciones no menos ventajosas que las que hubiesen pactado, de ser el caso, con terceros distintos a los antes mencionados, lo cual incluye, pero no limita a, que el precio pactado sea uno de mercado;

 Mantener vigentes las pólizas de seguros que cubran todos los activos del Emisor;  Cumplimiento con los siguientes resguardos financieros:

Cuadro 6: Resguardos Financieros

Indicadores Límites Jun-13

Índice de Endeudamiento Máximo11 _1.5 _0.63

Cobertura de Intereses Mínimo12 _4.0 _14.13

Patrimonio Neto Mínimo (en millones de S/.)13 _552.5 _1,439.6 Fuente: Luz del Sur S.A.A. / Elaboración: PCR

El cumplimiento de las salvaguardas referentes a los índices de cobertura y endeudamiento y patrimonio mínimo serán revisados con los Estados Financieros Consolidados no auditados del 31 de marzo, 30 de junio, 30 de setiembre y los auditados del 31 de diciembre de cada año durante la vigencia de los valores. Al 30 de junio 2013, la empresa viene cumpliendo con los resguardos financieros asumidos.

En el marco del Primer Programa de Bonos Corporativos, a la fecha del presente informe se encuentran vigentes las siguientes emisiones:

11_{Índice de Endeudamiento: Para una fecha determinada, el resultado de dividir la deuda entre el patrimonio neto del Emisor, según}

conste en sus estados financieros consolidados (La definición de deuda se encuentra compuesta por : La sumatoria de (i) obligaciones financieras de corto plazo: sobregiros bancarios, pagarés, papeles comerciales, préstamos bancarios, porción corriente del endeudamiento de largo plazo y otros préstamos con vencimiento hasta un año y (ii) obligaciones financieras de largo plazo: préstamos bancarios, bonos corporativos, préstamos sindicados y otros préstamos con vencimientos mayores a un año).

12_{Índice de Cobertura de Intereses: Para una fecha determinada, el resultado de dividir el EBITDA entre los gastos financieros}

brutos, según conste en los estados financieros consolidados del emisor. El EBITDA y los gastos financieros corresponderán a las cifras de los estados de ganancias y pérdidas de los últimos doce meses (EBITDA: La utilidad operativa más los cargos correspondientes a la depreciación y la amortización, según consta en los estados financieros consolidados del emisor).

13_{El monto del patrimonio mínimo requerido será actualizado trimestralmente por el Índice de Precios al por Mayor publicado por el}

INEI. En Asamblea Especial de Obligacionistas de fecha 17 de agosto de 2005, se aprobó mantener a partir del 31 de diciembre de 2004 un patrimonio neto superior a S/.552.5 millones, el cual se reajustará en caso exista la obligación legal de ajustar los EEFF.

(16)

www.ratingspcr.com 16 Cuadro 7: Características del Primer Programa de Bonos Corporativos

11ra Emisión 12da Emisión

Monto inscrito S/.79.60 MM S/.74.90 MM

Series A B A

Saldo en circulación S/. 47.73 MM S/. 31.77 MM S/.74.55 MM

Tasa de interés 5.78% 5.72% 6.66%

Fecha de colocación 11-abr-07 25-abr-07 07-dic-07

Fecha de redención 12-abr-14 26-abr-14 10-dic-13

13ra Emisión 15ta Emisión 16ta Emisión Monto inscrito S/.71.59 MM S/.73.26 MM S/.42.09 MM

Series A A Única

Saldo en circulación S/.70.80 MM S/. 73.05 MM S/.42.09 MM

Tasa de interés 6.81% 6.47% 6.25%

Fecha de colocación 04-jun-08 10-set-09 19-nov-10

Fecha de redención 05-jun-15 11-set-14 22-may-15

Segundo Programa de Emisión de Bonos Corporativos e Instrumentos de Corto Plazo de

Luz del Sur S.A.A14.: Por acuerdo de la Junta General de Accionistas, de fecha 24 de marzo de 2009,

se aprobó la inscripción del presente programa hasta por un monto máximo en circulación US$ 350 millones. El plazo del programa es por un período de 4 años contados a partir de la inscripción del Programa en el Registro Público del Mercado de Valores de CONASEV.

Los términos y condiciones específicos de las emisiones que formen parte de este programa serán informados a la CONASEV y a los inversionistas a través de los Complementos del Prospecto Marco y los Contratos Complementarios correspondientes, así como del Aviso de Oferta Pública.

Destino de los Recursos: Los recursos se destinarán a financiar el programa de inversiones, las necesidades de capital de trabajo, la amortización de préstamos existentes, bonos, instrumentos de corto plazo o refinanciamiento de deuda, adquisiciones de empresas asociadas al giro del negocio (local y/o extranjera) y otros negocios del emisor.

Garantías:El programa se encuentra garantizado por el patrimonio de la empresa.

Resguardos:Durante el plazo en que los valores a ser emitidos bajo el programa se encuentren vigentes,

el emisor se obliga a:

 No acordar el reparto de utilidades ni pagar dividendos, en el caso de que se produzca uno o más Eventos de Incumplimiento y mientras éste no se haya subsanado;

 No podrá realizar cambios significativos en el giro principal y naturaleza de negocio, salvo que cuente con la aprobación de la Asamblea General;

 No podrá celebrar contratos de leasebacks (retroarrendamiento financiero) sobre activos fijos adquiridos con anterioridad a la suscripción del presente Acto Marco, ni otorgar en garantía a favor de terceros sus activos, salvo que i) sean garantías constituidas sobre activos fijos adquiridos con posterioridad a la suscripción del Acto Marco y asumidas con el propósito de financiar la totalidad o parte del costo de adquisición de dichos activos; o que, ii) el monto acumulado de los contratos de leasebacks sobre los activos fijos adquiridos con anterioridad a la suscripción del Acto Marco no exceda el 10% de su patrimonio neto;

 No ser parte de un proceso de fusión, reorganización, reestructuración patrimonial, o de adquisición de empresas (incluyendo a sus Subsidiarias), cualquiera sea su actividad, a menos que cuente con la aprobación de la Asamblea General;

 No podrá otorgar avales o fianzas a favor de terceros;

 Las operaciones que se realicen entre (i) el Emisor y Subsidiarias, (ii) el Emisor y/o Subsidiarias y terceros; y, (iii) las Subsidiarias, deberán efectuarse en términos que sean razonables y en condiciones no menos ventajosas que las que hubiesen pactado, de ser el caso, con terceros distintos a los antes

(17)

www.ratingspcr.com 17 mencionados, lo cual incluye, pero no limita a, que el precio pactado sea uno de mercado;

 Mantener vigentes las pólizas de seguros que cubran todos los activos del Emisor;

 No podrá establecer ni acordar un orden de prelación en sus futuras emisiones de obligaciones fuera del Programa que afecte o modifique la prelación de las emisiones de los Valores que se realicen en el marco del Programa, debiendo establecerse en dichas futuras emisiones un orden de prelación que vaya en razón de la fecha de emisión de las mismas;

 No podrá estipular o permitir que los Valores se encuentren subordinados a un crédito y/o endeudamiento que asuma el emisor luego de suscribir el presente Acto Marco;

 Cumplimiento con el siguiente resguardo financiero: Cuadro 8: Resguardos Financieros

Indicadores Límites Jun-13

Índice de Endeudamiento Máximo15 _1.7 _0.63

El cumplimiento de la salvaguarda referente al índice de endeudamiento será revisado con los Estados Financieros Consolidados no auditados del 31 de marzo, 30 de junio, 30 de setiembre y los auditados del 31 de diciembre de cada año durante la vigencia de los valores. Al 30 de junio de 2013, la empresa viene cumpliendo con los resguardos financieros asumidos.

En el marco del Segundo Programa de Bonos Corporativos, a la fecha del presente informe se encuentran vigentes las siguientes emisiones:

Cuadro 9: Características del Segundo Programa de Bonos Corporativos

1ra Emisión 2da Emisión 3ra Emisión 4ta Emisión

Monto inscrito S/.81.81 MM S/.81.81 MM US$ 30.00 MM US$ 30.00 MM

Series Única Única Única Única

Saldo en circulación S/.54.42 MM S/.27.21 MM S/.55.94 MM S/.24.74 MM

Tasa de interés 6.66% 7.09% 5.97% 6.34%

Fecha de colocación 25-oct-11 25-oct-11 07-feb-12 07-feb-12

Fecha de redención 26-oct-18 26-oct-21 08-feb-17 08-feb-19

5ta Emisión 6ta Emisión 7ma. Emisión Monto inscrito US$ 25.00 MM US$ 30.00 MM US$ 30.00 MM

Series Única Única Única

Saldo en circulación S/.66.15 MM S/.77.58 MM S/.77.10 MM

Tasa de interés 5.44% 5.25% 4.75%

Fecha de colocación 05-jul-12 26-oct-12 13-dic-12

Fecha de redención 06-jul-19 29-oct-22 14-dic-20

Fuente: Luz del Sur S.A.A. / Elaboración: PCR Acciones Comunes de Luz del Sur S.A.A.

Luz del Sur S.A.A cuenta con capital social íntegramente suscrito y pagado por 486,951,371 acciones comunes de valor nominal unitario de S/. 0.68, las cuales se encuentran autorizadas, emitidas y pagadas. En el mercado bursátil peruano, las acciones comunes de Luz del Sur forman parte del Índice General de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL16) con una participación de 2.67% dentro de la cartera

15_{Índice de Endeudamiento: Para una fecha determinada, el resultado de dividir, la DEUDA entre el patrimonio neto del Emisor,}

según conste en sus estados financieros consolidados (La definición de DEUDA se encuentra compuesta por : La sumatoria de (i) obligaciones financieras de corto plazo: sobregiros bancarios, pagarés, papeles comerciales, préstamos bancarios, porción corriente del endeudamiento de largo plazo y otros préstamos con vencimiento hasta un año y (ii) obligaciones financieras de largo plazo: préstamos bancarios, bonos corporativos, préstamos sindicados y otros préstamos con vencimientos mayores a un año).

16 _{El IGBVL refleja la tendencia promedio de las cotizaciones de las principales acciones inscritas en Bolsa, en función de una cartera}

(18)

www.ratingspcr.com 18 total de dicho índice y se ubica en el lugar 17 dentro de las 32 empresas.

Al 30 de junio de 2013, su valor de mercado fue de S/. 9.90 por acción (S/. 7.02 al cierre de junio 2012) con una desviación estándar del período (enero a junio) de S/. 0.35 y un coeficiente de variabilidad de 0.35%. Por otra parte, los volúmenes negociados, en promedio, fueron de S/.744.41 miles, cifra mayor a lo registrado al cierre del 2012 S/. 423.65 miles.

Gráfico 13

precios y los dividendos o acciones liberadas repartidas, así como la suscripción de acciones. Tiene como fecha base 30 de diciembre de 1991 = 100. 0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 di c-08 m ar -09 ju n-09 se p-09 di c-09 m ar -10 ju n-10 se p-10 di c-10 m ar -11 ju n-11 se p-11 di c-11 m ar -12 ju n-12 se p-12 di c-12 m ar -13 ju n-13 Monto Negociado (En Miles de S/.) Cotización (S/.)

Evolución de Acciones Comunes Luz del Sur S.A.A.

(19)

www.ratingspcr.com 19 Anexo

Princ ipales Cuentas dic -08 dic -09 dic -10 dic -11 jun-12 dic -12 jun-13

Activos Corrientes 280,405 278,309 289,152 318,579 339,607 351,329 375,190

Activos Corrientes para la Prueba Ácida 253,942 251,951 263,122 292,957 302,610 328,745 341,425

Total Activos 2,169,479 2,276,154 2,441,870 2,590,583 2,692,174 2,891,103 3,015,979

Pasivos Corrientes 416,822 415,438 342,159 422,529 379,423 447,243 576,781

Deuda de Largo Plazo* 790,188 750,448 839,519 800,606 877,282 987,598 933,368

Total Pasivos* 1,208,158 1,180,400 1,205,151 1,259,878 1,301,732 1,475,826 1,550,509 Patrimonio 961,321 1,095,754 1,236,719 1,330,705 1,390,442 1,414,977 1,465,470 Ingresos Totales 1,446,912 1,639,047 1,693,925 1,813,673 1,011,241 2,045,625 1,056,985 Costo de Ventas 1,003,135 1,125,867 1,143,801 1,252,112 734,678 1,442,132 777,325 Gastos Financieros 46,287 43,035 40,729 37,520 19,206 39,127 18,628 Gastos Totales 134,506 155,060 152,433 151,943 69,180 163,493 70,497 Utilidad Neta 219,434 278,578 290,745 296,811 148,105 306,214 151,292 Liquidez (v ec es ) Liquidez General 0.67 0.67 0.85 0.75 0.90 0.79 0.65 Prueba Ácida 0.61 0.61 0.77 0.69 0.80 0.74 0.59 Solv enc ia Solv enc ia (v ec es )

Pasivo (sin diferidos) / Patrimonio 0.91 0.81 0.72 0.72 0.72 0.84 0.86

Pasivo (con diferidos) / Patrimonio 1.26 1.08 0.97 0.95 0.94 1.04 1.06

Deuda de Largo Plazo a Patrimonio 0.82 0.68 0.68 0.60 0.63 0.70 0.64

Pasivos Totales / EBITDA 12M 2.69 2.45 2.35 2.43 2.50 2.72 2.85

Pasivos Totales / Activos Totales 0.56 0.52 0.49 0.49 0.54 0.51 0.51

Efic ienc ia

Gastos Totales como % de las Ventas 9.30% 9.46% 9.00% 8.38% 6.84% 7.99% 6.67%

Gastos Financieros como % de las Ventas 3.20% 2.63% 2.40% 2.07% 1.90% 1.91% 1.76%

Rotación de Cobranzas (días) 48 43 44 23 43 44 44

Inmovilización de Existencias (días) 8 7 7 3 5 4 5

Cobertura (v ec es )

EBIT / Gastos Financieros 12 meses 7.93 9.79 11.02 12.02 12.00 12.10 12.29

EBITDA / Gastos Financieros 12 meses 9.70 11.20 12.61 13.80 13.78 13.85 14.09

Rentabilidad

ROE 12 meses 22.83% 25.42% 23.51% 22.30% 21.21% 21.64% 21.11%

Rentabilidad de Ventas Netas 15.17% 17.00% 17.16% 16.37% 14.65% 14.97% 14.31%

ROA 12 meses 10.11% 12.24% 11.91% 11.46% 10.95% 10.59% 10.26%

* Incluye pasivos diferidos.

Luz del Sur S.A.A. (en miles de nuev os s oles )