Estados Financieros Múltiplos y razones financieras 2013 2014 2015E 2016E 2013 2014 2015E 2016E Ingresos 678 823 736 1,041 FV/EBITDA 19.0x 18.5x 15.6x 12.3x Utilidad Operativ a 195 220 265 440 P/U 33.3x 34.6x 25.5x 15.5x EBITDA 256 282 435 649 P/VL 2.0x 2.1x 2.0x 2.0x Margen EBITDA 37.81% 34.32% 59.04% 62.35% Utilidad Neta 142 137 186 305 ROE 6.1% 6.1% 8.2% 12.8% Margen Neto 21.01% 16.64% 25.24% 29.33% ROA 4.5% 4.1% 3.4% 4.7% EBITDA/ intereses 70.0x -63.6x 10.1x 5.6x Activ o Total 3,189 3,380 5,415 6,493 Deuda Neta/EBITDA 0.5x 1.7x 4.6x 5.0x Disponible 311 114 545 319 Deuda/Capital 0.2x 0.3x 1.1x 1.5x Pasiv o Total 872 1,131 3,162 4,114 Deuda 437 584 2,565 3,565 Capital 2,316 2,249 2,252 2,379 Fuente: Banorte-Ixe IENOVA Inicio de Cobertura Bien posicionada ante la apertura energética IENOVA (Infraestructura Energética Nova) es una de las empresas de infraestructura de energía del sector privado más grande en México y es la única empresa que cotiza en la BMV en su industria Tiene una posición ideal para participar en proyectos que surjan de la Reforma Energética. La adquisición de Gasoductos Chihuahua es un importante catalizador de crecimiento para el EBITDA Iniciamos cobertura con recomendación de COMPRA y un PO2016 de P$88.50 que representa un múltiplo FV/EBITDA 2016E de 14.5x, por debajo del múltiplo 2015E de 15.6x al que cotiza actualmente IENOVA, detona valor en proyectos de infraestructura energética. La compañía es una de las pocas empresas privadas que son propietarias y operadoras de activos de infraestructura de energía en México y una de las primeras en incursionar en dicho mercado. Esta experiencia le ha permitido adquirir una posición de liderazgo en la industria. Lo anterior, de la mano de una administración experimentada, y el conocimiento y apoyo de su empresa controladora Sempra Energy, le permitirá seguir participando activamente en un entorno favorable ante el amplio portafolio de proyectos de inversión atractivos que se vislumbran con la Reforma Energética (CFE, PRODESEN). La estructura de contratos con base firme le permite obtener flujos de efectivo constantes y predecibles a largo plazo. Recientemente Ienova realizó la adquisición de Gasoductos de Chihuahua, transacción que potencializa el crecimiento en el EBITDA. Derivado de lo anterior, la compañía pretende llevar a cabo un aumento de capital con el objetivo de financiar la transacción lo que representa un riesgo de dilución en el corto plazo. Nuestro PO de P$88.50 ya refleja este efecto. La generación de flujos futuros compensa en su mayor parte el posible efecto dilutorio. 30 de septiembre 2015 www.banorte.com www.ixe.com.mx @analisis_fundam Marissa Garza Subdirector Energía/Financiero/Minería/Químico [email protected]COMPRA Precio Actual P$69.09 PO2016 P$88.50 Dividendo (%) 3.6% Rendimiento Potencial 31.7% Máximo – Mínimo 12m 92.34-68.50 Valor de Mercado (US$m) 4,654.3 Acciones circulación (m) 1,154 Flotante 18.9% Operatividad Diaria (P$m) 82.4 Rendimiento relativo al IPC (12 meses) Documento destinado al público en general -20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% sep-14 dic-14 mar-15 jun-15 sep-15 MEXBOL IENOVA* Análisis y Estrategia Bursátil México
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IENOVA Inicio de Cobertura 30 de septiembre 2015...IENOVA – Estados Financieros (cifras nominales en millones de dólares) Ventas y Margen EBITDA (cifras en millones) Estado de Resultados
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Estados Financieros Múltiplos y razones financieras2013 2014 2015E 2016E 2013 2014 2015E 2016E
Diversificación de activos energéticos que cubren una amplia gama de
oportunidades de mercado. Ienova tiene activos diversificados en varios
segmentos de la cadena de valor de las actividades que se encuentran abiertas
a la inversión por parte del sector privado, incluyendo el negocio de
gasoductos, el negocio de GNL, el negocio de distribución y el negocio de
generación de electricidad. Con base en su tamaño, su ubicación geográfica y
su diversa cartera de activos, la compañía considera que se encuentra ubicada
en una posición ideal para seguir ampliando y desarrollando su plataforma de
activos de infraestructura de energía conforme se abran otras oportunidades de
inversión por parte del sector privado. Además, en virtud de que la mayoría de
sus activos de infraestructura de energía están ubicados en el Norte del país,
Ienova está colocada en una posición estratégica para convertirse en un
participante clave en la creciente demanda de servicios de importación y
exportación de hidrocarburos a lo largo de la frontera con EE.UU..
Principales Activos
Fuente: Ienova
Flujos de efectivo estables y visibilidad gracias a sus contratos de largo
plazo con base firme. Ienova tiene contratada una parte sustancial de la
capacidad de sus activos a través de contratos a largo plazo que obligan a los
clientes a cubrir el precio total del contrato independientemente de si utilizan
o no la capacidad contratada. Esto le permite obtener flujos de efectivo
constantes y predecibles a largo plazo. Las contrapartes de todos estos
contratos son empresas privadas de reconocida solvencia o entidades del
sector público; y están denominados en dólares. Los contratos con base firme
minimizan la exposición directa a los riesgos relacionados con los precios de
los insumos. Asimismo, la estructura actual de las tarifas minimiza los riesgos
de mercado ya que las tarifas, reguladas por la Comisión Reguladora de
Energía (CRE), que son base de algunos de los contratos de la compañía, son
ajustadas regularmente con base en la inflación o las fluctuaciones en los tipos
de cambio.
Detalle de Activos (mpcd-millones de pies cúbicos diarios; bl- barriles; bld-barriles diarios)
Fuente: Ienova
Es importante mencionar que a pesar de que en algunos casos se observa que
la capacidad contratada ya está al 100%, la capacidad podría ampliarse entre
un 20% y un 30% adicional utilizando procesos de compresión, lo que en
cierta forma se podría traducir en crecimiento orgánico. Por otro lado, aun
cuando los contratos son finitos, Ienova es dueña de los activos por lo que una
vez concluidos estos, a reserva de renovarse o no, la capacidad puede ser
contratada con base en las tarifas reguladas por la CRE.
Capacidad
(mpcd)
% Capacidad
Contratada Inicio de Operaciones
Vigencia del
ContratoClientes
TRANSPORTE GAS NATURAL
Gasoducto Rosarito 3,450 90% agosto 2002
Gasoducto TGN 940 100% junio 2000 2020
Gasoducto Aguaprieta 200 25% nov iembre 2002 2027 Kinder Morgan
Estación de Compresión Naco
Gasoducto Sonora:
Sasabe-Guay mas 770 100% octubre 2014 25 años CFE
Guay mas-El Oro 510 100% octubre 2016 25 años CFE
ALMACENAMIENTO GAS NATURAL LICUADO
Energía Costa Azul 1,000 100% may o 2008 2028
IENOVA LNG
Marketing (le v ende a
CFE), Gazprom y
Shell
RECIENTEMENTE ADJUDICADOS
TRANSPORTE GAS NATURAL
Gasoducto Ojinaga-El Encino 1,356 100% 2017 25 años CFE
Gasoducto San Isidro-Samalayuca 1,135 100% 2017 25 años CFE
NEGOCIOS CONJUNTOS CON PEMEX GAS (RECIENTEMENTE ADQUIRIDOS AL 100%)
TRANSPORTE GAS NATURAL
Gasoducto San Fernando
Gasoducto Samalayuca 272 51% diciembre 1997 anual Pemex Gas, CFE
Estación de Compresión Gloria a Dios
Los Ramones I 2,100 100% diciembre 2014 2038 Pemex Gas
TRANSPORTE GAS LP
Ducto TDF
ALMACENAMIENTO GAS LP
Terminal Guadalajara LPG 80,000 bl 100% enero 2014 2028 Pemex Gas
ETANO
Etanoducto 152 100% 1T15 2036 Pemex Gas
NEGOCIOS CONJUNTOS
TRANSPORTE GAS NATURAL
100% 4T15
2027 con opción a 5
años adicionales
30,000 bld /
40,000 bl
Shell, Gazprom,
Ienov a LNG Marketing,
Intergen, Transcanada,
septiembre 2001100%90
1,000 100% nov iembre 2003
15 contratos que
v encen todos después
Los Ramones Norte (Particpación
indirecta de Ienov a del 25%)
Pemex Gas
Pemex Gas
CFE
Pemex Gas
2021 con opción a 5
años adicionales
2023 con opción a 5
años adicionales
2021 con opción a 5
años adicionales
25 años Pemex Gas
60 100% octubre 2001
100% diciembre 2007
1,430
Entorno y perspectivas en la industria favorables. Reforma Energética:
Proyectos potenciales CFE-PRODESEN. El programa de licitaciones de
gasoductos de la CFE continuará y es uno de los componentes más
importantes para disminuir los precios de la energía y ayudar al crecimiento
económico. El programa de licitaciones resultará en una expansión importante
del sistema de transporte de gas natural de México, conduciendo a una mayor
demanda en el país e induciendo la necesidad de mayores expansiones y
nuevas conexiones dentro del sistema de gasoductos. Este programa
contempla una inversión estimada de alrededor de US$7,660 millones en los
próximos dos años. Los principales proyectos a licitarse y en los cuales Ienova
podría participar se enumeran a continuación:
Licitaciones de gasoductos esperadas
Proyectos Capex CFE
estimado (USD) Capacidad CFE
(mpcd) Adjudicación del contrato
Inicio de Operaciones
Tuxpan-Tula 400 millones 886 noviembre 2015 diciembre 2017
Abastecimiento a Baja California Sur 600 millones 50 - 228 enero 2016 junio 2018
Texas-Tuxpan (Marino) 3,100 millones 2,600 enero 2016 junio 2018
La Laguna-Aguascalientes 1,000 millones 1,189 enero 2016 diciembre 2017
Villa de Reyes-Agusacalientes-Guadalajara 555 millones 1,000 diciembre 2015 diciembre 2017
Tula-Villa de Reyes 420 millones 886 diciembre 2015 diciembre 2017
Proyectos Futuros sin fecha definida
Mérida-Valladolid-Cancún 460 millones Jaltipan-Salina Cruz (Pemex) 640 millones Lázaro Cardenas- Acapulco 450 millones Salina Cruz-Tapachula 435 millones
INVERSIÓN TOTAL ESTIMADA 7,660 millones
Fuente: CFE
Aunado a las licitaciones de gasoductos, la compañía se encuentra bien
posicionada para poder desarrollar una estrategia de crecimiento a través de
posibles alianzas y/ o adquisiciones, tal como han sido las desarrolladas con
Pemex e Intergen. Asimismo, Ienova se encuentra enfocada en la optimización
de sus activos, y en el estudio de nuevas oportunidades de negocio que
pudieran surgir del Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional
(PRODESEN) recientemente publicado por la Secretaría de Energía, donde se
planea el desarrollo de nuevas plantas de generación y líneas de transmisión en
distintas regiones de México. Este programa contempla una inversión de
Ps$2.1 billones (aproximadamente US$124 mil millones) en los próximos 15
años. De este monto el 77.4% corresponde a la ejecución de proyectos en la
actividad de generación eléctrica, el 10.4% para la realización de proyectos de
infraestructura asociados a la red de transmisión eléctrica y el 12.1% en
proyectos para la distribución de energía eléctrica. Ienova en particular ha
mostrado interés en participar en las oportunidades que se desprendan del
programa de inversiones en transmisión cuyas inversiones se estiman en
alrededor de US$13 mil millones.
PRODESEN: Inversiones en Generación, Transmisión y Distribución 2015-2029
Proyectos Capex
(millones Ps$) Capex
(millones US$)
Generación 1,629,452 95,850
Transmisión 219,941 12,938
Distribución 255,709 15,042
INVERSIÓN TOTAL ESTIMADA 2,105,102 123,830
Fuente: SENER
Por lo que respecta a los proyectos de optimización de activos, en particular
Ienova continúa desarrollando su planta de almacenamiento Energía Costa
Azul para el desarrollo de licuefacción y exportación de GNL, mientras
continúa el desarrollo comercial con socios y clientes potenciales, aunque es
un proyecto que se planea desarrollar en el mediano plazo. Adicionalmente la
expansión del gasoducto Sonora continúa en marcha y se esperan nuevos
contratos de trasportación hacia finales del año. Por lo que se refiere al
proyecto de interconexión TDM de la subestación La Rosita en Baja
California se espera quede concluido en 2016 brindando a la planta acceso al
mercado mexicano. Actualmente la compañía está evaluando alternativas
estratégicas incluyendo una alianza potencial.
Administración experimentada. El equipo directivo de Ienova tiene una
experiencia promedio de más de 18 años en el desarrollo y la operación de
activos de energía en México. En ese sentido cuenta con los conocimientos y
la capacidad necesarios para administrar todos sus activos y operaciones de
manera exitosa y segura, y con la experiencia necesaria para ampliar su
trayectoria actual e incursionar en nuevos sectores a medida que surjan nuevas
oportunidades.
Equipo Directivo
Nombre Cargo Experiencia
Carlos Ruiz Sacristán Director General y Presidente del Consejo de Administración Ex-Secretario de Comunicaciones y Transportes, diversos
cargos en Banco de México, SHCP y Pemex
Arturo Infanzón Favela Vicepresidente Ejecutivo de Operaciones y Finanzas Ingresó a Sempra Energy en 1997
Gerardo De Santiago Tona Vicepresidente Ejecutivo de Operaciones y Construcción Ingresó a Sempra Energy en 2001, experiencia en CFE,
Ecogas
Tania Ortiz Mena López Negrete Vicepresidente Ejecutivo de Desarrollo Ingresó a Sempra Energy en el 2000, experiencia en Pemex
Juan Rodríguez Castañeda Vicepresidente de Asuntos Corporativos y Capital Humano Experiencia en Aeroméxico, diversas posiciones en la
SHCP,SCT, PEMEX y la Oficina de la Presidencia de la República
René Buentello Carbonell Vicepresidente y Abogado General Experiencia en El Paso Corporation, Pemex y en la división
industrial de Grupo Carso
Manuela Molina Peralta Vicepresidente de Finanzas Experiencia en El Paso Corporation y Kinder Morgan
Roberto Rubio Macías Contralor Ingresó a Sempra Energy en 2001
Fuente: Ienova
Adquisición Gasoductos de Chihuahua
Ienova adquirió una participación del 50% en el negocio conjunto con Pemex
Gas en abril de 2010. Pemex Gas es la subsidiaria de PEMEX responsable del
procesamiento, transporte y comercialización de gas, entre otras actividades.
El negocio conjunto incluía el Gasoducto San Fernando, el Gasoducto
Samalayuca, el Ducto de Gas LP TDF, la estación de compresión Gloria a
Dios, las instalaciones de almacenamiento de Gas LP de Guadalajara y el
Gasoducto Los Ramones I. Además, el negocio conjunto es propietario del
gasoducto de Etano, actualmente en proceso de construcción. A todos los
activos anteriores se les denomina Gasoductos de Chihuahua.
El pasado 31 de julio Ienova firmó un acuerdo de compraventa de acciones
para adquirir el 50% de participación de Pemex por un monto de US$1,325
millones más la deuda neta (US$170 millones) para un valor total de
US$1,495 millones. La adquisición se pretende financiar mediante un crédito
puente con Sempra Energy esperando cerrar la transacción en el 4T15. La
intención de la compañía es el liquidar el crédito puente a través de un
aumento de capital, mismo que ya ha sido aprobado por la asamblea de
accionistas celebrada el pasado 14 de septiembre, aunque habrá que esperar el
momento oportuno para realizarlo. El monto autorizado es de 330 millones de
acciones y a precios actuales equivaldría a alrededor de US$1,400 millones,
esto es aproximadamente el 28% del valor de capitalización de mercado de
Ienova. No obstante estimamos que este acuerdo podría añadir alrededor de
US$200 millones al EBITDA de la compañía, con lo que nuestro estimado en
2015 sería de US$435 millones y US$649 millones en 2016, representando
crecimientos del 53.9% y 49.4%, respectivamente.
Activos incluidos en la transacción
Fuente: Ienova; * FID: Fecha de Inicio de Operaciones
Es importante mencionar que la relación con Pemex se mantiene en el
proyecto del gasoducto Los Ramones Norte. A través de la participación no
controladora de Ienova en el negocio conjunto TAG Norte (Ienova-Pemex
(50%), BlackRock y First Reserve (50%)), se está construyendo un gasoducto
de 440 km con un diámetro de 42 pulgadas y dos estaciones de compresión
que interconectarán con el gasoducto Los Ramones I y el gasoducto Los
Ramones Sur en San Luis Potosí. Pemex Gas será el único cliente de este
gasoducto conforme a un contrato de servicios de transporte firme por 25 años,
sujeto a la entrega de los permisos necesarios.
Estimados- Atractivos crecimientos y rentabilidad
Tomando en consideración el posicionamiento de Ienova en la industria de
infraestructura energética consideramos que los siguientes años deberán de ser
de importantes crecimientos para la compañía. De acuerdo a nuestros
estimados, la TCAC en el periodo 2014-2016 para los ingresos es del 12.5%,
pero del 51.6% para el EBITDA.
En 2015, la debilidad en los precios del gas y de la electricidad afectará el
desempeño de los ingresos donde anticipamos una disminución anual del
10.5% para alcanzar los US$736 millones. No obstante, a nivel de EBITDA
anticipamos un incremento del 53.9% A/A a US$435 millones. Esto se explica
por el inicio de operaciones del segmento Sásabe-Puerto Libertad del
Gasoducto Sonora. Asimismo, estamos incorporando a nuestros estimados a
partir del 4T15 tanto los ingresos como el EBITDA de Gasoductos de
Chihuahua (GdC), al asumir que esta transacción deberá concluir en dicho
trimestre. En ese sentido es importante mencionar que al asumir que esta
adquisición se está financiando inicialmente con un crédito puente la razón de
deuda neta/EBITDA de la compañía deberá aumentar a 4.6x al cierre del 2015
de no realizarse la colocación en los siguientes meses.
En 2016 nuestros estimados asumen un crecimiento del 41.5% en los ingresos
para alcanzar los US$1,041 millones y del 49.4% en el EBITDA para totalizar
US$649 millones. Este importante incremento se explica por una mayor
estabilidad en los precios tanto del gas como de la electricidad, pero sobre
todo ante la incorporación de la operación total mencionada de GdC. De
acuerdo a nuestros estimados, en 2016 GdC podría alcanzar un EBITDA por
alrededor de US$200 millones. Asimismo estamos incorporando a partir del
4T16 los ingresos provenientes del segmento Guaymas-El Oro del Gasoducto
Sonora. Por lo que respecta a los gasoductos de Ojinaga-El Encino y San
Isidro-Samalayuca, estos los hemos incorporado a nuestros estimados a partir
del 1T17.
En los siguientes años, dada la abundante canasta de proyectos posibles en los
que creemos que Ienova podría participar y resultar ganador, nuestros
estimados asumen un CAPEX de alrededor de US$1,000 millones al asumir
que la compañía podría estar ganado dos o tres contratos de una inversión
estimada en alrededor de US$300-400 millones cada uno y que en conjunto
podrían contribuir al EBITDA de Ienova en alrededor de US$250-300
millones por año hacia el 2020.
Aún cuando la compañía no mantiene una política de dividendos establecida
como tal, el rendimiento que ha otorgado en los últimos años ha sido cercano
al 3.5%. En 2015 la compañía aprobó distribuir un dividendo a razón de
US$0.147311 por acción lo cual representa monto total por US$170 millones.
En los siguientes años estamos asumiendo que la compañía mantenga una
distribución similar. En 2016 nuestros estimados asumen una distribución por
alrededor de US$179 millones (un yield del 3.6% al considerar el número de
acciones actuales y del 2.9% con el aumento de capital esperado).
Factores de Riesgo
Dentro de los factores de riesgo más relevantes para la emisora, consideramos
los siguientes:
Incumplimiento o retraso en el desarrollo de proyectos. Si la compañía se
ve impedida para finalizar el desarrollo de algún proyecto o elige no hacerlo o
bien si no logra iniciar operaciones en el tiempo esperado, existe la posibilidad
de que no pueda recuperar la inversión en dichos proyectos, o tarde más
tiempo en hacerlo, o verse en la necesidad de realizar pagos bajo sus
obligaciones de desempeño, lo que podría tener un efecto adverso significativo
en las actividades y situación financiera de la compañía.
Elevada competencia. El mercado de nuevos proyectos de infraestructura
energética en México se encuentra muy competido. Existe competencia tanto
por parte de empresas mexicanas como extranjeras que pudieran limitar la
obtención de nuevos proyectos. La incapacidad de obtener nuevos proyectos
de infraestructura energética podría afectar el crecimiento de la compañía.
Los requerimientos de capital de la compañía son de magnitud
considerable. Toda ampliación de las operaciones requiere grandes cantidades
de capital y la inversión de sumas considerables. En la medida en que la
compañía no cuente con suficientes recursos internos para financiar el
desarrollo de sus nuevos proyectos, será necesario recurrir a fuentes de
financiamiento externas. Cualquier imposibilidad de obtener recursos para
financiar las inversiones podría obligar a la compañía a reducir sus inversiones
limitando el crecimiento.
Alta concentración de clientes. Las operaciones de la compañía dependen de
un número limitado de usuarios con los que tiene celebrados contratos a largo
plazo. Entre los principales clientes se encuentran Pemex Gas, la CFE, Shell,
Gazprom, InterGen y IENova LNG. Los cuatro principales usuarios de la
compañía representaron, en conjunto, aproximadamente el 66% de los
ingresos en 2014. Fuera de estos cuatro, ningún otro usuario representa más
del 5% de los ingresos de la compañía. El mayor usuario representó en 2014 el
28% de los ingresos. En el supuesto de que se dé por concluido el contrato con
alguno de los clientes, los resultados de la compañía podrían verse fuertemente
afectados. Asimismo, no se puede garantizarse el lograr sustituir de manera
rápida a alguno de estos clientes en condiciones favorables, dada la
especialidad de los mismos, aunque por lo mismo es difícil que se dé por
terminado un contrato anta la falta de opciones similares que puedan brindar el
servicio que ofrece Ienova.
Industria altamente regulada. Ienova opera en una industria altamente
regulada y está obligada a obtener y mantener una gran cantidad de permisos,
licencias y otras autorizaciones gubernamentales en relación con sus
actividades. Además, en algunos casos los precios que la compañía cobra por
sus productos y servicios están sujetos a tarifas reguladas, establecidas por
dichas autoridades. Esta regulación y estos permisos podrían limitar la
flexibilidad operativa de la empresa. Las tarifas reguladas que Ienova cobra a
los usuarios de sus servicios son ajustadas periódicamente por la CRE en
términos de lo dispuesto por la legislación aplicable. El desarrollo de nuevos
proyectos de infraestructura de energía podría requerir la obtención de
permisos adicionales de la SEMARNAT, de la Agencia Nacional de Seguridad
Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, de la
CRE y de la SENER, y con la opinión favorable de la COFECE.
Revocación de permisos. Los permisos otorgados por la CRE (incluyendo el
permiso de almacenamiento de GNL, los permisos de transporte, los permisos
de distribución y los permisos de generación de electricidad) son esenciales
para la operación de los proyectos y pueden ser revocados por cualquiera de
las causas previstas en los mismos, así como por cualquier otra causa prevista
en cualquier otra legislación aplicable a gas natural, Gas LP y energía eléctrica
vigentes al momento en que se otorgó el permiso. Además, los permisos de la
compañía están sujetos a revocación bajo ciertos supuestos, incluyendo la falta
de cumplimiento de las obligaciones establecidas en las NOM (normas
oficiales mexicanas) o en las condiciones generales para la prestación del
servicio respectivo y la suspensión parcial o total de las operaciones del
sistema o las instalaciones sin causa justificada o sin autorización de la CRE.
La Ley de Hidrocarburos prevé causas similares para la revocación de
permisos, las cuales serán aplicables a cualquier nuevo permiso que sea
obtenido por la compañía para la realización de sus actividades, las cuales
incluyen (1) la realización de prácticas discriminatorias que afecten a las
usuarios finales, (2) la falta de cumplimiento respecto de la regulación
aplicable a las tarifas y cuotas, (3) si se transmite cualquier permiso sin la
previa autorización de la CRE, o (4) la falta de ejercicio de los derechos
conferidos por los permisos durante los plazos establecidos en los mismos.
Fluctuaciones en los precios de los insumos. Aun cuando una parte
importante de los contratos de la compañía están hechos con base firme, las
fluctuaciones en los precios de la electricidad, el gas natural, el GNL u otros
insumos podrían afectar el desempeño de los resultados de la compañía.
Además, aunque las operaciones de distribución de gas natural del sistema
Ecogas no están, actualmente, expuestas a riesgos de mercado debido a que el
precio de compra de dicho insumo se traslada directamente a los clientes, las
diferencias en precios entre el gas natural y el Gas LP afectan la capacidad de
la compañía para vender gas natural. Por tanto, los precios de mercado del gas
natural pueden tener un efecto significativo en las operaciones de distribución
de dicho insumo.
Política de subsidios del precio del Gas LP del gobierno federal podría
afectar la rentabilidad de las operaciones de distribución de gas natural.
Esta política podría afectar en forma adversa y significativa las operaciones
del sistema de distribución Ecogas. Actualmente, el precio del Gas LP ―que
se ve afectado por el precio de mercado del petróleo― está subsidiado por el
gobierno federal. Estos subsidios podrían representar una desventaja
competitiva para los productos de gas no subsidiados ofrecidos por el sistema
de distribución Ecogas.
Descripción del Negocio
Ienova fue una de las primeras empresas privadas en incursionar en la
industria de la infraestructura de energía en México tras la reforma del marco
jurídico del sector de gas en 1995 y que permitió la participación del sector
privado en el almacenamiento, transporte y distribución de gas natural. Es la
primera empresa dedicada a la infraestructura de energía del sector privado
que cotiza en bolsa y una de las compañías de energía del sector privado más
grandes de México. Opera a través de dos segmentos de negocios: GAS, que
incluye el negocio de almacenamiento, el negocio de gas natural licuado
(GNL), negocios de distribución de gas natural y gas licuado de petróleo (GAS
LP), negocios del transporte y almacenamiento, y ELECTRICIDAD, que
incluye la generación de electricidad en una planta de ciclo combinado
alimentada con gas natural, así como en un parque eólico que se encuentra en
proceso de desarrollo.
Desarrollo del Negocio
Fuente: Ienova.
Segmento Gas
Gasoductos
Ienova es propietaria y operadora de varios sistemas de recepción, transporte,
almacenamiento, compresión y entrega de gas natural y Gas LP en los estados
de Baja California, Chihuahua, Jalisco, Nuevo León, Sonora, San Luís Potosí
y Tamaulipas. Estos sistemas incluyen más de 2,300 km de ductos (incluyendo
1,492 km bajo construcción) con capacidad diseñada para el transporte
acumulado de más de 11,000 mpcd- millones de pies cúbicos diarios- (114.4
mthd-millones de termias diarias) de gas natural (excluyendo Los Ramones
Norte); seis estaciones de compresión con potencia total superior a 155,000
caballos de fuerza; 190 km de ductos con capacidad diseñada para el
transporte de 30,000 bld-barriles diarios (1.6 mthd) de Gas LP; y una terminal
con capacidad total de almacenamiento de 80,000 bl-barriles (4.4 mth) de Gas
LP cerca de Guadalajara.
Los activos actuales del negocio del segmento Gas incluyen el Gasoducto
Rosarito, Transportadora de Gas Natural de Baja California o TGN,
Gasoducto de Aguaprieta, la estación de compresión Naco, así como el
Gasoducto de Sonora y el Gasoducto Ojinaga-Encino, estos últimos se
encuentran actualmente en proceso de construcción.
El negocio de ductos incluye los Gasoductos de Chihuahua, que provienen del
negocio conjunto con Pemex Gas, y donde Ienova adquirió recientemente la
participación de Pemex. Gasoductos de Chihuahua incluye el Gasoducto San
Fernando, el Gasoducto Samalayuca, el Ducto de Gas LP TDF, la Estación
Gloria a Dios, la Terminal de Gas LP de Guadalajara, el gasoducto Los
Ramones I y actualmente se encuentra desarrollando un proyecto de ductos de
etano.
A través de la participación no controladora de Ienova en el negocio conjunto
TAG Norte (Ienova- Pemex (50%), BlackRock y First Reserve (50%)), se está
construyendo un gasoducto de 440 km con un diámetro de 42 pulgadas y dos
estaciones de compresión que interconectarán con el gasoducto Los Ramones I
y el gasoducto Los Ramones Sur en San Luis Potosí.
Recientemente, en el mes de julio del 2015, IEnova fue adjudicado por la CFE
el gasoducto de transporte de gas natural San Isidro – Samalayuca ubicado en
el municipio de Juárez, Chihuahua. El contrato con la CFE es a 25 años,
denominado en dólares, a través de la modalidad de compra garantizada (take
or pay). Este proyecto consiste en dos segmentos de ducto de gas natural de 42
y 36 pulgadas y un cabezal de distribución de 3,000 mpcd, con una capacidad
de transporte de 1,135 mpcd y una inversión por alrededor de US$110
millones. El inicio de operaciones está programado para el final del 1T17.
La mayor parte de los sistemas de transporte y las estaciones de compresión
tienen celebrados contratos de transporte y/o compresión en base firme a largo
plazo con algunas de las principales empresas que participan en la industria,
incluyendo Shell México o Shell, Gazprom México o Gazprom, la CFE,
Intergen, TransCanada y Pemex Gas.
Gas Natural Licuado (GNL)
Ienova cuenta con una terminal de GNL que entró en operación en 2008 y está
ubicada en Ensenada, Baja California. Esta terminal recibe y almacena el GNL
de sus clientes, lo regasifica y entrega el gas natural resultante al Gasoducto
Rosarito, para su posterior distribución en Baja California y Estados Unidos.
El negocio de GNL de la compañía también compra GNL por cuenta propia,
para su almacenamiento y regasificación en esta terminal y su posterior venta
a clientes independientes. Cuenta con una capacidad de almacenamiento de
320,000 metros cúbicos (73.3 mth- millones de thermias) en dos tanques de
160,000 m3 (36.6 mth), que equivale a aproximadamente una octava parte de
las necesidades de consumo interno de gas natural del país, basado en las tasas
de consumo de 2013.
La terminal de GNL genera ingresos principalmente mediante la celebración
de contratos de almacenamiento con base firme con clientes independientes
tales como Shell y Gazprom, así como con Ienova LNG, subsidiaria de la
compañía. Actualmente Shell y Gazprom tienen contratada, en conjunto, el
50% de la capacidad de almacenamiento y envío de la terminal y Ienova LNG
tiene contratado el otro 50%. Cada cliente está obligado a pagar el importe
total de la capacidad de almacenamiento y envío contratada por el mismo,
independientemente de que entregue o no entregue GNL a la terminal. La
capacidad total de la terminal está contratada hasta 2028.
Ienova LNG genera ingresos mediante la compra de GNL para su
almacenamiento y regasificación en la terminal de GNL, y la venta del gas
natural resultante de conformidad con contratos de suministro que consumen
el 100% de la capacidad de envío de la terminal de GNL. Ienova LNG también
genera ingresos mediante la venta de gas natural comprado en el mercado
continental. La compañía tiene celebrados contratos de suministro con la CFE,
que utiliza el gas natural en su planta de generación Presidente Juárez, la
Termoeléctrica de Mexicali y a otros clientes.
Distribución de Gas Natural
Ienova es propietaria y operadora del sistema de distribución de gas natural
Ecogas, que abarca tres zonas geográficas de distribución: Mexicali,
Chihuahua y La Laguna-Durango. Este sistema, que está integrado por ductos
con una longitud aproximada de 3,524 km, y atiende actualmente a más de
106,000 clientes industriales, comerciales y residenciales.
Este negocio genera ingresos a través de los cargos por el servicio de
distribución facturados mensualmente a sus clientes. El precio de compra del
gas natural para la compañía se basa en los índices de precios internacionales y
se traslada directamente a los clientes. Sin embargo, se han contratado ciertas
coberturas con respecto a estos precios a fin de reducir la posible volatilidad
del precio pagado en última instancia por los clientes.
Los clientes residenciales representan el 98% del total de clientes del negocio
de distribución (en términos del número de cuentas) y aportan el 57% de su
margen de utilidad. Los clientes industriales y comerciales representan en
conjunto el otro 2% (en términos del número de cuentas) pero adquieren el
92% del volumen total procesado por el sistema y aportan el 43% del margen
de utilidad del negocio. La compañía tiene celebrados contratos de suministro
a largo plazo con algunos de sus clientes industriales y comerciales, con los
cuales negocia tarifas más bajas que la tarifa máxima regulada a cambio de la
obligación de contratar ciertos volúmenes mínimos a largo plazo.
Segmento Electricidad
Generación de electricidad alimentada con gas natural
Ienova es propietaria y operadora de la planta de generación de energía
termoeléctrica de Mexicali, una planta de ciclo combinado con una capacidad
de 625 MW-Megavatios, alimentada con gas natural. Esta planta, recibe gas
natural a través de una interconexión con el Gasoducto Rosarito, lo cual le
permite recibir tanto GNL regasificado producido por la Terminal de GNL,
como gas importado de EE.UU. a través del sistema de Gasoducto Baja Norte.
La planta está directamente interconectada a la red de la CAISO (Operador del
Sistema Independiente de California) y es capaz de suministrar electricidad a
una amplia gama de posibles clientes en California. La Termoeléctrica de
Mexicali había generado ingresos mediante la venta de electricidad a
consumidores en la red de CAISO. La filial de EE.UU., Sempra Generation,
actúa como agente para la comercialización y programación de dichas ventas.
Aunque actualmente toda la producción de la planta está conectada a la red de
EE.UU., la interconexión física puede modificarse para entregar la totalidad o
parte de la producción a la subestación La Rosita de la CFE, mediante la
construcción de una línea de transmisión de aproximadamente dos kilómetros,
sujeto a la obtención de los permisos necesarios.
Generación de electricidad a partir de recursos eólicos
Este segmento está desarrollando el proyecto Energía Sierra Juárez, ubicado
en la cadena montañosa conocida como Sierra de Juárez en Baja California,
México, el cual es uno de los recursos eólicos más fuertes de la costa oeste de
Norteamérica. La etapa inicial del proyecto, consistente en la instalación de
hasta 47 aerogeneradores (aproximadamente 155 MW). El desarrollo de la
primera fase se realiza con un socio de negocio conjunto, InterGen, y se estima
que la fase inicial requerirá una inversión total de aproximadamente USD$318
millones. El proyecto se interconectaría con el Sistema de Transmisión
Suroeste (Southwest Powerlink), en la subestación East County que San Diego
Gas & Electric Company (SDG&E), filial de Sempra Energy, tiene planeado
construir en la zona este del condado de San Diego, a través de una nueva
línea de transmisión transfronteriza; y también podría llegar a conectarse
directamente con la red de transmisión de México. Se espera que el total de
electricidad de la fase inicial sea comprada por la afiliada de EE.UU. de la
compañía, SDG&E, bajo un contrato de compraventa de electricidad con una
vigencia de 20 años. La compañía inició la construcción del proyecto de
generación de electricidad Energía Sierra Juárez en 2013 y la primera fase de
este proyecto se completó en el 2T15.
La industria energética en México
La industria de la energía en México se encuentra en una etapa de
transformación tras la promulgación de la Reforma Energética que abrió este
sector a la inversión privada (antes era de explotación exclusiva del Estado).
Como resultado de este cambio, los sectores de gas natural y electricidad
presentan significativas oportunidades de inversión para el sector privado,
aunque todavía con un alto nivel de participación del gobierno, a través de
Empresas Productivas del Estado (EPE) como la Comisión Federal de
Electricidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (PEMEX). La CFE está encargada
de la prestación exclusiva del servicio público de transmisión y distribución de
energía eléctrica, en tanto que PEMEX de la exploración, extracción,
recolección, comercialización y venta de hidrocarburos sólidos, líquidos o
gaseosos.
El sector del gas natural
A diferencia del sector eléctrico y de crudo, que recientemente se abrieron a la
inversión privada, el de gas natural comenzó su liberalización en 1995.
Inicialmente se permitió la participación en el transporte, almacenamiento y
distribución del hidrocarburo gaseoso, manteniendo el Estado una posición
dominante a través del Sistema Nacional de Gasoductos del Centro Nacional
de Control de Gas Natural (CENAGAS). La Ley de Hidrocarburos,
promulgada tras la Reforma Energética, permitirá la participación de empresas
privadas en un abanico mucho más amplio de actividades como:
procesamiento, exportación e importación, compresión, descompresión,
licuefacción, regasificación, comercialización y expendio al público de gas
natural y otros hidrocarburos.
En consecuencia, el sector de gas natural tiene una importante inversión y
participación de la iniciativa privada en sus operaciones, aun cuando son pocas
las compañías que participan en esta actividad. Las 4 principales firmas
comprenden casi el 85% del mercado: Cenegas (33%), Ienova (31%), Fermaca
(12%), Transcanada (8%). Ver Gráfica en Fundamentos de Inversión.
Inversión privada en el sector de gas natural a marzo de 2015 (número de sistemas, permisos y terminales)
Fuente: Ienova, Banorte Ixe
23 22
3 0
5
10
15
20
25
Sistemas de transporte deacceso abierto
Permisos de distribución Terminales de importaciónde GNL
En los últimos años, la demanda de gas natural en México ha observado un
importante incremento, como resultado de sus ventajas ambientales (mayor
eficiencia) y financieras (menos cara) en comparación con otras fuentes de
energía. Dicho incremento se ha debido, principalmente, a un mayor uso para
la generación eléctrica, por parte de la CFE y ha causado un déficit que ha
incrementado las importaciones. Hacia adelante, la SENER prevé en
“Prospectiva del mercado de gas natural y gas L.P. 2014-2028” que la
demanda agregada de gas natural de 2013 a 2020 crecerá a razón de una
TCAC de 6.2%, como resultado de un fuerte crecimiento en la demanda del
sector eléctrico privado (7.7%e), del sector industrial (7.3%e), del sector
eléctrico público (5.5%e) y del resto de los sectores para alcanzar los
10,621mpcd (vs 6,965mpcd en 2013), como se puede observar en la siguiente
gráfica sobre la demanda histórica y estimada de gas natural en México:
Demanda de Gas Natural en México (por sector) 2003-2020E (mpcd)
Fuente: Secretaria de Energía, “Prospectiva del mercado de gas natural y gas L.P. 2014-2028”
Ductos de acceso abierto
Al cierre de 2013, la red de ductos de gas de México estaba compuesta por
13,889 kms de ductos de transporte y 49,181 kms de ductos de distribución.
Sin embargo, la Secretaria de Energía (SENER) prevé que hacia 2018 se
requerirán más de 6,400 kms de infraestructura adicional para el transporte del
gas natural. A través de dicha expansión de las redes de transporte se permitirá
un mayor alcance geográfico, capacidad y flexibilidad para satisfacer la
creciente demanda que se estima requerirá un CAPEX de aproximadamente
US$13 mil millones.
Almacenamiento y regasificación de Gas Natural
Como se mencionó previamente, la creciente demanda de gas natural en el
país ha causado un déficit que ha elevado las importaciones con miras a
satisfacer dicha necesidad. Por consiguiente, la CRE se ha visto en la
necesidad de otorgar permisos para la operación de terminales de importación
de GNL. La siguiente tabla ilustra la situación de las tres concesiones que se
El mercado de generación eléctrica por el sector privado presenta una alta
concentración en dos empresas, principalmente. Éstas controlan el 61% del
mercado (Iberdrola 34% y Gas Natural Fenosa 27%), mientras que el 39%
restante lo ostentan 5 empresas más (entre ellas Ienova con 5%). Ver Gráfica
en Fundamentos de Inversión.
Por otra parte, en los últimos años el sector de generación eléctrica, a través de
fuentes renovables, ha aumentado su participación en la generación bruta del
país. Sin embargo, éste ha crecido a una tasa menor a la de las de energías de
origen fósil debido a su mayor costo, principalmente. A pesar de ello, este
sector podría tener mayor dinamismo en el futuro, conforme se adopte un
régimen de tecnologías limpias, como lo requiere la Ley General de Cambio
Climático aprobada en 2012 y que establece que en 2024 el 35% de la
electricidad producida en México se deberá generar por fuentes no fósiles; por
lo que, eventualmente, podríamos observar una mayor participación privada en
el sector toda vez que la demanda de energía eléctrica de fuentes renovables
aumente como resultado de la nueva regulación.
A nivel consolidado, de 2003 a 2014 la demanda de energía eléctrica creció a
razón de una TCAC de 2.8%, como resultado del crecimiento poblacional y
una mayor utilización de esta fuente de energía. Hacia adelante, la SENER
estima que la demanda de energía crecerá a razón de una TCAC de 4.8% de
2014 a 2028, por arriba del crecimiento poblacional estimado de tan solo el
12% por el Consejo Nacional de Población. En ese sentido, debido a que la
infraestructura de generación eléctrica actual no es capaz de soportar dicho
crecimiento, para satisfacer las necesidades energéticas del país a futuro, se
deberá ampliar la capacidad de generación (especialmente en la zona centro).
De ahí que la entidad gubernamental estime que se deberán licitar 50.1 mil
MW en los próximos años como se muestra a continuación:
Demanda bruta de energía eléctrica en México (histórica y estimada) (miles de MW)
Fuente: “Prospectiva del Sector Eléctrico 2014-2028”, Banorte Ixe
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0
450.0
500.0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
E
2016
E
2017
E
2018
E
2019
E
2020
E
2021
E
2022
E
2023
E
2024
E
2025
E
2026
E
2027
E
2028
E
Central Oriental Occidental Noroeste Norte Noreste Baja California Baja California Sur Peninsular
Tecnología Terminados, construcción o
licitación Por licitar Licitación futura Total (MW)
Ciclo combinado 3,182 6,035 21,717 30,934
Hidroeléctrica 750 480 2,314 3,544
Geotermoeléctrica 134 2 216 351
Turbogas 521 86 527 1,134
Combustión interna 110 58 11 178
Eoloeléctrica 103 1,688 2,800 4,591
Solar 49 4 1,390 1,443
Nueva generación limpia 0 0 12,775 12,775
Subtotal 4,848 8,352 41,750 54,950
Incremento en RM 600 600
Total 3 5,448 8,352 41,750 55,550
Fuente: “Prospectiva del Sector Eléctrico 2014-2028”, Banote Ixe
Por consiguiente, esperamos que como resultado de la creciente demanda de
energía en México, el sector tenga un sólido dinamismo en los próximos años,
soportado por las licitaciones que se prevén se lleven a cabo para ampliar la
infraestructura actual y satisfacer la demanda futura. En ese sentido, vemos
interesantes oportunidades de negocio para las empresas privadas que cuenten
con la tecnología y las capacidades financieras para participar de éstas. Y tal
es el caso de IENOVA.
Certificación de los Analistas. Nosotros, Gabriel Casillas Olvera, Delia María Paredes Mier, Alejandro Padilla Santana, Manuel Jiménez Zaldívar, Tania Abdul Massih Jacobo, Alejandro Cervantes Llamas, Katia Celina Goya Ostos, Juan Carlos Alderete Macal, Víctor Hugo Cortes Castro, Marissa Garza Ostos, Marisol Huerta Mondragón; Miguel Alejandro Calvo Domínguez, Juan Carlos García Viejo, Hugo Armando Gómez Solís, Idalia Yanira Céspedes Jaén, José Itzamna Espitia Hernández; Valentín III Mendoza Balderas, Rey Saúl Torres Olivares, Santiago Leal Singer, María de la Paz Orozco, certificamos que los puntos de vista que se expresan en este documento son reflejo fiel de nuestra opinión personal sobre la(s) compañía(s) o empresa(s) objeto de este reporte, de sus afiliadas y/o de los valores que ha emitido. Asimismo declaramos que no hemos recibido, no recibimos, ni recibiremos compensación distinta a la de Grupo Financiero Banorte S.A.B. de C.V por la prestación de nuestros servicios.
Declaraciones relevantes. Conforme a las leyes vigentes y los manuales internos de procedimientos, los Analistas tienen permitido mantener posiciones largas o cortas en acciones o valores emitidos por empresas que cotizan en la Bolsa Mexicana de Valores y que pueden ser el objeto del presente reporte, sin embargo, los Analistas Bursátiles tienen que observar ciertas reglas que regulan su participación en el mercado con el fin de prevenir, entre otras cosas, la utilización de información privada en su beneficio y evitar conflictos de interés. Los Analistas se abstendrán de invertir y de celebrar operaciones con valores o instrumentos derivados directa o a través de interpósita persona, con Valores objeto del Reporte de análisis, desde 30 días naturales anteriores a la fecha de emisión del Reporte de que se trate, y hasta 10 días naturales posteriores a su fecha de distribución.
Remuneración de los Analistas. La remuneración de los Analistas se basa en actividades y servicios que van dirigidos a beneficiar a los clientes inversionistas de Casa de Bolsa Banorte Ixe y de sus filiales. Dicha remuneración se determina con base en la rentabilidad general de la Casa de Bolsa y del Grupo Financiero y en el desempeño individual de los Analistas. Sin embargo, los inversionistas deberán advertir que los Analistas no reciben pago directo o compensación por transacción específica alguna en banca de inversión o en las demás áreas de negocio. Actividades de las áreas de negocio durante los últimos doce meses.
Actividades de las áreas de negocio durante los últimos doce meses.
Grupo Financiero Banorte S.A.B. de C.V., a través de sus áreas de negocio, brindan servicios que incluyen, entre otros, los correspondientes a banca de inversión y banca corporativa, a un gran número empresas en México y en el extranjero. Es posible que hayan prestado, estén prestando o en el futuro brinden algún servicio como los mencionados a las compañías o empresas objeto de este reporte. Casa de Bolsa Banorte o sus filiales reciben una remuneración por parte de dichas corporaciones en contraprestación de los servicios antes mencionados.
En el transcurso de los últimos doce meses, Grupo Financiero Banorte S.A.B. de C.V., no ha obtenido compensaciones por los servicios prestados por parte de la banca de inversión o por alguna de sus otras áreas de negocio de las siguientes empresas o sus filiales, alguna de las cuales podría ser objeto de análisis en el presente reporte.
Actividades de las áreas de negocio durante los próximos tres meses.
Casa de Bolsa Banorte Ixe, Grupo Financiero Banorte o sus filiales esperan recibir o pretenden obtener ingresos por los servicios que presta banca de inversión o de cualquier otra de sus áreas de negocio, por parte de compañías emisoras o sus filiales, alguna de las cuales podría ser objeto de análisis en el presente reporte.
Tenencia de valores y otras revelaciones. Grupo Financiero Banorte S.A.B. de C.V. no mantiene inversiones, al cierre del último trimestre, directa o indirectamente, en valores o instrumentos financieros derivados, cuyo subyacente sean valores, objeto de recomendaciones, que representen el 1% o más de su cartera de inversión de los valores en circulación o el 1% de la emisión o subyacente de los valores emitidos.
Ninguno de los miembros del Consejo, directores generales y directivos del nivel inmediato inferior a éste de Casa de Bolsa Banorte Ixe, Grupo Financiero Banorte, funge con algún cargo en las emisoras que pueden ser objeto de análisis en el presente documento.
Los Analistas de Grupo Financiero Banorte S.A.B. de C.V. no mantienen inversiones directas o a través de interpósita persona, en los valores o instrumentos derivados objeto del reporte de análisis.
Guía para las recomendaciones de inversión.
Referencia
COMPRA Cuando el rendimiento esperado de la acción sea mayor al rendimiento estimado del IPC.
MANTENER Cuando el rendimiento esperado de la acción sea similar al rendimiento estimado del IPC.
VENTA Cuando el rendimiento esperado de la acción sea menor al rendimiento estimado del IPC. Aunque este documento ofrece un criterio general de inversión, exhortamos al lector a que busque asesorarse con sus propios Consultores o Asesores Financieros, con el fin de considerar si algún valor de los mencionados en el presente reporte se ajusta a sus metas de inversión, perfil de riesgo y posición financiera.
Determinación de precios objetivo Para el cálculo de los precios objetivo estimado para los valores, los analistas utilizan una combinación de metodologías generalmente aceptadas entre los analistas financieros, incluyendo de manera enunciativa, más no limitativa, el análisis de múltiplos, flujos descontados, suma de las partes o cualquier otro método que pudiese ser aplicable en cada caso específico conforme a la regulación vigente. No se puede dar garantía alguna de que se vayan a lograr los precios objetivo calculados para los valores por los analistas de Grupo Financiero Banorte S.A.B. de C.V, ya que esto depende de una gran cantidad de diversos factores endógenos y exógenos que afectan el desempeño de la empresa emisora, el entorno en el que se desempeña e influyen en las tendencias del mercado de valores en el que cotiza. Es más, el inversionista debe considerar que el precio de los valores o instrumentos puede fluctuar en contra de su interés y ocasionarle la pérdida parcial y hasta total del capital invertido.
La información contenida en el presente reporte ha sido obtenida de fuentes que consideramos como fidedignas, pero no hacemos declaración alguna respecto de su precisión o integridad. La información, estimaciones y recomendaciones que se incluyen en este documento son vigentes a la fecha de su emisión, pero están sujetas a modificaciones y cambios sin previo aviso; Grupo Financiero Banorte S.A.B. de C.V. no se compromete a comunicar los cambios y tampoco a mantener actualizado el contenido de este documento. Grupo Financiero Banorte S.A.B. de C.V. no acepta responsabilidad alguna por cualquier pérdida que se derive del uso de este reporte o de su contenido. Este documento no podrá ser fotocopiado, citado, divulgado, utilizado, ni reproducido total o parcialmente sin previa autorización escrita por parte de, Grupo Financiero Banorte S.A.B. de C.V.
Historial de PO y Recomendación
Emisora Fecha Recomendación PO
IENOVA * 30 septiembre 2015 COMPRA P$88.50
GRUPO FINANCIERO BANORTE S.A.B. de C.V.
Directorio de Análisis
Gabriel Casillas Olvera Director General Adjunto Análisis Económico y Bursátil
Delia María Paredes Mier Directora Ejecutiva Análisis y Estrategia [email protected] (55) 5268 - 1694 Alejandro Cervantes Llamas Subdirector Economía Nacional [email protected] (55) 1670 - 2972 Katia Celina Goya Ostos Subdirector Economía Internacional [email protected] (55) 1670 - 1821 Miguel Alejandro Calvo Domínguez Gerente Economía Regional y Sectorial [email protected] (55) 1670 - 2220 Juan Carlos García Viejo Gerente Economía Internacional [email protected] (55) 1670 - 2252 Rey Saúl Torres Olivares Analista Economía Nacional [email protected] (55) 1670 - 2957 Lourdes Calvo Fernández Analista (Edición) [email protected] (55) 1103 - 4000 x 2611
Estrategia de Renta Fija y Tipo de Cambio
Alejandro Padilla Santana Director Estrategia de Renta Fija y Tipo de Cambio
Ricardo Velázquez Rodríguez Director General Adjunto Banca Internacional [email protected] (55) 5268 - 9879 Víctor Antonio Roldan Ferrer Director General Adjunto Banca Empresarial [email protected] (55) 5004 - 1454