LUZ DEL SUR S.A.A....energético del Proyecto Majes Siguas entre el Gobierno Regional de Arequipa y Luz del Sur S.A.A,” - El día 27 de marzo de 2018 se publicó la política de

www.ratingspcr.com 1

LUZ DEL SUR S.A.A.

Informe con EEFF1 de 31 de marzo de 2018 Fecha de comité: 18 de julio de 2018

Periodicidad de actualización: Trimestral Sector Eléctrico, Perú

Equipo de Análisis

Jorge Sánchez [email protected]

Daicy Peña [email protected]

(511) 208.2530

HISTORIAL DE CLASIFICACIONES Fecha de información jun-16 sep-16 dic-16 mar-17 jun-17 sep-17 dic-17 mar-18 Fecha de comité 20/10/2016 04/01/2017 03/05/2017 19/07/2017 12/10/2017 13/12/2017 29/05/2018 18/07/2018

Acciones Comunes PEPCN1 PEPCN1 PEPCN1 PEPCN1 PEPCN1 PEPCN1 PEPCN1 PEPCN1 Bonos Corporativos PEAAA PEAAA PEAAA PEAAA PEAAA PEAAA PEAAA PEAAA Instrumentos de Corto Plazo PE1+ PE1+ PE1+ PE1+ PE1+ PE1+ PE1+ PE1+ Perspectiva Estable Estable Estable Estable Estable Estable Estable Estable

Significado de la clasificación

PEPrimera 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 PEAAA: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes. Categoría PE1+: 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. Las categorías de las emisiones de mediano, largo plazo y de acciones preferentes podrán ser complementadas si correspondiese, mediante los signos

(+/-) para mejorar o desmejorar, respectivamente la clasificación alcanzada entre las categorías “PEAA” y “PEB”. 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. La clasificación otorgada o emitida por PCR constituyen una evaluación sobre el riesgo involucrado y una opinión sobre la calidad crediticia, y la misma no implica recomendación para comprar, vender o mantener un valor; ni una garantía de pago del mismo; ni estabilidad de su precio y puede estar sujeta a actualización en cualquier momento. Asimismo, la presente clasificación de riesgo es independiente y no ha sido influenciada por otras actividades de la Clasificadora. El presente informe se encuentra publicado en la página web de PCR (http://informes.ratingspcr.com/), donde se puede consultar adicionalmente documentos como el código de conducta, la metodología de clasificación respectiva y las clasificaciones vigentes.

Racionalidad

En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió ratificar las clasificaciones otorgadas a las acciones comunes (PEPCN1), bonos corporativos (PEAAA) e instrumentos de corto plazo (PE1+) de Luz del Sur S.A.A. Esta decisión se sustenta en las ventajas del área de concesión de sus operaciones, lo que le brinda una estabilidad de ingresos a largo plazo, especialmente en el segmento de clientes residenciales y comerciales, mientras que, con la firma de contratos a largo plazo con sus proveedores de energía, el suministro a sus clientes se mantiene asegurado. Se valoró asimismo la mejora en los niveles de cobertura de deuda producto de la escisión de Inland Energy, quien se encargará de los negocios de generación. Finalmente, la Compañía cuenta con el respaldo del grupo multinacional Sempra Energy. Perspectiva u observación

Estable.

Resumen Ejecutivo

• Estratégico ámbito de concesión. La Compañía opera en la zona sur de más de 3,500 km2 en Lima y la provincia de Cañete, donde residen más de 4 millones de habitantes, y concentra importantes centros comerciales, y atiende a clientes no regulados en las zonas industriales.

• Transferencia del negocio de generación a su subsidiaria Inland Energy. A partir de febrero de 2018, las actividades de generación, así como los clientes de dicha línea de negocio fueron transferidos a Inland Energy. Este hecho afectará temporalmente algunos indicadores financieros como ventas, margen operativo y margen neto.

• Estabilidad en los ingresos e incremento en el número de clientes residenciales y comerciales. Las ventas de energía eléctrica a clientes residenciales y comerciales (principal segmento de consumo) mantiene un nivel estable, así como un incremento en el número de clientes, ello permite mantener una certeza sobre los ingresos futuros de la empresa. De otro lado, mayor variabilidad presenta los ingresos de los clientes comerciales, industriales y clientes libres.

• Suministro de energía asegurada y reducciones en las pérdidas de energía. La Compañía tiene firmado 56 contratos de suministros de energía con 18 empresas generadoras que le garantizan una potencia total contratada de 1,819 MW. La suscripción de dichos contratos de mediano y largo plazo le permite garantizar sus requerimientos de potencia y energía para atender la creciente demanda en su zona de concesión, los que cuentan con vencimientos a diciembre 2031.

• Mejora en los niveles cobertura de deuda financiera. Dado el incremento de inversiones efectuadas por la Compañía en los últimos años, el endeudamiento mantuvo una tendencia creciente hasta diciembre 2017, no obstante, el nivel de EBITDA permitió cubrir los gastos financieros y la porción corriente de la deuda financiera. A marzo de 2018 el nivel de deuda de Compañía se redujo, por lo que los indicadores de cobertura registraron una mejora. Así el RCSD pasó de 1.22x en diciembre 2017 a 1.76x en marzo 2018.

1 No Auditados.

http://www.ratingspcr.com/

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]

http://informes.ratingspcr.com/


• Experiencia y conocimiento del Grupo Económico al que pertenece. Respaldo brindado por el Grupo Sempra Energy, quien desarrolla, construye y opera activos de infraestructura energética y distribuye electricidad y gas natural en países como Perú, México, Chile, Argentina, Estados Unidos, México y Hawaii.

Perspectiva

Estable.

Metodología utilizada

La opinión contenida en el informe se ha basado en la aplicación de la metodología vigente para calificación de riesgo de acciones, así como la metodología vigente para calificación de riesgo de instrumentos de deuda de corto, mediano y largo plazo, acciones preferentes y emisores cuya aprobación se realizó en sesión N°004 del Comité de Metodologías con fecha 09 de julio 2016 y sesión N°001 del Comité de Metodologías con fecha 09 de enero de 2017, respectivamente.

Información utilizada para la clasificación

Información financiera: Estados Financieros auditados de los períodos 2013–2017 y no auditados a marzo 2017 y marzo 2018.

Limitaciones y Limitaciones Potenciales para la clasificación

Limitaciones encontradas: No se encontró limitaciones respecto a la información presentada por la empresa. Limitaciones potenciales (Riesgos Previsibles):

• El crecimiento de la Compañía depende del nivel de actividad económica del país y en especial dentro de su zona de concesión. Por tanto, las modificaciones en indicadores macroeconómicos podrían influir en el desempeño de la Compañía.

• Las operaciones de la Compañía se encuentran sometidas a la Ley de Concesiones Eléctricas y a las normas del marco regulatorio del sector eléctrico en el Perú. Sin embargo, no puede garantizarse que la regulación vigente se mantenga inalterada en el futuro de manera que no afecten las operaciones o los resultados de la Compañía.

Desarrollos Recientes

- El día 17 de julio de 2018 se suscribió el “Contrato de suministro no consuntivo de agua para el componente hidro energético del Proyecto Majes Siguas entre el Gobierno Regional de Arequipa y Luz del Sur S.A.A,”

- El día 27 de marzo de 2018 se publicó la política de dividendos a ser aplicada para el año 2018, la cual no registra cambios en relación al año previo, donde se destaca que la empresa puede distribuir dividendos por el monto total o parcial de las utilidades de libre disposición, así como las que se generen durante el ejercicio.

- El día 25 de enero de 2018 fue otorgada la escritura pública de la Reorganización Simple entre Luz del Sur S.A.A. e Inland Energy S.A.C.

- El 24 de enero de 2018, fue notificada la Sentencia de Casación que pone fin a la instancia administrativa referente a la Resolución del Tribunal Fiscal relacionado con el impuesto a la renta de los ejercicios 2000 y 2001.

- EL 13 de diciembre de 2017 se realizó la colocación de la sexta emisión del Tercer Programa de Bonos Corporativos e IRD por un monto de S/ 161.8 MM a un plazo de 10 años y a una tasa de interés nominal anual de 5.9375%.

- El 01 de diciembre 2017, en Sesión de Directorio se acordó distribuir dividendos con cargo a resultados acumulados por S/ 82.8 MM con un valor por acción de S/ 0.17.

- En setiembre de 2017 la Corte Suprema de Justicia ha declarado fundado el recurso de casación N°13429-2016 presentado por la Compañía contra la SUNAT y en consecuencia ha resultado a favor en todos los extremos de la demanda (por un monto de S/ 84.5 MM).

- El 05 de septiembre 2017, en Sesión de Directorio se acordó distribuir dividendos con cargo a resultados acumulados por S/ 82.8MM con un valor por acción de S/ 0.17.

- El 14 de agosto y 04 de septiembre de 2017, se llevó a cabo la Asamblea General de Obligaciones del Segundo y Tercer Programa de Bonos Corporativos e Instrumentos de Corto Plazo, en los que se acordó: i) Brindar la dispensa a Luz del Sur S.A.A. del incumplimiento de la obligación establecida en el numeral 8.3 del Acto Marco, como resultado de la reorganización simple con su subsidiaria Inland Energy S.A.C que entró en vigencia en diciembre 2016, ii) Brindar la dispensa a Luz del Sur S.A.A. de la obligación establecida a efectos de autorizar una potencial reorganización simple con su subsidiaria Inland Energy S.A.C., iii) Brindar la dispensa a Luz del Sur S.A.A. de la obligación establecida en el numeral 8.5 del Acto Marco, a efectos de permitir el potencial otorgamiento de un aval o una fianza para garantizar obligaciones que serían asumidas por Inland Energy S.A.C. como resultado de la reorganización simple indicada previamente,

- El 11 de julio 2017, la Compañía fue notificada por el Centro de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Lima de una solicitud de arbitraje, presentada por Vidriería 28 de Julio S.A.C. debido a discrepancias en la facturación.

- El 31 de mayo 2017, la Compañía fue notificada por el Centro de Arbitraje de la Cámara de Comercio de Lima de una solicitud de arbitraje, presentada por Termochilca S.A.C. que tiene como pretensión que se declare la invalidez e ineficiencia de la resolución de tres contratos de suministro suscrito entre ambas empresas, y se ordene el pago por la supuesta retribución del suministro. A su vez, Luz del Sur ha presentado ante el mismo Centro de Arbitraje una petición de arbitraje contra Termochilca, con la intención de que se reconozca la validez de la resolución de los tres contratos en mención, así como el pago de una penalidad.

- El 25 de mayo 2017, en Sesión de Directorio se acordó distribuir dividendos con cargo a resultados acumulados por S/ 82.8MM con un valor por acción de S/ 0.17.

- El 23 de marzo de 2017, en la Junta de Accionistas Obligatoria Anual se designó como auditores externos para el ejercicio 2017 a Gris y Asociados S.C.R.L firma miembro de Deloitte Touche Tohmatsu. Asimismo, se acordó la distribución de dividendos por S/ 53.56 MM como concepto del ejercicio 2016. Finalmente, se designó los cargos de directorio para el periodo marzo 2017 - marzo 2018.



- El 06 de febrero de 2017, se llevó a cabo la colocación de la quinta emisión (serie A) bajo el marco del Tercer Programa de Bonos Corporativos de la Compañía. El monto colocado fue de S/ 162.5 MM con una tasa anual de 6.375% y fecha de redención 07 de febrero de 2023.

- El 12 de diciembre de 2016, en Junta General de Accionistas se aprobó la Propuesta de Reorganización Simple entre Luz del Sur e Inland Energy S.A.C. La cual tiene por objetivo segregar de Luz del Sur un bloque patrimonial constituido por los proyectos de generación eléctrica Santa Teresa 2, Majes y Garibaldi para aportarlos a Inland Energy. Dicha iniciativa entró en vigencia el 14 de diciembre de 2016 lo que permitirá que Luz del Sur se concentre en sus actividades de distribución de energía eléctrica y en la operación de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa – Ccollpani Grande y que la empresa Inland, se enfoque al desarrollo de nuevos proyectos de generación hidroeléctrica, especializándose en dicha actividad y procurando mayores eficiencias.

Análisis Sectorial

Estructura del Sector Electricidad De acuerdo al OSINERGMIN, las actividades que se desarrollan en el sector eléctrico peruano comprenden: i) Generación, que consiste en la producción de energía, ii) Transmisión, que consiste en el transporte de energía de alta tensión, iii) Distribución, relacionado al transporte de energía de media y baja tensión, iv) Comercialización, el cual está relacionado a las transacciones monetarias y iv) Operación, encargado de coordinar las transacciones físicas de energía entre la oferta y demanda. Los intercambios físicos de energía en Perú empiezan con el mandato del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), el cual ordena primero inyectar al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) la energía producida por las generadoras más eficientes, con el objetivo de formar un pool de energía al menor costo posible. Esta energía es transportada por las empresas de Transmisión hacia las subestaciones reductoras de voltaje para luego ser transportada por las distribuidoras o despachada a los clientes libres2. Si la energía es derivada a las distribuidoras, se transportan principalmente a los clientes regulados3, aunque las distribuidoras también pueden abastecer a los clientes libres. Por otro lado, los intercambios monetarios se definen en base a clientes mayoristas y minoristas. La primera, se refiere a la comercialización que existe entre generadores, distribuidores y clientes libres; mientras que la segunda, a la comercialización con los usuarios regulados. Dependiendo del tipo de mercado, los mecanismos de asignación de precios pueden basarse en contratos bilaterales, licitaciones y tarifas reguladas.

Esquema tarifario a clientes mayoristas Una característica principal del sistema centralizado de suministro de energía eléctrica (mandatory pool) es que las transacciones físicas de energía no se corresponden exactamente con las transacciones financieras, por tanto, puede haber diferencias entre los contratos (precios pactados) y la cantidad de energía suministrada, que se remuneran según la diferencia provenga de un generador o una distribuidora. Según el tipo de contrato los precios pueden ser de dos tipos: precios libres, si los contratos son bilaterales, o precios firmes, si los compromisos se han llevado a cabo a través de una subasta. Los precios libres pueden ser cobrados tanto por distribuidoras como por generadoras, en tanto los precios firmes solo son cobrados por las generadoras y únicamente a las distribuidoras. Adicionalmente, si el generador no produce toda la energía contratada (o produce de más), deberá comprar (vender) la energía faltante (sobrante) al precio spot, que corresponde al costo del último generador que abasteció de energía según las instrucciones del COES. Mientras que, si la distribuidora suministra mayor energía de la estimada, pagará por el adicional los precios en barra, regulados por OSINERGMIN y calculados en base a los precios básicos de energía y potencia4 y los peajes de transmisión.

Esquema tarifario a clientes minoristas Las tarifas cobradas a los clientes minoristas (o regulados) son producto del agregado de los precios de generación, los peajes de transmisión y el valor agregado de distribución. Los precios de generación han sido establecidos según los mecanismos mencionados anteriormente entre las generadoras y las distribuidoras. Los mecanismos de compensación para las empresas de transmisión y distribución en cambio son determinados en compensación a los costos incurridos, pues son compañías que se desarrollan dentro de un mercado monopólico.

Peajes de transmisión Las tarifas obtenidas por las compañías de transmisión reconocen los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento (COyM), para los cuales se cuenta con tres mecanismos de compensación: la tarifa regulada por OSINERGMIN, los contratos BOOT5 y RAG6; y el mecanismo de licitaciones. Estos mecanismos de compensación remuneran básicamente a dos sistemas de transmisión; el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y el Sistema Garantizado de Transmisión (SGT). La retribución al SPT resulta del agregado del ingreso tarifario7 y el peaje por conexión8, de manera similar

2 Clientes con una demanda máxima anual superior a 2,500 kw. Suelen ser importantes complejos mineros, comerciales e industriales. 3 Clientes con una demanda máxima anual inferior a 200 kw. Suelen ser los hogares. 4 El precio básico de energía es la retribución directa al suministro de energía, mientras que el precio básico de potencia es la compensación a los costos de inversión y mantenimiento de la capacidad de las generadoras. Estos precios se actualizan según el factor de energía y factor de potencia, que a su vez dependen del tipo de cambio, el precio del petróleo Diesel, precio del gas natural, tasas arancelarias para importar maquinaria de generación eléctrica, entre otros. 5 Build, Own, Operate and Transfer. 6 Remuneración Anual Garantizada. 7 Retribución monetaria a las compañías del SPT por el traslado de energía y la capacidad de línea. 8 Resulta de la diferencia entre el costo anual eficiente y el ingreso tarifario.



la remuneración al SGT considera la base tarifaria, que incluye la anualidad por costos de inversión, los costos eficientes de operación y mantenimiento, y la liquidación anual9.

Precios a nivel distribución Las tarifas de la actividad de distribución reciben el nombre de Valor Agregado de Distribución (VAD) y es el resultado de agregar los costos asociados al usuario10, las pérdidas estándar de energía o potencia11, y los costos estándares de inversión, operación y mantenimiento12, los cuales se calculan por separado dependiendo de las inversiones en líneas de media tensión y baja tensión, de los que resultan los VAD en Media Tensión (VADMT) y los VAD en Baja Tensión (VADBT). El VAD se calcula como un costo total anual, el cual equivale a la Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (aVNR) de la empresa eficiente o adaptada, más los costos de explotación (CE), los cuales incluyen los costos estándares de operación y mantenimiento, costos de administración y costos de comercialización. Del VAD anual se procede a calcular el VAD unitario, el cual considera la proyección de la máxima demanda del sistema eléctrico para los próximos cinco años (DM) y se valida en función a la Tasa Interna de Retorno (TIR) por grupos de distribuidoras, las cuales deberían encontrarse entre 8.0% y 16.0%.

Normativa Vigente El marco regulatorio del sector eléctrico empezó con el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas en 1992, para fomentar la eficiencia económica, estableciendo los criterios de operación y responsabilidades de las empresas de generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad y dando por terminado el monopolio que hasta ese entonces mantenía el Estado para las tres actividades del sector. En línea con esta ley, en el año 1997 se añadió al marco regulatorio la Ley N° 26876, Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico, para evitar la colusión vertical y los problemas de concertación de precios que pudieran existir entre las empresas u operaciones del sector. Asimismo, con el objetivo de incentivar la inversión privada se promulgó en julio 2006 la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (2006), en el cual se establecen las bases para las licitaciones, las operaciones en el mercado de corto plazo, las responsabilidades del COES, y la segmentación por tipos de clientes libres y regulados. Asimismo, como organismos encargados de la supervisión y/o promoción de los objetivos anteriormente planteados se estableció como promotores al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) y la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Pro Inversión); y como reguladores al Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI), el Ministerio del Ambiente (MINAM) y la Defensoría del Pueblo. Es de importancia la Ley N°27510, Ley que crea el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) para asistir a los consumidores de menores ingresos; el decreto legislativo N°1002 creada para promover la inversión en generación de electricidad con el uso de energías renovables, y últimamente la resolución la N°074-2016-OS/CD, referida a la aplicación del ingreso asegurado al Gaseoducto Sur, el cual según resolución N°011-2017-OS/CD fue suspendido el 25 de enero del 2017.

Generación Las actividades de generación están normadas dentro de un esquema de libre competencia en el que cualquier compañía se puede establecer como generadora. En 2017, el mercado eléctrico contaba con 56 empresas generadoras, que produjeron un 49,993 GWh, donde el 80.3%13 del total producido se concentró en el centro del país14. A marzo 2018, cinco compañías produjeron aproximadamente el 57% del total de energía eléctrica: Kallpa produjo un total de 2,269.73 (GWh), lo cual representó el 18.2% del total producido en el SEIN, seguido de Enel Generación (13.3%), Electroperú (12.5%), Emge Huallaga (7%) y Engie Energía del Perú (5.9%). Adicionalmente, las compañías de generación obtuvieron los recursos energéticos principalmente del agua (68.6%) y el gas natural (27%), observándose un incremento de 7.6% respecto al 2017 del recurso agua y la disminución de 7.8% del recurso gas natural. Mientras que, por tipo de generación, el 68.6% fue de origen hidroeléctrico, 27.9% termoeléctrico, 2.2% solar, y 1.3% eólico. En relación con los recursos hídricos, el país cuenta con 16 cuencas hidrográficas que favorecen y fomentan la inversión en Centrales Hidroeléctricas; sin embargo, debido a la estacionalidad del ciclo hidrológico, y el crecimiento de la demanda de energía, el Estado ha visto oportuno la diversificación hacia otras fuentes de energía. Por tanto, se ha ido fomentando el mayor uso de energía renovable y Gas natural (GN). Al cierre de marzo 2017, la participación de los recursos energéticos renovables en la producción de energía eléctrica en el SEIN fue de 6.5% (1 trimestre 2017: 5%).

9 Corresponde al desajuste entre lo fijado como base tarifaria el año anterior y lo efectivamente recaudado, garantizando implícitamente una remuneración anual y promoviendo por tanto las inversiones en transmisión. 10 Incluye los pagos por lectura de medidor y factura. 11 Solo son reconocidas las pérdidas técnicas y no las pérdidas de otro tipo como los robos de energía. 12 Incluye las inversiones eficientes, y los costos de operación, mantenimiento, gestión comercial y administración también eficientes. 13 Con información disponible a diciembre 2017. 14 Zona donde se concentran importantes centrales hidroeléctricas.



MARZO 2018: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA POR EMPRESA

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ANUAL POR TIPO DE GENERACIÓN

Fuente: COES / Elaboración: PCR Fuente: COES / Elaboración: PCR

Transmisión El subsector de transmisión cuenta con un total de 26,721 km15 de líneas de transmisión provistas por 1516 compañías, entre las que destacan, Consorcio Transmantaro y Red de Energía del Perú. Debido a que la generación de energía eléctrica se concentra en el centro del país, estas compañías presentan una importante restricción para la distribución de energía hacia otras zonas del Perú. Es así que según el COES17, las contingencias más críticas de energía se observaron mayormente en la zona Norte y Centro Oriente, específicamente en: Piura Oeste, Chimbote, Tingo María y Moyobamba. La mayor demanda de energía en estas zonas puede causar la sobrecarga de las líneas de transmisión, produciéndose por ello, pérdidas de energía. Durante el 201718, el total de pérdidas en el sistema de transmisión fue de 4.5%, menor a lo registrado en el 2016 (5.4%).

Distribución A diferencia del subsector de generación, las compañías de distribución operan bajo un régimen de monopolio en una zona de concesión determinada a plazo indefinido. En el Perú existen 1319 compañías distribuidoras integrantes del COES, de las cuales 2 de ellas concentran más del 55% de la facturación anual, en vista a que suministran energía a Lima. Solo dos compañías pertenecen al sector privado, las restantes son propiedad del Estado. La privatización completa del sector de distribución resultó en principio complicada, en tanto los clientes regulados de zonas rurales suelen ser subsidiados por el Estado, ya que los actuales ingresos obtenidos en las zonas de concesión no cubrirían los costos de inversión privado. Adicionalmente, las zonas rurales se caracterizan por su difícil geografía y la dispersión de sus pobladores, por lo que no se puede aprovechar las economías de densidad20, incrementándose el costo medio y las pérdidas de energía.

Análisis Cuantitativo

Producción y Costos El desempeño del sector eléctrico presenta una alta correlación con el crecimiento de la economía, en tanto la variabilidad de la demanda por energía eléctrica resulta siendo menor al PBI. Cabe destacar que, en periodos de bajo crecimiento económico, la demanda de energía se sustenta por el crecimiento de la población. A marzo 2018, el total de energía producida acumulada por las empresas generadoras integrantes del COES fue de 12,490.66 GWh, presentando un incremento interanual de 1.7%. En cuanto a la máxima demanda de potencia eléctrica del SEIN, ésta alcanzó el valor de 6,639.69 MW21, incrementándose en 0.7% con relación a lo observado un año atrás. En cuanto a la tarifa en barra ponderada22 se ubicó en US$/MWh 45.28 a marzo 2018, menor a los US$/MWh 45.66 registrado en marzo 2017. Mientras que el costo marginal de la barra de referencia (barra Santa Rosa 220 kV) fue de US$/MWh 5.47, inferior a los US$/MWh 10.96 registrado a marzo 2017, logrando mantener márgenes positivos para la generación de energía en el mercado regulado.

15 Con información disponible a diciembre 2016. 16 Con información disponible a marzo 2018. 17 Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2019 – 2028, actualizado al 27/02/2017. 18 Último dato disponible. 19 Con información disponible a marzo 2018. 20 Hace referencia a la reducción de los costos medios conforme se incrementa el aprovechamiento de la red o de la capacidad instalada, en el caso de las distribuidoras a partir de un mayor número de usuarios. 21 Máxima Potencia calculado durante los periodos de hora punta acorde al PR-30 y PR-43, la misma que incluye la importación desde Ecuador. 22 Esta tarifa remunera los costos fijos y variables de las centrales de generación eléctrica e incluye la tarifa de sistema principal y garantizado de transmisión.

53.3% 50.3% 50.4% 47.6%56.6%

33.2% 27.9%

46.2% 48.7%47.7%

49.7%40.6%

64.8% 68.6%

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

2013 2014 2015 2016 2017 mar-17 mar-18

GW.h

Hidroeléctrica Termoeléctrica Eólico Solar



PRODUCCIÓN DE ENERGÍA y MAXIMA DEMANDA COSTO MARGINAL PROMEDIO Y TARIFA EN BARRA

Fuente: COES / Elaboración: PCR Fuente: COES / Elaboración: PCR

Por su parte, en el mercado libre, los precios spot se han reducido consistentemente en los últimos años, en línea con el incremento de la oferta de generadoras y el menor crecimiento esperado de la demanda de energía, ha impulsado los precios no regulados a la baja, favoreciendo a los grandes consumidores (clientes libres) y perjudicando a algunas generadoras. Cabe mencionar que durante el 2015 y 2016, el incremento tarifario al cliente regulado ha incluido un Cargo por Afianzamiento de Seguridad Energética (CASE) ligado al GSP para asegurarle al concesionario un ingreso garantizado de US$ 930 MM anuales, sin embargo, mediante Ley N°30543 publicada en marzo 2017 se dispuso a eliminar el referido cobro que venía encareciendo el costo del servicio eléctrico, ordenado la devolución de dicho importe a los usuarios del servicio energético.

Proyectos de Inversión De acuerdo con el último Reporte de Inflación del Banco Central de Reserva (junio 2018), se espera que la inversión privada crezca un 5.5% en el 2018, impulsado por mayores inversiones en minería (asociado a una recuperación de los precios de los minerales), mientras que para el 2019 se estima un crecimiento de 7.5% considerando una recuperación de las expectativas empresariales. Los anuncios de proyectos de inversión privada para los años 2018 - 2019 ascienden a USD 18,847 MM, de los cuales, USD 890 MM corresponden al sector energía, representando el 4.7% del monto total de inversión prevista, por debajo del sector minero (39.1%), sector infraestructura (20.4%) y el sector de hidrocarburos (9.9%). Se estima que proyectos como la Central Térmica Domingo Olleros – Ciclo Combinado y la de Pacífico Sur inicien operaciones comerciales durante el presente año. De otro lado, aunque la participación de la generación a partir del RER es baja, el gobierno espera que se incremente para los años 2020 y 2021. Para ello, a través del Plan Energético Nacional, el Estado fomenta el desarrollo de centrales hidroeléctricas y de generación de energías renovables no convencionales (solar, eólica, entre otras). Finalmente, cabe indicar que, las inversiones en nuevas centrales podrían postergarse en el mediano plazo, considerando que actualmente el sector energético atraviesa por un exceso de oferta en la generación eléctrica.

PRINCIPALES ANUNCIOS DE PROYECTOS DE INVERSIÓN EN EL SECTOR ENERGÍA: 2018 - 201923

Inversionistas Proyecto de inversión

Interconexión Eléctrica S.A. Enlace Mantaro Nueva Yanango

China Three Gorges Corp. y Energías Portugal S.A. San Gabán III

Grupo Enel Central Eólica Wayra I

Fuente: BCRP / Elaboración: PCR

Aspectos Fundamentales

Reseña Durante el proceso de privatización de las empresas del sector eléctrico del Perú, el 1° de enero de 1994 se crea Edelsur S.A, tras la división de empresas estatales derivadas de Electrolima. En agosto de 1996, Ontario Quinta A.V.V. –actualmente Ontario Quinta S.R.L-, adquiere el 60% de las acciones de la Compañía. En el mismo año, la Compañía adquiere del Estado Peruano el total de las acciones de la Empresa de Distribución Eléctrica de Cañete (EDECAÑETE S.A.) y dos años más tarde, establece su denominación social como Luz del Sur S.A.A. En setiembre de 1999, la empresa Peruvian Opportunity Company S.A.C., adquiere 22.46% de las acciones de la Compañía, y en diciembre del 2014, la empresa Sempra Energy International Holding N.V, dueña de Ontario Quinta A.V.V y Peruvian Opportunity Company S.A.C. incrementa su participación a 83.64%. En octubre del 2015, la Compañía absorbe a su subsidiaria EDECAÑETE S.A, asumiendo de esta forma el manejo de la distribución de energía en la provincia de Cañete. En septiembre del 2015, la Compañía constituyó las empresas Inland Energy S.A.C24, Andes Power S.A.C y Blue River Corp S.A.C. Todas las inversiones anteriormente mencionadas, incluyendo a Inmobiliaria Luz del Sur S.A. son propiedad de la Compañía con un 99.9% de participación sobre su capital.

23 Fuente: Banco Central de Reserva del Perú: Reporte de Inflación – junio 2018 24 Su actividad económica es el desarrollo de actividades de generación, transmisión, comercialización, compra, venta, despacho y suministro de energía eléctrica de los nuevos proyectos que la Compañía evalúe invertir.

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

mar-14 mar-15 mar-16 mar-17 mar-18

MWhGWh

Producción de Energía (GW.h) x mes

Máxima Demanda x mes

0

10

20

30

40

50

60

mar-14 mar-15 mar-16 mar-17 mar-18

US$/MWh

CMg Pond. Tarifa en Barra



El 6 de enero de 2016 las acciones de Andes Power y Blue River Corp fueron vendidas a su relacionada Peruvian Oportunity Company S.A.C. Mientras que el 16 de enero de 2018 se aprobó el Proyecto de Reorganización Simple y el 25 de enero de 2018 se otorgó la escritura pública respectiva, en virtud de la cual la Compañía segrega un bloque patrimonial valorizado en S/276,063,603 y aportado en un solo acto a favor de Inland Energy S.A.C. De esta manera, a marzo de 2018, la Compañía cuenta como inversiones financieras al 99.9% de las acciones de Inmobiliaria Luz del Sur S.A y de Inland Energy S.A.C. Sostenibilidad Empresarial Producto del análisis efectuado, consideramos que Luz del Sur S.A.A. tiene un nivel de desempeño Óptimo (categoría RSE2) 25 respecto a sus prácticas de Responsabilidad Social Empresarial. Así mismo, presenta un nivel de desempeño sobresaliente (GC1)26 , respecto a sus prácticas de Gobierno Corporativo. El detalle de los aspectos considerados que justifican los niveles de desempeño otorgados en ambos casos se incluye en la sección ESG del informe de cierre anual 2017, elaborado con fecha 17.05.2018. Accionariado, Directorio y Plana Gerencial A través de Ontario Quinta S.R.L, Peruvian Opportunity Company S.A.C. y Energy Business International S.R.L., el Grupo Sempra International controla indirectamente el 83.64% del accionariado quién desarrolla, construye y opera activos de infraestructura energética para la distribución de energía eléctrica y gas natural en los países de México, Perú y Chile. A su vez, Sempra International es una subsidiaria de Sempra Energy, grupo empresarial creado hace 19 años que adicionalmente cuenta con presencia en EE.UU y Hawaii en donde se dedica exclusivamente al desarrollo de infraestructura energética, tales como energía eléctrica, energía solar, gas y energía eólica. Las otras fuentes de participación de capital de la Compañía están formadas por AFP’s e inversionistas diversos minoritarios.

DIRECTORIO Y PLANA GERENCIAL (MARZO 2018)

Directorio Plana Gerencial

Dennis Víctor Arriola Presidente Mile Cacic Enriquez Gerente General

Raúl Alberto Farías Reyes Presidente suplente Luis Fernando de las Casas R. Gerente de Finanzas

Carlos Mauer Díaz Barriga Vice-Presidente Luis Miguel Quirós Velásquez Gerente Comercial

José Antonio Lau Dan Vice-Presidente suplente Amparito González Díaz Gerente de Recursos Humanos

Kathryn Joy Collier Director

Armando Infanzón Favela Director Suplente José Luis Eráusquin Eyzaguirre Gerente Adm y Tec. de la Información

Luis Eduardo Pawluszek Director Herbert Takayama Nagayama Gerente de Distribución

John Patrick Dill Director Suplente Eric Díaz Huamán Gerente de Transmisión Eduardo Armando Benavides Torres Secretario Zoila Horna Asesora Legal

Hans Robert Berger Sánchez Gerente de Relaciones Corporativas

Luis Olivos Román Auditor Interno

Accionariado

Grupo o Compañía Participación del Capital S/.M Participación del Capital (%) Ontario Quinta S.R.L S/ 297,797 61.155%

Peruvian Opportunity Company SAC S/ 100,116 20.560%

Energy Business international SRL S/ 9,387 1.928%

IN-Fondo 2 S/ 15,986 3.283%

Diversos S/ 63,665 13.074%

Total S/ 486,951 100%

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

En el Estatuto Social de Luz del Sur S.A.A., se establecen las responsabilidades y funciones del Presidente del Directorio, Gerente General y de otros funcionarios con cargos de la Alta Gerencia. El Directorio de la Compañía esta presidido por el Sr. Dennis Víctor Arriola quien ocupa el cargo desde el 29 de marzo 2017 y actualmente es Vicepresidente Ejecutivo de Estrategia Corporativa y Asuntos Externos de Sempra Energy además de contar con amplia trayectoria a nivel internacional en el sector energético y mercado de capitales. Mientras que, la gerencia general se encuentra encabezada por el Sr. Mile Cacic Enriquez quien ejerce dicho cargo por más de 18 años en la Compañía27. La empresa cuenta con un Código de Ética formalmente aprobado, el mismo que contiene una sección dedicada a la prevención de los conflictos de interés. La empresa elabora sus EEFF de acuerdo a las NIIF emitidas por el IASB, siendo estos auditados por una empresa de reconocido prestigio. Asimismo, se verificó que los EEFF auditados presentaron una opinión favorable por parte del auditor externo. Operaciones y Estrategia

Operaciones La principal actividad económica de la Compañía es el servicio público de distribución de energía eléctrica en un área superior a 3,500 km2 de concesión indefinida y que involucra 30 de los distritos más importantes de Lima Metropolitana y la Provincia de Cañete28. Adicionalmente recibe ingresos por el uso de sus sistemas de transmisión y distribución eléctrica, corresponden

25 Donde RSE1 es la categoría máxima y RSE6 es la mínima. 26 Categoría GC1, donde GC1 es la categoría máxima y GC6 es la mínima. 27 Fue nombrado Gerente General en 1999. 28 La administración de la red de distribución de energía para esta provincia fue asumida por Luz del Sur luego del proceso de fusión por absorción con su subsidiaria Edecañete, encargada hasta ese entonces de la concesión para la provincia de Cañete.



a los consumos de energía facturados por otros suministradores distintos de la Compañía, a estos usuarios se les denomina Clientes Peaje29. En el 2010, la Compañía amplió su objeto social a efectos de incluir las actividades de generación y transmisión de electricidad. Así, tras un proceso de inversiones que empezó en dicho año, el COES aprobó en setiembre del 2015 la operación comercial de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa – Ccollpani Grande (Cusco), incursionando de esta forma en la generación de energía eléctrica. Sin embargo, a partir de febrero de 2018, se realizó una reorganización simple de los activos de generación eléctrica para conformar una nueva empresa, denominada Inland Energy S.A.C. A marzo de 2018, Luz del Sur S.A.A atiende a 1,108,243 clientes regulados (+2.6% respecto a marzo 2017) y 10 clientes libres (-99%). La reducción de los clientes libres se explica porque a partir de febrero de 2018 estos pasaron a ser atendidos por la subsidiaria Inland Energy.

Clientes y Proveedores Debido a que el área de concesión de la Compañía atiende principalmente zonas residenciales, la venta de energía (medido en MWh) se concentra principalmente en los clientes regulados, alcanzando el 95.6% de la energía vendida a marzo de 2018 (2017: 90.5%). De otro lado, las ventas a clientes libres representaban algo menos de 10% del total hasta el 2017; sin embargo, a marzo de 2018 las ventas a dichos clientes representaron solo el 4.4%, luego que parte de ellos pasaran a ser atendidos por Inland Energy. La zona de concesión incluye a distritos de la zona sur de Lima como: Miraflores, San Isidro, La Molina, San Luis, Lince, entre otros, cuyos habitantes registran un mayor consumo de energía per-cápita y donde se ubican grandes centros comerciales. Así a marzo 2018, las ventas totales de energía hacia clientes del tipo residencial, comercial y alumbrado público sumaron el 85.4% del total. En tanto, la venta a clientes industriales sumó el 10.1% atendiendo la demanda de las zonas industriales de Villa María del Triunfo, Ate-Vitarte, Villa el Salvador, Lurigancho-Chosica y Lurín. A MARZO 2018: VENTA DE ENERGIA POR TIPO DE CONSUMO (GWh) NUMERO DE CLIENTES Y VENTAS DE ENERGÍA ELECTRICA


En términos del número de clientes, estos mantuvieron un crecimiento sostenido, registrando una tasa compuesta anual de 3.4% para los últimos 4 años30. Cabe destacar que con 999,663 clientes el segmento Residencial representa el 90.2% del número total de clientes, a marzo de 2018 este segmento creció a una tasa interanual 2.6%, incorporando 25,527 nuevos clientes.

COMPRAS DE ENERGÍA (MWH Y S/ POR MWH.) PRINC. PROVEEDORES – COMPRAS ENERGÍA ELÉCTRICA


Para suministrar la energía eléctrica a sus clientes finales, la Compañía contrata potencia eléctrica para lo cual a marzo de 2018 mantuvo 56 contratos de suministros de energía firmados con 18 empresas generadoras (1,819 MW de potencia). Los contratos mencionados incluyen 47 contratos vigentes (en operación) que significan una potencia total contratada de

29 Los ingresos provenientes de los Clientes Peaje se incluyen dentro de las ventas de transmisión y distribución de energía eléctrica. 30 Se considera el período marzo 2014 – marzo 2018.

740(44.9%)

617(37.4%)

167(10.1%)

52(3.2%)

72.69(4.4%)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Residencial Comercial Industrial AlumbradoPúblico

Clientes Libres

Milla

res

800

850

900

950

1,000

1,050

1,100

1,150

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

mar-13 mar-14 mar-15 mar-16 mar-17 mar-18

Milla

res

Consumo Energía Total Número de clientes

GWh N°

1.5%

1.7%

2.0%

2.7%

4.6%

4.9%

5.9%

6.2%

13.8%

16.8%

18.0%

21.8%

7.5%

2.0%

1.0%

3.1%

5.2%

5.6%

6.8%

7.0%

15.4%

14.9%

17.9%

13.5%

Otros

Enel Generación Piura

Emp. Gen. Eléctrica del Sur

Chinango

Electroperú

Orazul

Termoselva

Egasa

Enel

Engie

Fenix Power

Kallpa

Mar 2017 Mar 2018

0.10

0.13

0.16

0.19

0.22

0.25

0.28

0.31

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

dic-13 dic-14 dic-15 dic-16 dic-17 mar-17 mar-18

Costo Energía (S/ por Mwh)-eje der.Compras Energía (Gwh)-eje izq.



1,742 MW y 9 contratos suscritos con una potencia total contratada de 77 MW con entrega de energía a partir del 1ro de enero de 2022, con vencimientos al 31 de diciembre 2031. A marzo de 2018, las compras de energía ascendieron a 1,752 GWh (-9.0% respecto a 2017); siendo los principales proveedores: Kallpa Generación S.A, Fenix Power, Engie, Enel Generación Perú S.A.A y Egasa, que representaron el 76.6% de las compras totales de energía. Un potencial riesgo sistémico del servicio de distribución de electricidad son las pérdidas en las líneas de distribución (en los cables, en los transformadores o en las subestaciones) elevando los costos. La Compañía mantiene un control de los mismos, los cuales se ha reducido de 7.1% en 2013 a 6.3% a marzo de 2018.

Infraestructura e Inversiones En el 2010, la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) otorgó a Luz del Sur la buena pro de la licitación internacional para la construcción de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa – Ccollpani Grande, con una inversión de US$160.0MM, ubicada en la región Cusco. Entró en operaciones comerciales el 01 de setiembre de 2015, con una potencia efectiva de 99.71 MW, asimismo, el diseño indica que tiene una potencia mínima de 90.73 MW. En febrero de 2018, estos activos fueron transferidos a Inland Energy. Tras la transferencia de los activos de generación a Inland Energy, las inversiones volvieron a concentrase en el sistema de distribución (90.2% del total invertido a marzo 2018). Las inversiones a marzo de 2018 totalizaron S/ 51.4 MM, registrando una caída de 20.2% respecto a marzo 2017, la cual es explicada por las menores inversiones en el sistema de transmisión. Sin embargo, las inversiones en la principal unidad de negocio, el sistema de distribución, mantuvieron un nivel similar al de marzo de 201731, ya que la empresa realiza inversiones de mantenimiento de los equipos para mantener un nivel adecuado de servicios y minimizar las pérdidas de energía.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA INVERSIONES (A MARZO 2018)


Análisis Financiero

Eficiencia Operativa A marzo 2018, los ingresos de la Compañía provinieron principalmente por sus actividades de distribución (98.9%) y en menor medida de generación de energía eléctrica (1.1%), de la cual percibió ingresos hasta febrero de 2018, fecha en que los activos del negocio de generación fueron transferidos a Inland Energy32, empresa subsidiaria creada para dicho propósito. De esta manera los ingresos totales (distribución y generación) sumaron S/ 773.9 MM, cayendo 3.3% respecto a marzo de 2017. El resultado de los ingresos fue explicado por la reducción de cantidad de energía vendida (-12.9%), y por el incremento de las tarifas33. De esta manera, el efecto del incremento de las tarifas pudo compensar en parte la reducción de la cantidad vendida de energía. Los ingresos por distribución totalizaron S/ 765.4 MM, cayendo 0.8% debido principalmente a las menores ventas a los clientes industriales (-14.4%) y clientes libres (-57.8%), lo cual fue parcialmente compensado por el incremento de las ventas a clientes residenciales (+3.7%). Las ventas a clientes industriales presentan una tendencia decreciente desde 2016 bajo un contexto de precios spot a la baja34 (muy por debajo del precio de equilibrio de largo plazo35); sin embargo, se estima que el precio en el mercado spot paulatinamente eleve su precio. Por su parte, la reducción de las ventas de los clientes libres fue producto del traslado de estos hacia la subsidiaria Inland Energy. Dada la naturaleza de la actividad de distribución, las compras de energía eléctrica fueron las que concentraron la mayor proporción de los costos (85.9% del total), los cuales también estuvieron compuestos principalmente por gastos de personal (3.8%), depreciación (3.7%), y servicios prestados por terceros (3.6%). De esta manera, la Compañía muestra una fuerte sensibilidad ante cambios en el costo de la energía. Para minimizar dicha variación y a la vez asegurarse un

31 La inversión en sistema de distribución a marzo 2018 fue de S/46.3 MM, cayendo 3.9% respecto a marzo 2017. 32 Al cierre 2017, su capital social de Inland Energy ascendió a S/ 29’298,565 con acciones de valor nominal S/ 1.00. Posteriormente, como consecuencia de la Reorganización Simple aprobada en Junta General de Accionistas del 16 de enero del 2018, Luz del Sur S.A.A. le aporta un bloque patrimonial valorizado en S/ 276,063,603 (activos y pasivos de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa ubicada en Cusco), con lo cual el capital social se incrementó en dicho monto y a la fecha de entrada en vigencia (01 de febrero del 2018), el capital social ascendió a S/ 305,362,168. 33 La tarifa promedio a todos los clientes se elevó 10.4%, mientras que la tarifa a clientes Residenciales se incrementó 6.1%. 34 En 2017 el nivel promedio cayó hasta los 9.66 US$/MWh, menor a los 21.4 US$/MWh registrados en 2016, mientras a marzo 2018 el promedio fue de 13.89 US$/MWh. 35 Se estima que el costo marginal de largo plazo (similar al precio spot) sería de 40 US/MWh).

6.0%

6.2%

6.4%

6.6%

6.8%

7.0%

7.2%

7.4%

dic

-13

mar-

14

jun

-14

se

p-1

4

dic

-14

mar-

15

jun

-15

se

p-1

5

dic

-15

mar-

16

jun

-16

se

p-1

6

dic

-16

mar-

17

jun

-17

se

p-1

7

dic

-17

mar-

18 90.2%

3.4%

1.6%2.7% 2.1%

Sist. de Distribución

Sist. Transmisión

Afectaciones Art 98° LCE

Planta General

Otros



suministro de energía en el futuro, la Compañía ha firmado contratos de largo plazo con sus proveedores. Los costos de la actividad de distribución registraron una reducción de S/ 3.9 MM (-0.7%) producto de la menor compra de energía (-1.6%, -S/ 7.9 MM) debido a la disminución en las ventas de energía a los clientes finales. De este modo, se obtuvo un margen bruto por distribución de 25.2% (25.3% en marzo de 2017). Tomando en cuenta la actividad de generación, el margen bruto total fue de 25.6%, menor al 26.8% registrado en marzo de 2017, debido a que la caída de los ingresos fue superior a la reducción de los costos.

MG DE CONTRIB. UNIT (%), COMPRA Y VENTA DE ENERGÍA (GWh) MG BRUTO (%), VENTAS Y COSTO DE VENTAS


Adicionalmente, los gastos operativos (gastos de comercialización + gastos administrativos) se incrementaron 7.2% (+ S/ 2.5 MM) como consecuencia de los mayores gastos por servicios prestados por terceros (+32.0%) y gastos de personal (+4.7%). Sin embargo, mayor impacto lo generó la reducción de S/ 4.7 MM del rubro otros ingresos debido al efecto estadístico del ingreso de S/ 4.5 MM por penalidades recibidas en marzo de 2017. De esta manera, el resultado operativo se redujo en 12.9%, alcanzando los S/ 165.5 MM (mar.17: S/ 190.2MM) con un margen de 21.4% (mar.17: 23.8%). Cabe destacar que parte de la reducción del margen operativo se explica por los menores ingresos por generación, debido a la reorganización simple efectuada el 1 de febrero del año 2018, mientras que, aislando dicho efecto, la reducción del margen operativo hubiera sido cercana al 6%36.

Rendimiento Financiero Los ingresos financieros cayeron en 19.7% (-S/ 1.2 MM) debido a la reducción en los intereses moratorios (-S/ 0.6 MM) y a menores ingresos por ganancias por diferencias en el tipo de cambio (-S/ 0.7 MM). Mientras que, los gastos financieros no registraron una variación significativa debido a que la reducción en los gastos por intereses financieros (-S/ -1.4 MM, producto del menor nivel de deuda de la Compañía) fue compensado en parte por la reducción en la capitalización de gastos financieros (-S/ 1.6 MM). La utilidad neta a marzo 2018 ascendió a S/ 105.2 MM, registrando una caída de S/ 17.5 MM (-14.2%), explicado principalmente por la reducción de la utilidad operativa ante los menores ingresos por generación y otros ingresos operativos. En consecuencia, se obtuvo un margen neto de 13.6% inferior al 15.3% registrado en marzo de 2017. En términos de indicadores de rentabilidad, el ROE y ROA anuales se situaron en niveles del 17.4% (2017: 18.5%) y 8.3% (2017:8.6%), respectivamente. La reducción en el ROE se explica por la reducción en el apalancamiento patrimonial (-10.0 pp) y la reducción en la rotación de activos (-8.3 pp), ello a pesar de la mejora en el margen neto (+1.6 pp).

MÁRGENES DE RENTABILIDAD (%) EVOLUCIÓN DE LOS INDICADORES DE RENTABILIDAD


Liquidez A marzo de 2018 la Compañía registró un aumento neto efectivo de S/ 33.1 MM, inferior los S/ 75.0 MM registrados en marzo de 2017. Ello fue producto de los menores ingresos de efectivo provenientes de la emisión de bonos (-S/ 162.4 MM, los cuales netos de la amortización de cuentas por pagar a largo plazo y redención de títulos valores, generaron un ingreso de efectivo neto de S/ 30.9 MM en marzo de 2017), ya que a marzo de 2018 la Compañía no emitió nueva deuda corporativa. De esta manera las actividades de financiamiento registraron una salida de efectivo de S/ 27.1 MM (ingreso de S/ 30.9 MM en marzo 2017), producto de la amortización de cuentas por pagar a largo plazo. Por su parte las

36 Para ello se estimó la utilidad operativa sin considerar los ingresos y costos de la actividad de generación, y se mantuvieron los gastos operativos y otros ingresos y gastos. Con ello, el resultado operativo de marzo 2017 se estimó en S/. 171.2 MM, y el de marzo 2018 en S/ 160.4 MM.

0.188

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0

2,500

5,000

7,500

10,000

dic-14 dic-15 dic-16 dic-17 mar-17 mar-18

Compra de Energía - eje der.Venta de Energía - eje der.Margen de Contribución Unitario

(GWh) (S/ /kWh)

25.6%

0%

10%

20%

30%

0

1,000,000

2,000,000

3,000,000

4,000,000


Ventas Netas (Miles S/) Costo Vtas. (Miles S/)Margen Bruto %

(Miles S/)

10%

12%

14%

16%

18%

20%

22%

24%

26%

28%

30%


Margen Bruto Margen Operativo Margen Neto

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%


ROE 12M ROA 12M



actividades de inversión demandaron efectivo por S/ 106.9 MM (S/ 77.8 en marzo de 2017, mientras que las actividades de operación generaron S/ 167.1 MM (S/ 121.9 MM en marzo de 2017), donde destacó la reducción de los pagos a proveedores, en línea con el incremento de las cuentas por pagar. La liquidez general37 se ubicó en 0.70 veces, superior a la presentada en diciembre 2017 (0.56 veces), explicado por la reducción de las obligaciones corrientes (-14.3%) unido a un incremento los activos corrientes sin considerar los gastos pagados por adelantado (7.9%) La variación del activo corriente fue producto del incremento del efectivo (+S/ 33.1 MM) y de otras cuentas por cobrar (+S/ 14.1 MM). Cabe destacar que dentro del rubro otras cuentas por cobrar se contabilizan cuentas por cobrar a la SUNAT, luego que el poder Judicial falló a favor de la empresa en diversas controversias entabladas con el ente recaudador38.

INDICADORES DE LIQUIDEZ

(*) Se excluye los gastos pagados por anticipado


Por su parte, la reducción del pasivo corriente se explica por la contracción de los sobregiros y préstamos bancarios (-S/ 243.2 MM, -48.7%) y cuentas por pagar comerciales (-S/ 21.5 MM, -6.3%), lo cual fue contrarrestado en parte por el incremento en otras cuentas por pagar (+S/ 50.2 MM) y cuentas por pagar a entidades relacionadas (+S/ 50.4 MM). Con ello, las obligaciones de corto plazo cayeron 14.3%. La reducción en los préstamos bancarios fue explicada por parte de dicha deuda hacia Inland Energy (S/ 215 MM), como parte de la escisión y transferencia del bloque patrimonial. Respecto a la rotación promedio de cobro, presentó un periodo de 44 días (diciembre 2017: 44 días), cercano al periodo de facturación mensual que se realiza a los clientes regulados. Mientras que el periodo promedio de pago se redujo a 59 días.

Endeudamiento y Solvencia A marzo de 2018, el pasivo total de la Compañía ascendió a S/ 2,752.1 MM, menor en 8.8% frente al cierre del 2017, como consecuencia de la reducción de la deuda financiera tanto de corto (-S/ 221.3 MM) como de largo plazo (-S/ 24.8 MM). La reducción de la deuda de corto plazo fue explicada por la transferencia a Inland Energy de S/ 215 MM de obligaciones bancarias.

PALANCA FINANCIERA Y COBERTURA INDICADORES DE SOLVENCIA


En ese sentido, la deuda financiera total de Luz del Sur fue de S/ 1,626.1 MM (59.1% del pasivo total), registrando una contracción de 13.1% respecto a diciembre 2017, producto de la reducción de deuda bancaria cedida a Inland Energy. El saldo por bonos corporativos al cierre del periodo analizado sumó S/ 1,369.8 MM39 de acuerdo con las emisiones vigentes del Segundo y Tercer Programa de Bonos Corporativos e ICP de la empresa. Cabe destacar que a marzo de 2018 la Compañía no ha emitido nueva deuda.

37 Liquidez general sin considerar los gastos pagados por anticipado. 38 En setiembre de 2017, la Corte Suprema de Justicia ha declarado fundado el recurso de casación N°13429-2016 presentado por la Compañía y en consecuencia ha resultado a favor en todos los extremos de la demanda. A marzo 2018, las cuentas por cobrar por reclamos a la SUNAT suman S/ 84.5 MM. 39 Compuesto por S/1,346.8 MM de capital y S/22.9 MM de intereses.

-600

-500

-400

-300

-200

-100

-

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8


S/ MMVeces

Capital de trabajo Liquidez General*Liquidez Ácida

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

dic-13 dic-14 dic-15 dic-16 dic-17 mar-17 mar-18PatrimonioEndeudamiento Neto-eje der.Indice de Endeudamiento Neto-eje izq.Palanca Financiera-eje izq.

Veces S/ MM

-

180

360

540

720

900

0.0

0.8

1.6

2.4

3.2

4.0


EBITDA -eje der.T.Pasivo/EBITDA eje izq.Deuda Financ./EBITDA eje izq.

Años S/ MM



Como segunda fuente de fondeo, el patrimonio alcanzó la suma de S/ 2,662.7 MM (diciembre 2017: S/ 2,615.9 MM), favorecido por el incremento de los resultados acumulados (+S/ 50.9 MM, +3.9%). A partir de ello, el apalancamiento patrimonial40 se situó en 1.03 veces, un nivel inferior al cierre del 2017 (1.15 veces) mientras que el ratio de endeudamiento neto se situó en 0.59 veces, en ambos casos la mejora de los indicadores se debe a la reducción de la deuda financiera. Asimismo, el ratio de pasivos a EBITDA fue de 3.4 años, mientras que la razón de deuda financiera a EBITDA terminó en 2.0 años; este último denota que la totalidad de obligaciones financieras podrían ser amortizadas en el mediano plazo. Por último, el RCSD41 se situó en 1.76 veces, mejorando el ratio de 1.22 veces registrado a diciembre 2017. Instrumentos Clasificados

Bonos Corporativos e Instrumentos de Corto Plazo En el marco del Segundo y Tercer Programa de Bonos Corporativos e I.C.P. de Luz del Sur S.A.A., se encuentran vigentes las siguientes emisiones al 31 de marzo del 201842:

EMISIONES VIGENTES DE LUZ DEL SUR S.A.A.

Segundo Programa de Emisión de Bonos Corporativos e I.C.P.

Bonos hasta por un monto de US$350 millones. Garantías: Los bonos no cuentan con garantía específica sobre los activos o derechos del Emisor, estando respaldados genéricamente con su patrimonio. 1ra Emisión 2da Emisión 4ta Emisión 5ta Emisión 6ta Emisión Saldo en circulación S/54.4 MM S/27.2 MM S/24.7 MM S/66.2 MM S/77.6 MM Series Única Única Única Única Única Tasa de interés 6.7% 7.1% 6.3% 5.4% 5.3% Fecha de colocación 26/10/2011 26/1 0/2011 08/02/2012 06/07/2012 29/10/2012 Fecha de redención 26/10/2018 26/10/2021 08/02/2019 06/07/2019 29/10/2022 Plazo 7 años 10 años 7 años 7 años 10 años 7ma Emisión 9na Emisión 10ma Emisión Saldo en circulación S/77.1 MM S/83.5 MM S/84.6 MM Series Única Única Única Tasa de interés 4.8% 7.0% 7.4% Fecha de colocación 14/12/2012 20/12/2013 12/02/2014 Fecha de redención 14/12/2020 20/12/2021 12/02/2022 Plazo 8 años 8 años 8 años

Tercer Programa de Emisión de Bonos Corporativos e I.C.P

Bonos hasta por un monto de US$350 millones. Garantías: Los bonos no cuentan con garantía específica sobre los activos o derechos del Emisor, estando respaldados genéricamente con su patrimonio. 1era Emisión 2da Emisión 3era Emisión 4ta Emisión 5ta Emisión Saldo en circulación S/139.0 MM S/81.2 MM S/143.2 MM S/164.1 MM S/162.5 MM Series A A A A A Tasa de interés 6.7% 8.8% 6.9% 6.5% 6.4% Fecha de colocación 05/06/2014 03/09/2015 22/09/2014 14/07/2016 07/02/2017 Fecha de redención 05/06/2024 03/09/2026 22/09/2029 14/07/2025 07/02/2023 Plazo 10 años 11 años 15 años 9 años 6 años Saldo en circulación 6ta Emisión Series S/161.8 MM Tasa de interés A Fecha de colocación 5.9% Fecha de redención 14/12/2017 Plazo 14/12/2027 10 años

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

Resguardos Financieros Consolidados: Los resguardos asumidos por Luz del Sur S.A.A. son revisados con los Estados Financieros Consolidados auditados al cierre de cada año durante la vigencia de los valores y únicamente para el 2do Programa de Bonos Corporativos. Al corte de la información financiera, la Compañía cumplió con los resguardos financieros asumidos, los que se detallan a continuación:


Acciones Comunes de Luz del Sur S.A.A. Las acciones comunes se caracterizan por (i) permitir al accionista obtener rendimientos tanto por pago de dividendos como por incremento del precio en el mercado bursátil, y (ii) otorgar el derecho a voto en las decisiones de la Compañía, en proporción directa a su participación. El precio de la acción está muy ligada a las perspectivas de desarrollo de mediano plazo de la economía, dado que el consumo de electricidad es un indicador del crecimiento económico. En vista de la mejora en el ciclo económico, la cotización de las acciones de la Compañía viene incrementándose de forma sostenida.

40 Medido como el total de pasivos sobre el total de patrimonio. 41 EBITDA/ (Gastos Financieros + Porción Corriente de Obligaciones Financieras) 42 No se encuentran emisiones vigentes de instrumentos de corto plazo, sin embargo, el programa admite emisiones del mismo.

Resguardos Financieros

2do Programa de Emisión de Bonos Corporativos e I.C.P.

Indicadores Límite Mar-2018

Ratio de endeudamiento < 1.7x 0.60



ACCIONES COMUNES RIESGO SISTEMÁTICO: BETA DE LUZ DEL SUR

Fuente: BVL / Elaboración: PCR

Luz del Sur cuenta con capital social íntegramente suscrito y pagado por 486´951,371 acciones comunes de valor nominal unitario de S/ 0.68. En el mercado bursátil peruano, las acciones comunes de Luz del Sur (LUSURC1) forman parte del Índice SP/BVL Perú General con un peso43 de 1.5% dentro de la cartera de dicho índice y dado su alto nivel de negociación se sitúa en la posición 2044 de las acciones más negociadas dentro de la Bolsa de Valores de Lima en 2017. Al cierre de marzo 2018, la cotización fue de S/ 11.85 por acción (diciembre 2016: S/ 12.05). Adicionalmente, presentó un EPS anual de S/ 0.92 (diciembre 2017: S/ 0.96) y una capitalización bursátil de S/ 5.8 mil millones. Por otro lado, el valor beta de las acciones de Luz del Sur a marzo 2018 fue de 0.41445, denotando la baja volatilidad ante variaciones del mercado (SP/BVL Perú General).

Política de dividendos

La Compañía cuenta con una política activa de dividendos, al contemplar el pago total o parcial de las ganancias de libre disposición y/o reservas de libre disposición que tenga registradas la sociedad, así como de aquellas que se generen durante el ejercicio, y hasta el 100% de las mismas, pudiendo efectuar uno o varios pagos con cargo a resultados acumulados, y un dividendo definitivo que será determinado con la aprobación de los Estados Financieros del ejercicio en la Junta Obligatoria Anual de Accionistas del año 2019 o en una fecha posterior. La política de dividendos toma en cuenta los requerimientos de inversión de la Compañía, en la medida que las condiciones financieras lo permitan y aconsejen.

43 Última actualización de pesos, 20 de setiembre de 2016. 44 Según el Índice de Liquidez de los valores de renta variable listados en la BVL con información a 06.07.2018. 45 La BVL no es líquida por ende cuando no hay cotizaciones se suele tomar la última cotización y por consiguiente generar un rendimiento cero.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

0

2

4

6

8

10

12

14

dic

-13

mar-

14

jun

-14

se

p-1

4

dic

-14

mar-

15

jun

-15

se

p-1

5

dic

-15

mar-

16

jun

-16

se

p-1

6

dic

-16

mar-

17

jun

-17

se

p-1

7

dic

-17

mar-

18

MM de S/S/

Cotización - eje izq. Monto Negociado - eje der.

y = 0.4139x + 0.0003R² = 0.1765

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

-15% -10% -5% 0% 5% 10%

Var.

(%

) R

endim

iento

LD

S

Var. (%) Rendimiento IGBLV



Anexo Luz del Sur S.A.A

Estado de Situación Financiera (S/ Miles) dic-13 dic-14 dic-15 dic-16 dic-17 mar-17 mar-18 Activos Corrientes 388,099 442,147 560,130 551,311 633,553 632,453 690,805 Activos Corrientes para la Prueba Ácida 360,469 408,144 504,616 497,218 574,417 577,514 623,468 Activo No Corriente 3,061,813 3,392,399 3,752,106 4,692,444 5,000,532 4,731,678 4,723,964 Total Activos 3,449,912 3,834,546 4,312,236 5,243,755 5,634,085 5,364,131 5,414,769 Pasivos Corrientes 608,579 562,928 765,767 999,953 1,120,395 917,698 960,528 Pasivo No Corriente 1,232,973 1,517,758 1,610,954 1,813,306 1,897,805 1,946,837 1,791,554 Total Pasivos* 1,841,552 2,080,686 2,376,721 2,813,259 3,018,200 2,864,535 2,752,082 Patrimonio 1,608,360 1,753,860 1,935,515 2,430,496 2,615,885 2,499,596 2,662,687 Deuda de Largo Plazo* 1,196,278 1,480,975 1,568,214 1,770,696 1,859,313 1,905,376 1,752,135 Deuda Financiera 1,157,652 1,370,975 1,561,372 1,729,842 1,872,061 1,761,132 1,626,065 Estado de Resultados (S/ Miles) Ingresos Totales 2,166,171 2,508,860 2,937,234 3,134,378 3,005,564 800,340 773,994 Costo de Ventas 1,595,442 1,866,089 2,202,265 2,332,694 2,175,451 585,948 576,071 Utilidad Bruta 570,729 642,771 734,969 801,684 830,113 214,392 197,923 Gastos Financieros -38,671 -44,063 -62,995 -96,927 -94,487 -22,258 -22,284 Gastos Totales 145,765 160,212 192,912 267,076 235,925 57,253 59,805 Utilidad Operativa 477,398 540,038 640,095 662,512 725,132 190,213 165,526 Utilidad Neta 315,855 399,865 426,248 397,107 467,679 122,665 105,196 Liquidez (veces) Liquidez General (sin gastos adelantados) 0.63 0.77 0.71 0.54 0.56 0.68 0.70 Prueba Ácida 0.59 0.73 0.66 0.50 0.51 0.63 0.65 Capital de Trabajo (sin gastos adelantados) -226,757 -127,400 -225,329 -461,780 -495,709 -295,697 -286,770 Eficiencia Gastos Totales / Ventas 6.73% 6.39% 6.57% 8.52% 7.85% 7.15% 7.73% Gastos Financieros / Ventas 1.79% 1.76% 2.14% 3.09% 3.14% 2.78% 2.88% Periodo Promedio de Cobro (días) 48 46 45 45 44 44 44 Periodo Promedio de Pago (días) 64 61 61 60 61 61 60 Solvencia (veces) Pasivo* / Patrimonio 1.14 1.19 1.23 1.16 1.15 1.15 1.03 Endeudamiento neto** / Patrimonio 0.71 0.77 0.80 0.71 0.71 0.67 0.59 Deuda de Largo Plazo a Patrimonio 0.74 0.84 0.81 0.73 0.71 0.76 0.66 Deuda Financiera / EBITDA (años) 2.11 2.23 2.15 2.29 2.28 2.24 2.04 Pasivos Totales / EBITDA (años) 3.36 3.39 3.27 3.73 3.67 3.65 3.45 Pasivos Totales / Activos Totales 0.53 0.54 0.55 0.54 0.54 0.53 0.51 Cobertura (veces) EBIT / Gastos Financieros 12M 12.35 12.26 10.16 6.84 7.67 7.33 7.41 EBITDA (S/. Miles) 12M 548,540 613,934 726,518 754,180 821,738 785,704 797,761 EBITDA / Gastos Financieros 12M 14.18 13.93 11.53 7.78 8.70 8.28 8.44 Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda 1.62 2.68 1.94 1.25 1.22 1.58 1.76 Rentabilidad Margen Bruto 26.35% 25.62% 25.02% 25.58% 27.62% 26.79% 25.57% Margen Operativo 22.04% 21.53% 21.79% 21.14% 24.13% 23.77% 21.39% Margen Neto 14.58% 15.94% 14.51% 12.67% 15.56% 15.33% 13.59% ROE 20.88% 23.79% 23.11% 18.19% 18.54% 18.77% 17.44% ROA 10.54% 10.38% 10.46% 8.31% 8.60% 8.58% 8.35% Indicadores Bursátiles Cotización de cierre (S/) 9.16 10.83 9.15 13.09 12.05 11.25 11.85 UPA 12M 0.65 0.82 0.88 0.82 0.96 0.86 0.92 P/E 12M 14.12 13.19 10.45 16.05 12.55 12.17 13.72 BTM (veces) 2.77 3.01 2.30 2.62 2.24 2.19 2.17 Capitalización Bursátil Promedio (S/, Miles) 4,460,475 5,273,683 4,455,605 6,374,193 5,867,764 5,478,203 5,770,374

*Incluye pasivos diferidos. **Deuda Financiera Neta



Documents

LUZ DEL SUR S.A.A....energético del Proyecto Majes Siguas entre el Gobierno Regional de Arequipa y Luz del Sur S.A.A,” - El día 27 de marzo de 2018 se publicó la política de