Informe

Empresas

www.aai.com.pe Mayo 2014

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F itch Rat in gsEnergía / Perú

EnerSur S.A. Informe Anual

Ratings

Tipo Rating Rating Fecha Instrumento Actual Anterior Cambio Bonos Corporativos Acciones

AAA 1°(pe)

NM NM

NM – No modificado anteriormente Información financiera auditada a diciembre 2013.

Perspectiva Estable

Indicadores Financieros

Analistas

Julio Loc (511) 444 5588 [email protected] Daniel Montoya (511) 444 5588 [email protected]

Fundamentos

EnerSur es la segunda empresa generadora de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), con una generación de 7,719.4 GWh entre enero y diciembre del 2013, y una participación de 19.5% en el total de energía generada en el sistema. Actualmente, tiene una capacidad instalada de 1,819.8 MW, distribuida en cuatro centrales térmicas a: gas natural – ChilcaUno Ciclo Combinado (851.8 MW), carbón – Ilo 21 (135 MW), diésel y vapor – Ilo 1 (238.8 MMW) y diésel – Ilo 31 (460.0 MW); y una central hidroeléctrica - Yuncán (134.2 MW); esta última en calidad de usufructo hasta setiembre del 2035. EnerSur es subsidiaria del Grupo GDF SUEZ, a través de International Power S.A. (antes Suez Tractebel S.A.), quien posee el 61.77% del accionariado.

Las clasificaciones otorgadas reflejan la sólida posición financiera de EnerSur, la cual se sustenta en el adecuado nivel de capitalización, la diversificación de sus fuentes de energía y la generación de energía a bajos costos de operación, así como el respaldo, en términos de know – how, de su principal accionista, GDF SUEZ, el mayor grupo de servicios del mundo por valor de mercado.

Las inversiones realizadas han permitido a la Empresa consolidarse como la segunda generadora en cuanto a energía despachada al sistema, diversificar sus fuentes de energía y poseer el portafolio de generación más diversificado del país (agua, gas, residual 500, diesel y carbón), a la vez de reducir progresivamente la concentración de sus ventas en un solo cliente, Southern Peru Copper Corporation (SPCC), de 95.5% en el 2000, a 32.8% en diciembre 2013. La concentración en SPCC es mitigada por la buena calidad crediticia del cliente, la solidez de su contrato, así como por la importancia de la energía eléctrica en sus operaciones.

Es importante resaltar la importancia del proyecto de ciclo combinado de la central ChilcaUno, que culminó en noviembre del 2012 (con medio año de adelanto), y ya se encuentra operando. Con la nueva central, la compañía ha incrementado la eficiencia en las operaciones y ha logrado reducir su costo marginal. Asimismo, en junio 2013 entró en operación comercial la C.T. Ilo31 (Reserva Fría) con lo que la potencia nominal de la compañía se incrementó a aproximadamente 1,820MW.

Las expansiones realizadas y las continuas mejoras en la eficiencia operativa, complementadas con una adecuada estrategia comercial y la existencia de sólidos contratos de venta, han permitido a la Empresa mantener una tendencia creciente en su generación de caja, lo cual ha hecho posible que EnerSur autofinancie parte importante de sus inversiones, y mantenga adecuados ratios de deuda sobre capitalización (55.8% a diciembre del 2013).

EnersurUS$ MM dic-13 dic-12 dic-11Ingresos 609.92 496.13 416.7 EBITDAR 266.87 193.97 170.3 Flujo de Caja Operativo 112.44 119.04 104.4 Deuda Total 726.39 664.80 400.3 Caja 25.49 96.93 21.6 Deuda Ajustada Neta / EBITDAR 2.93 3.28 2.63 EBITDAR/ (Gastos Fin.+ alquileres) 6.31 10.07 8.68 Fuente: Enersur

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EnerSur 2 Mayo 2014

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En el 2013, el EBITDAR de EnerSur ascendió a US$266.9 millones (US$194.0 millones en el 2012), a pesar del mayor costo de ventas (13.9% superior respecto al 2012), producto de la combinación de una mayor capacidad de generación de energía, los mayores precios de la misma y, además, de la depreciación asociada a las C.T. ChilcaUno e Ilo31.

Por otro lado, la deuda financiera se incrementó sólo 9.3%, lo que llevó a que la compañía redujera su nivel de endeudamiento (Deuda Ajustada Total / EBITDAR) de 3.78x a 3.02x con lo que la empresa continúa mostrando un alto nivel de flexibilidad financiera.

Asimismo, la Empresa mantiene holgados niveles de cobertura, lo cual se refleja en el ratio de cobertura de intereses (EBITDAR / gastos financieros + alquileres) de 6.31x y de servicio de deuda (EBITDAR / servicio de deuda + alquileres) de 1.10x (10.07x y 2.08x en el 2012, respectivamente). Cabe resaltar que la reducción en dichos indicadores respecto del año anterior, se debe a que EnerSur se encuentra en un proceso de reestructuración de pasivos.

Cabe señalar que dichos ratios se presentan en un escenario en el que EnerSur se encuentra desarrollando la Central Hidroeléctrica Quitaracsa, la misma que requerirá una inversión aproximada de US$400 millones, y aumentará la potencia instalada de la Empresa en 112 MW, alcanzando un total aproximado de 1,932 MW hacia el primer trimestre del 2015.

Adicionalmente, con fecha 29 de noviembre del 2013, la Agencia de Promoción de la Inversión Privada en el Perú (Proinversión) otorgó a EnerSur la adjudicación de la buena pro para la construcción y operación de una de las centrales de generación termoeléctrica del proyecto Nodo Energético del Sur del Perú.

En consecuencia, el apalancamiento irá disminuyendo conforme los proyectos entren en operación y generen EBITDA. En este sentido, Apoyo & Asociados Internacionales (AAI) espera que el esquema de financiamiento de los proyectos permita que EnerSur mantenga un perfil de riesgo adecuado a las clasificaciones de riesgo otorgadas, considerando el compromiso de los accionistas, reflejado en los aportes adicionales realizados.

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EnerSur 3 Mayo 2014

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! Acontecimientos recientes Con fecha 20 de junio del 2013, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) otorgó la aprobación de la operación comercial de la Central Termoeléctrica “Reserva Fría de Generación – Planta Ilo” de EnerSur. Dicha central se ubica en Ilo, Moquegua, y cuenta con una potencia efectiva contratada de 460 MW.

Asimismo, con fecha 29 de noviembre del 2013, Proinversión otorgó a EnerSur la adjudicación de la buena pro para la construcción y operación de una de las centrales de generación termoeléctrica del proyecto Nodo Energético del Sur del Perú.

La central estará ubicada en la provincia de Ilo, departamento de Moquegua, y tendrá una capacidad de 500 MW (+/- 20%). Es importante mencionar que su construcción demandará una inversión estimada de US$500 millones, y deberá entrar en operación comercial antes del 1ro de marzo del 2017. Por otro lado, la central operará en una primera etapa con diesel B5, para luego utilizar gas natural una vez que esté disponible en la zona sur del Perú.

! Perfil EnerSur se constituyó el 20 de setiembre de 1996, bajo el nombre de Powerfin Perú S.A. (EnerSur S.A. a partir de agosto de 2007) con el fin de adquirir los activos de generación de electricidad de la minera SPCC (C.T. Ilo1 de 239.0 MW a diciembre del 2013), a cambio de proveerle electricidad por un plazo no menor a 20 años desde abril de 1997. Así, EnerSur se convirtió en el proveedor exclusivo de electricidad de SPCC, y éste, en su principal cliente.

Desde su constitución, la Empresa ha expandido continuamente su capacidad instalada, y ha pasado de contar con 177 MW en 1997, a 1,819.8 MW a la fecha. Esta expansión en la potencia se traduce en una inversión total en activos de generación y transmisión de US$1,030 millones aproximadamente, las cuales han sido financiadas, en gran parte, con recursos propios, lo cual representa el compromiso de los accionistas con el desarrollo y crecimiento de la Empresa.

Con la puesta en marcha del proyecto Quitarcsa I, la potencia instalada de EnerSur llegará a aproximadamente 1,932 MW hacia el primer trimestre del 2015.

Accionistas

EnerSur, a través de International Power, forma parte del Grupo GDF SUEZ, grupo que resulta de la fusión de SUEZ y Gaz de France S.A. (empresa pública de gas de Francia),

aprobada en julio 2008. El 3 de febrero del 2011, se celebraron acuerdos entre el Grupo GDF SUEZ y el Grupo Inglés International Power plc, mediante los cuales se combinaron activos de ciertas áreas de negocios internacionales de GDF SUEZ y activos de International Power plc (IPR), logrando la adquisición del 70% de IPR. En junio del 2012, se completó dicha transacción con la aprobación de la adquisición del 30% restante por parte de GDF Suez. EnerSur pertenece al área de negocio denominada IPR – GDF SUEZ Latin America.

GDF SUEZ desarrolla sus actividades en los sectores de energía, gas natural y servicios energéticos a nivel mundial. Es uno de los mayores grupos de servicios del mundo por valor de mercado. Luego de la fusión, el Grupo cuenta con una capacidad de generación de energía de aproximadamente 113 GW. A diciembre 2013, los ingresos consolidados del Grupo ascendieron a €81.3 billones, mientras que su EBITDA, a €13.4 billones.

Como resultado de la situación económica europea y nuevas políticas internas, en línea con la transformación del Grupo, éste ha definido diversos objetivos de tipo estratégico y financiero para los próximos años.

International Power S.A. (antes Suez Tractebel) es el principal accionista de EnerSur con el 61.77% de las acciones. El 38.23% restante se encuentra dividido entre las AFP´s peruanas, compañías de seguros y otras personas naturales y jurídicas.

Además de EnerSur, el grupo participa en el accionariado de Transportadora de Gas del Perú (TGP, transportadora del GN desde Camisea a Lima) con el 8.06% del capital social.

! Operaciones

A diciembre del 2013, EnerSur representaba el 22.6% de la potencia efectiva del SEIN (ocupa el primer lugar en el Sistema). Actualmente, EnerSur cuenta con cinco centrales que totalizan una capacidad instalada de 1,819.8 MW. Adicionalmente, EnerSur posee líneas de transmisión secundarias de 138 y 220 kv de tensión, por un total de 274.3 km.

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EnerSur 4 Mayo 2014

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Debido a las continuas inversiones realizadas, EnerSur es la empresa con el portafolio de generación más diversificado del país. La C.H. de Yuncán (7.4% de la potencia instalada) utiliza el agua de los ríos Huachón y Paucartambo, los cuales provienen de la Cuenca del Atlántico, la que históricamente ha tenido niveles de caudal más estables que la del Pacífico. Esta central cuenta con un reservorio de una capacidad de almacenamiento de 1.8 millones de m3 y un volumen útil de 300 mil m3 de agua.

Esta central fue dada a la Empresa en usufructo por la Empresa de Generación de Energía Eléctrica del Centro (EGECEN), ahora Activos Mineros, de propiedad del Estado, en febrero de 2004, por un plazo de 30 años contados a partir de la fecha de entrega de Yuncán, 7 de setiembre de 2005.

El costo total de la Concesión ascendió a US$205 millones, compuestos por: i) US$57.6 millones por derecho de contrato; ii) US$125 millones por derecho de usufructo; y, iii) US$22 millones en aportes sociales a la zona de influencia. Los dos últimos rubros serán pagados a lo largo de un periodo de 17 años, con pagos semestrales a partir de la fecha de entrega de la central. Asimismo, EnerSur suscribió con el Estado peruano un Contrato de Garantías en virtud del cual, el Estado garantiza las obligaciones de EGECEN.

Las centrales térmicas utilizan distintos combustibles: petróleo residual 500 (R500), diesel 2, carbón y gas natural de Camisea. En el caso de la C.T ChilcaUno, EnerSur cuenta con un contrato de suministro de gas natural por 3.65 millones de m3/día. Asimismo cuenta con un contrato de transporte firme de gas natural por 2.91 millones de m3/día. Luego del open season realizado por TGP en agosto 2012, la empresa se adjudicó 0.128 millones de m3/día y 0.318 millones de m3/día para el 2013 y 2014,

respectivamente, lo que resulta en una capacidad de transporte en firme total de 3.354 millones de m3/día. Lo anterior, asegura el 100% del requerimiento de transporte de gas natural de las centrales a plena capacidad (incluso con la conversión a ciclo combinado), para el segundo semestre del 2015, año en el que TGP espera culminar con la expansión del ducto.

Es importante mencionar que el retraso de un año en la ampliación del ducto de TGP no afectará a la compañía, dado que ChilcaUno alcanza un factor de planta de 90% y los contratos por transporte en firme que mantiene actualmente son suficientes para producir a dicho nivel.

Por su parte, la central Ilo1 utiliza R500 y diesel, así como el vapor de SPCC (uno de los principales clientes de la Empresa); mientras que las centrales Ilo21 e Ilo31 utilizan carbón y diesel como insumo principal, respectivamente.

En el Perú, el despacho de energía se hace en función al costo variable, por lo que se prioriza el ingreso de las centrales hidráulicas, luego las C.T. a GN (primero las de ciclo combinado y luego las de ciclo abierto), seguidas por las C.T. a carbón, R500 y diesel.

Por esto, debido a su diversificado portafolio y la eficiencia de sus centrales, EnerSur es capaz de estar presente en el despacho de energía tanto en la época de estiaje (mayo a octubre), como en la de avenida (noviembre a abril).

Así, entre enero y diciembre del 2013, EnerSur generó 7,719.4 GWh, volumen 33.5% superior al del mismo periodo del 2012, lo que le permitió ocupar el segundo lugar en el mercado de generación eléctrica en dicho periodo. Es importante mencionar que su participación en el mercado de generación se ha incrementado considerablemente (7.5% en el 2004). La generación de energía a nivel nacional se incrementó en 6.3% respecto a lo registrado a finales del 2012, alcanzando los 39,667 GWh; mientras que la máxima demanda lo hizo en 5.4%, alcanzando los 5,575 MW en diciembre del 2013.

Del total de la energía producida por EnerSur entre enero y diciembre 2013, el 12.3% fue de origen hidráulico y el resto, térmico, donde la central de ChilcaUno fue la más importante de todas, y llegó a producir el 74.8% del total en dicho periodo. Dicha central aumentó su producción en 36.7% respecto a diciembre 2012, como resultado de la conversión a ciclo combinado, a partir de noviembre 2012, y de la declaración de un costo variable menor.

En el caso de la central térmica Ilo1, ésta aumentó su producción en 22.0%, mientras que las centrales Ilo21 y

Plantas Ubicación Unidad CombustiblePotencia Nominal

(MW)

Puesta en Operación

Factor de Carga

dic.2013C.T. Ilo1 * Moquegua TV2 Vapor / R500 22.00 1997

TV3 Vapor / R500 66.00 1997TV4 Vapor / R500 66.00 1997

Catkako Diesel 2 3.30 1997TG1 Diesel 2 39.29 1997TG2 Diesel 2 42.20 1999

C.T. Ilo21 Moquegua TV21Carbón / Diesel 2 135.00 2000 68.1%

C.H. YuncánCerro de

Pasco G1, G2, G3 Agua 134.16 2005 79.2%

C.T. ChilcaUno Lima TG11 Gas Natural 180.00 2006 82.0%TG12 Gas Natural 180.00 2007 88.9%TG13 Gas Natural 199.80 2009 81.7%

CC Vapor 292.00 2012 76.7%

C.T. Ilo31 Moquegua TG1, TG2, TG3

Diesel 2 - B5 460.00 2013 0.2%

TOTAL 1,819.75 *es adquirida a SPCC, con excepción de la TG2 Fuente: EnerSur

6.5%

Capacidad de Generación

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EnerSur 5 Mayo 2014

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Yuncán aumentaron su producción en 50.6 y 5.5%, respectivamente.

Actualmente, el nivel de contratación de EnerSur alcanzó los 1,365.7 MW en hora punta, de los cuales el 74.9% corresponde a clientes regulados y lo restante, a clientes libres.

Si bien EnerSur se constituyó para ser el proveedor exclusivo de energía de la empresa minera SPCC, la concentración de sus ingresos con este cliente se ha reducido, debido a las expansiones de capacidad realizadas y a la estrategia de diversificación que mantiene la compañía, por lo que dicha participación ha pasado de 95.5% del total de los ingresos en el 2000, a 32.8% a diciembre del 2013.

Cabe mencionar que, en abril 2009, EnerSur y SPCC firmaron un Memorándum de Entendimiento, que incluye: i) la modificación de la tarifa de energía del PPA con vigencia a partir de mayo 2009; ii) opción a favor de SPCC de contratar un suministro de energía y potencia de por lo menos 141.5 MW por un plazo de 20 años a partir de abril de 2017; y, iii) opción adicional de SPCC de contratar suministro de hasta 75 MW por 18 años a partir de la puesta en operación de un proyecto minero (Tía María).

La firma de este acuerdo establece la posibilidad de incrementar la concentración de sus ingresos con este cliente. Sin embargo, la Clasificadora considera que la suscripción de nuevos contratos de abastecimiento de energía le ha permitido aumentar la diversificación de clientes, reduciendo su exposición al riesgo de concentración. Asimismo, la buena calidad crediticia de SPCC, una de las principales empresas mineras de cobre del país, le permite mitigar dicho riesgo.

Adicionalmente, en el 2013 la Compañía firmó nuevos contratos de suministro de energía y potencia de corto

plazo, dentro de los cuales destacan los contratos suscritos con Edelnor y Coelvisac por hasta 40 y 30 MW, respectivamente.

Entre los clientes regulados figuran como principales las distribuidoras: Edelnor y Luz del Sur. En la licitación realizada por Edelnor en mayo del 2012, EnerSur se adjudicó contratos de suministro de potencia y energía eléctrica a la distribuidora por una potencia máxima de 180 MW entre enero del 2014 y diciembre del 2015, y de 27 MW entre enero del 2016 y diciembre del 2017.

De igual manera, en la licitación realizada en junio del 2012, la empresa se adjudicó contratos de suministro de potencia y energía eléctrica a las distribuidoras LDS, Edelnor y Edecañete, por una potencia contratada total de 32 MW entre enero del 2018 y diciembre del 2027.

Inversiones Luego de la puesta en operación comercial de los proyectos ChilcaUno y Reserva Fría (ahora Ilo31), EnerSur continúa desarrollando el proyecto denominado Central Hidroeléctrica Quitaracasa I.

Dicho proyecto consiste en la construcción de una central hidroeléctrica con una potencia de 112 MW ubicada en el distrito de Yuracmarca, provincia de Huaylas, departamento de Huaraz. La entrada en operación de la central está prevista para inicios del 2015 y requerirá de una inversión aproximada de US$400 millones para su construcción. A diciembre del 2013, los desembolsos acumulados ascienden a US$259.2 millones.

Adicionalmente, para financiar la construcción de los proyectos Reserva Fría, Quitaracsa I y ChilcaUno Ciclo Combinado, la Empresa había decidido reducir su política de dividendos de 90% entre los años 2004 y 2009, a un mínimo de 30% a partir del 2010. De igual manera, se realizó un aumento de capital por US$150 millones, proceso que terminó en abril del 2012.

Por otro lado, con fecha 14 de mayo del 2013, la empresa suscribió un contrato de arrendamiento financiero de bienes con Scotiabank S.A.A. por un monto hasta de US$60.0 millones para el financiamiento de la adquisición de parte de los bienes de la nueva central.

Asimismo, como ya se mencionó, con fecha 29 de noviembre del 2013, Proinversión otorgó a EnerSur la adjudicación de la buena pro para la construcción y operación de una de las centrales de generación termoeléctrica del proyecto Nodo Energético del Sur del Perú.

01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Generación por Central (GWh.)

C.T. Ilo1 C.T. Ilo21 C.H. Yuncán C.T. ChilcaUno C.T. Ilo31Fuente: EnerSur

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EnerSur 6 Mayo 2014

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La central estará ubicada en la provincia de Ilo, departamento de Moquegua, y tendrá una capacidad de 500 MW (+/- 20%). Es importante mencionar que su construcción demandará una inversión estimada de US$500 millones, y deberá entrar en operación comercial antes del 1ro de marzo del 2017. Por otro lado, la central operará en una primera etapa con diesel B5, para luego utilizar gas natural una vez que esté disponible en la zona sur del Perú.

! Mercado Eléctrico

El mercado peruano de generación eléctrica se está volviendo cada vez más competitivo. En el Perú, el despacho de energía se hace en función a la eficiencia en la generación de una unidad adicional de energía (representado por el costo marginal de cada central), por lo que se prioriza el despacho de energía producida por las centrales más eficientes: primero las hidráulicas (C.H.), luego las térmicas (C.T.) a gas natural – GN – (primero las de ciclo combinado y luego las de ciclo abierto), seguidas por las C.T. a carbón, R500 y diesel. Así, los generadores buscan tener un parque de generación que logre complementar la generación hidráulica con la térmica y así poder despachar energía al sistema durante todo el año.

Las generadoras compiten en el mercado para abastecer de energía a los clientes regulados (distribuidoras) y a los clientes libres (consumidores que demandan más de 2.5MW). El riesgo de dicha competencia puede ser mitigado a través de contratos de abastecimiento de energía, denominados Power Purchase Agreements (PPA), de mediano o largo plazo entre generadores y distribuidores y/o clientes libres.

Al cierre del 2013, la potencia efectiva del mercado peruano fue de 7,813 MW, 9.8% superior a lo registrado a finales del 2012, producto, principalmente, del ingreso en operación comercial de la C.T. Ilo31 de 460MW y de la C.T. Santo Domingo de los Olleros de 208.8MW en junio y octubre del 2013, plantas que pertenecen a EnerSur y a Termochilca, respectivamente.

Al respecto, cabe señalar que de los 696.4MW nuevos en el SEIN, 95.6% corresponden a nuevas centrales térmicas y el resto a centrales hidroeléctricas, mientras que el 68.9% de los MW que han ingresado en operación comercial se encuentran en la región sur del país, básicamente en Ilo – Moquegua.

En ese sentido, se ha incrementado la participación de la generación térmica en la potencia efectiva (57.8%), mientras que la generación hidráulica representa, a finales del 2013, 39.1% del SEIN (54.0 y 42.8% en el 2012, respectivamente). Cabe destacar la participación de los RER que se encuentran iniciando su desarrollo en la industria (3.1% del total). Por otro lado, es importante mencionar que del total de centrales térmicas, el 72.3% es abastecido con gas natural proveniente de los yacimientos de Camisea.

Por su parte, la energía generada alcanzó los 39,669.4 GWh, 6.3% mayor a la generación registrada en el 2012, como resultado de la mayor demanda, producto del crecimiento de la economía nacional. Dicha producción fue de origen hidráulico en 51.8%, térmico en 45.7% (siendo la principal fuente el gas natural, que generó el 42.9% de la producción anual) y de RER (2.5%).

La demanda de energía ha venido creciendo de forma importante en los últimos años, con una tasa promedio anual de 6.0% en el último quinquenio, producto de la mayor actividad minera y manufacturera. En el 2013, la máxima demanda creció en 5.4%, alcanzando los 5,575.2 MW.

La Dirección General de Electricidad (DGE) ha proyectado que la demanda de energía se incrementará en promedio 8.8% hasta el 2017, año en el que la misma llegaría a 7,993 MW. No obstante, dicha estimación depende de si se concretan los proyectos mineros en las fechas previstas. Así, habría años en los que se podría crecer hasta 10% anualmente; por el contrario, si no se concreta ningún proyecto, se crecería a la par del crecimiento vegetativo del país, es decir, alrededor de 5.0% cada año.

Al respecto, la DGE ha concluido que con los proyectos de generación que se encuentran en construcción, el abastecimiento de la demanda está asegurado hasta el 2017.

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EnerSur 7 Mayo 2014

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Por otro lado, en el 2013, se continuó incentivando las inversiones en el sector eléctrico, especialmente en el subsector generación. El monto invertido alcanzó los US$1,542 millones, de los cuales el 72.5% corresponde a generación, 7.8% a transmisión, 15.7% a distribución y 4.0% a electrificación rural (cifras calculadas con información a setiembre 2013).

Uno de los principales retos que enfrenta el desarrollo de nuevas centrales son los altos costos de inversión que requieren las centrales hidroeléctricas, los cuales no siempre son acompañados por la tarifas de venta de energía. Asimismo, la obtención de permisos y licencias obstaculizan el proceso de adjudicación de las concesiones definitivas y la construcción de las centrales.

Por el lado de las centrales térmicas a gas natural, las más eficientes, los principales obstáculos que enfrentan las generadoras son la disponibilidad de suministro y transporte del combustible.

El COES ha explicado que actualmente existe un problema de abastecimiento eléctrico en el norte y sur del país, ya que gran parte del crecimiento de la capacidad de generación de energía eléctrica se encuentra en la zona centro del país, mientras que el incremento de la demanda se encuentra en la zona norte y sur, originado principalmente por los proyectos mineros en desarrollo.

Dicho problema es consecuencia del retraso de la construcción de las líneas de transmisión de energía. Así, el cuello de botella no es la generación (la demanda se encuentra abastecida hasta el 2017), sino la concentración del parque de generación eléctrica en el centro del país (por la disponibilidad del ducto de gas natural), mientras que la demanda se encuentra dispersa en todo el país, lo que genera el problema de congestión de las líneas de transmisión existentes.

Temas regulatorios En mayo del 2013, se promulgó la Resolución Ministerial Nº 177-2013-MEM/DM la cual establece que para el periodo mayo 2014 – abril 2017, los márgenes de reserva se establecerán según los resultados obtenidos de la revisión del procedimiento de reconocimiento, pago de la potencia

firme y mejoras normativas necesarias, con el fin de asegurar la disponibilidad de potencia.

En junio del 2013, el DS Nº 020-2013-EM, aprobó el reglamento para promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables en áreas rurales cuya población no cuenta con redes ni servicio de electricidad. Estas áreas deben ser definidas por el MINEM mediante subastas.

En julio del 2013, se promulgó el DS Nº 024-2013-EM, el cual modifica el Reglamento de la Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables. El DS establece que el Estado debe velar por que los proyectos hidroeléctricos no obstaculicen el uso racional y el aprovechamiento del recurso del agua. Asimismo, se estableció que la potencia firme de las centrales renovables (eólicas, solares y mareomotrices) se determinará mediante procedimientos técnicos del COES. Anteriormente, la potencia firme establecida para las tecnologías RER era de cero.

En agosto del 2013, se promulgó el DS Nº 035-2013-EM, el cual aprueba un mecanismo de compensación para la transferencia de los ductos propios de gas natural (ductos para usuarios con consumos mayores a 30,000 m3 diarios), que permiten contar con suministro (desde la red de transporte) en zonas donde no existen concesionarios de distribución. Tal compensación se asume por ciertas áreas de demanda eléctrica a través de un cargo adicional a los peajes de sistemas secundarios y complementarios de transmisión.

En octubre del 2013, se publicó el DS N°038-2013-EM, mediante el cual se aprueba un conjunto de disposiciones que incentivan el incremento de la capacidad de generación termoeléctrica a través de la realización de subastas. De esta manera, se busca obtener una nueva capacidad de producción en relación a la demanda y una desconcentración geográfica de la producción de energía en el SEIN, con el fin de cumplir los objetivos establecidos en la ley que afianza la seguridad energética.

Mediante la resolución N° 020-2013-OS/CD, que luego fue modificada por la resolución N° 066-2013-OS/CD, OSINERGMIN estableció que desde el proceso de fijación de tarifas llevado a cabo en mayo del 2014, se incluirían las unidades de reserva fría a través del margen de reserva objetivo (con información al 31 de marzo de cada año) para calcular el precio de potencia en barra.

Con la Resolución Ministerial N° 211-2014-MEM/DM, el MEM fijó el margen de reserva del SEIN en 32% para el periodo comprendido entre mayo del 2014 y abril del 2015.

Central Provincia Empresa Potencia MWFecha de puesta

en operación comercial

1 C.H. Quitaracsa Ancash EnerSur 112 1T20152 C.H. Pucará Cuzco Egecuzco 150 4T20153 C.H. Cheves Lima SN Power 168 1T20164 C.H. Cerro del Águila Huancavelica Kallpa 525 1T20165 Nodo Energético del Sur Arequipa Samay I (Inkia) 500 2T20166 C.H. Chaglla Huánuco Odebrecht Energía 406 3T20167 Nodo Energético del Sur Moquegua EnerSur 500 1T2017

Fuente: Osingermin, MEM, Empresas

Principales Proyectos de Generación

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EnerSur 8 Mayo 2014

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En diciembre del 2013, se publicó el DS Nº046-2013 mediante el cual se establece la prorrogación de los contratos de transporte de GN de los usuarios que actualmente cuentan con el servicio vigente y con un contrato de servicios suscrito en el marco del último open season. El plazo será ampliado por el periodo comprendido entre el vencimiento del contrato vigente y la fecha de inicio de operaciones comerciales de la ampliación del ducto. Adicionalmente, se establecieron criterios para la disposición de posibles incrementos temporales de capacidad de transporte por parte de TGP (los usuarios que contrataron en la primera etapa de la décimo quinta oferta pública tienen prioridad).

Lo anterior se estableció con el objetivo de mantener la estabilidad en el mercado a pesar del retraso de las obras de ampliación, por temas de seguridad.

Finalmente, durante el año, se promulgó la Décima Disposición Complementaria de la Ley N° 30115, la cual amplió la vigencia del Decreto de Urgencia N°049-2008 hasta el 31 de diciembre del 2016, en línea con la culminación de la expansión del ducto de transporte de gas natural de TGP.

! Desempeño Financiero A diciembre 2013, los ingresos de EnerSur ascendieron a US$609.9 millones, 22.9% superiores a los registrados en el 2012. Esto se debió principalmente a: i) la mayor capacidad de generación de energía; ii) aumento de potencia a partir de la entrada en operación comercial de la C.T. ChilcaUno en noviembre del 2012 y de la C.T. Ilo31 en junio 2013; y, iii) la entrada en vigencia de nuevos contratos de suministro de energía tanto para clientes libres como para los regulados.

El costo de ventas tuvo un incremento de 13.9% en el mismo periodo, debido al mayor gasto en combustibles, originado principalmente por el mayor consumo de gas natural de la CT. ChilcaUno y los mayores precios del carbón, petróleo R500 y diesel 2; y, además, a la depreciación generada por las centrales ChilcaUno e Ilo31 luego de la entrada de operación de cada una de ellas.

Producto de lo anterior, el margen EBITDA aumentó de 38.3 a 43.1% en el 2012 y 2013, respectivamente. Así, el EBITDA de la Empresa ascendió a US$262.9 millones, superior al obtenido en el 2012 (US$190.0 millones).

No obstante lo anterior, los niveles de cobertura se han visto reducidos debido a los mayores gastos financieros asociados a los contratos de arrendamiento financiero firmados para la construcción de nuevos proyectos (US$38.3 versus 15.3 millones, para el 2013 y 2012, respectivamente). Así, la cobertura de gastos financieros (EBITDA/gastos financieros) fue de 6.86x (12.41x en el 2012). Asimismo, tomando en cuenta los gastos por alquileres, el ratio de cobertura (EBITDAR/gastos financieros y alquileres) fue de 6.31x (10.07x en el 2012). Sin embargo, dichos indicadores corresponden a las clasificaciones de riesgo asignadas.

En términos de flujo de caja, EnerSur ha generado un flujo de caja operativo (FCO) de US$112.4 millones. Por otro lado, la inversión en activos fijos y el reparto de dividendos requirieron montos por US$147.4 y 32.8 millones, respectivamente, cuya diferencia fue cubierta con deuda y con la caja acumulada de ejercicios anteriores. Como resultado de ello, el saldo en caja se redujo en US$71.4 millones, cerrando el periodo en US$25.5 millones (US$96.9 millones a diciembre 2012).

Es importante resaltar que EnerSur mantiene un proceso tributario y un proceso judicial como contingencias. El proceso tributario es con SUNAT por S/. 6.4 millones más intereses moratorios de S/. 12 millones aproximadamente, por la importación de carbón realizadas entre el 2006 y 2007. Esto fue apelado por la compañía, en agosto del 2011, y con fecha 24 de enero del 2014 se notificó a la compañía la Resolución del Tribunal Fiscal la cual declara procedente en parte la apelación, ya que deja sin efecto el cobro de los intereses.

De esta forma, dicha deuda se ha reducido de S/. 14.1 millones a S/. 7.3 millones. Al respecto, EnerSur iniciará un proceso para que el Poder Judicial deje sin efecto dicha deuda. Asimismo, en opinión de la Compañía, ésta considera que cuenta con argumentos sólidos para que se resuelva positivamente.

20%

25%

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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Ingresos (US$ Mill.) vs. Margen EBITDA (%)

Ingresos Margen EBITDAFuente: EnerSur

Empresas

EnerSur 9 Mayo 2014

As ocia do s a:

F itch Rat in gs

Por otro lado, el proceso judicial corresponde a un proceso de laudo arbitral con EGESUR y San Gabán, por una discrepancia entre las partes respecto a la tasa de interés que debía aplicarse a los intereses devengados del capital que EnerSur canceló a dichas empresas por orden del Tribunal Arbitral en 2002. El monto asciende a S/. 1.6 millones (equivalentes a US$618,000), los que han sido reconocidos por la compañía como una provisión.

Adicionalmente, EnerSur se encontraba en un proceso arbitral seguido por Duke contra el COES. La empresa intervino como tercero coadyuvante, referido a la determinación de las horas de indisponibilidad de una unidad de la central térmica ChilcaUno. Al respecto, EnerSur ha manifestado que el proceso ha concluido luego de que en diciembre se firmara una transacción privada entre las partes mediante la cual, entre otros, se acordó que Duke desista de sus pretensiones planteadas en el arbitraje.

! Estructura de Capital Parte importante de la expansión de EnerSur ha sido financiada con deuda, mientras que en menor medida con recursos propios y aportes de capital, por lo que la Empresa muestra una adecuada estructura de capital, con un ratio de deuda sobre capitalización de 55.8% a diciembre del 2013. Asimismo, sus niveles de endeudamiento son adecuados para su generación de caja (Deuda Financiera / EBITDA) de 2.76x (3.50x en el 2012).

Por otro lado, si se toman en cuenta los alquileres por derecho de usufructo de la central hidroeléctrica Yuncán y la deuda fuera de balance, el nivel de apalancamiento (Deuda ajustada total/ EBITDAR) asciende a 3.02x (3.78x en el 2012).

A diciembre del 2013, el total de la deuda financiera de EnerSur ascendió a US$726.4 millones, 9.3% superior a la del 2012, básicamente como consecuencia de la firma de tres nuevos préstamos bancarios por un total de US$85.0 millones con Scotiabank Perú S.A.A. y BBVA Banco Continental, los mismos que devengan intereses de entre 0.90 y 1.50% anual y que tienen como vencimiento los meses de junio y setiembre del 2014 y cuyos fondos serán utilizados para importaciones y capital de trabajo.

Cabe resaltar que, con fecha 14 de mayo del 2013, se ha suscrito un nuevo contrato de arrendamiento financiero con Scotiabank Perú S.A.A. por un monto de hasta US$60.0 millones para la adquisición de parte de los bienes requeridos para la construcción de la C.H. Quitaracsa.

Cabe mencionar que, a partir del 30 de setiembre del 2013, los contratos de arrendamiento financiero con el BCP y el BBVA dejaron de tener la condición de subordinación que

se había firmado anteriormente, por lo que esta deuda pasó a ser deuda senior.

De esta manera, el nivel de endeudamiento, es de 2.76x para el 2013 (2.76x en el 2012), nivel que se reduce a 2.67x cuando se considera el saldo en caja (2.25x en el 2012).

Es importante mencionar que, a diciembre 2012, la deuda de corto plazo representó únicamente el 11.1% del total, mientras que, a diciembre 2013, este porcentaje se elevó a 27.5%, lo cual responde a los planes de la compañía por reperfilar su estructura de deuda.

Por otro lado, la capacidad de generación de la compañía para hacer frente a sus obligaciones, medido por el ratio (EBITDA / Servicio de Deuda), fue 1.10x, que se eleva a 1.21x en caso se sume la caja acumulada de la compañía (2.13x y 3.22x en el 2012, respectivamente), de manera que los flujos generados por la operación del negocio y el saldo de caja acumulado cubren sus obligaciones financieras.

Es importante mencionar que la explicación de la reducción en la cobertura del servicio de deuda corresponde al mayor nivel de deuda de corto plazo, cuya variación se explica por los nuevos préstamos bancarios mencionados anteriormente.

La empresa ha contratado instrumentos financieros derivados swaps de monedas para los bonos corporativos con la finalidad de fijar los pagos en dólares durante toda su vigencia, ya que los ingresos se encuentran indexados a dólares americanos. Así, a la fecha, la totalidad de su deuda se encuentra libre del riesgo cambiario.

TipoSaldo US$

mill.Vencimiento Tasa Destino

Sindicado - LP 15.0 2015 Libor 3m + 2.9%

60% Reemplazo del préstamo sindicado para la adquisición de Ilo21 40% Financiamiento de ChilcaUno1T

20.0 Libor 1m + 0.8%Activos fijos relacionados con los Proyectos Quitaracsa y Nodo Energético.

25.0 1.50% Capital de Trabajo.40.0 0.90% Otros usos.

Leasing - BCP 341.9 2019-2020 6.67%/5.70%

Construcción y adquisición de maquinaria del ciclo combinado de la C.T ChilcaUno y Reserva Fría

Leasing - Scotiabank

19.6 2017 3.02%

Monto desembolsado para financiar parte de la construcción de la C.H. Quitaracsa

Leasing - BBVA Bco.

Continental 99.3 2014-2019

Libor 3m + 1.12% / 5.70%

Construcción C.T. ChilcaUno3T, Reserva Fría

Bonos Corporativos

165.5 2014-2028 5.9738% - 7.1875%Prepago de Deuda Hitachi y Préstamo Bancario CP y otros fines

TOTAL 1/ 726.3

1/ No incluye instrumentos financieros derivados (Swaps) equivalentes a US$7.0 millones.

Estructura de la Deuda a Diciembre 2013

Préstamos Bancarios

2014

Fuente: EnerSur

Empresas

EnerSur 10 Mayo 2014

As ocia do s a:

F itch Rat in gsAsimismo, la empresa contrató un swap de tasa de interés para mitigar riesgo de las fluctuaciones en la tasa de interés en el caso del préstamo sindicado y los bonos corporativos. De esta manera, el endeudamiento a tasa fija y variable representa el 94.9 y 5.1% del total de la deuda financiera, respectivamente.

Cabe mencionar que, además de la deuda financiera directa, la Empresa tiene deuda indirecta por US$53.2 millones a diciembre del 2013, dentro de la cual destacan las cartas fianza otorgadas a Egecen (hoy Activos Mineros) por Derecho de Usufructo por la C.H. de Yuncán, a las empresas distribuidoras por los contratos adjudicados a EnerSur en las licitaciones de largo plazo y las otorgadas a favor del MEM por el cumplimiento del cronograma de las obras de Quitaracsa y la ejecución del proyecto Reserva Fría, el mismo que entró en operación comercial en junio del 2013, como ya se mencionó.

Por otro lado, es importante resaltar que el patrimonio se ha visto fortalecido por las mayores utilidades del año (26.6% superiores a las del 2012). De esta manera, el patrimonio ascendió a US$638.8 millones, 16.1% superior al del 2012. Lo anterior llevó a que la compañía muestre un mejor nivel de capitalización en el periodo.

La mayor fortaleza patrimonial, junto con la generación de caja de la empresa y su estructura de financiamiento, le permiten cumplir con holgura sus compromisos financieros, además de repartir dividendos a sus accionistas.

De acuerdo a diversos contratos de financiamiento, la Empresa se ha comprometido a cumplir con los siguientes covenants.

! Características de los Instrumentos Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur

En Junta General de Accionistas celebrada el 15 de agosto del 2007 y en la Sesión de Directorio del 4 de setiembre del mismo año, se aprobó el Primer Programa de Bonos Corporativos de EnerSur hasta por un monto máximo en circulación de US$400.0 millones o su equivalente en nuevos soles.

El plazo de vencimiento de los bonos es menor o igual a 30 años. Los fondos recaudados fueron destinados a capital de trabajo, financiamiento de los proyectos, la mejora en la estructura de los pasivos y otros usos corporativos. Los bonos cuentan con la garantía genérica sobre el patrimonio

y durante el plazo de vigencia, la Empresa se compromete a mantener un ratio Deuda Financiera senior / EBITDA de máximo 3.5x.

A continuación se presenta las características de las emisiones colocadas bajo este programa:

Todas las emisiones son bullet y ninguna cuenta con opción de rescate. Como ya se mencionó, la Empresa contrató con Citibank y el Banco Continental, swaps de monedas para la primera, segunda, quinta y séptima emisión.

Acciones

Al 31 de diciembre del 2013, el capital social de EnerSur estuvo representado por 224’297,295 acciones comunes con derecho a voto de S/. 1.00 de valor nominal (224’297,295 al cierre del 2012). El valor de la acción al cierre del 2013, fue de S/. 25.0 por acción (S/. 20.0 al cierre del 2012).

Dic. 2013 Dic. 2012 Dic. 2011 Dic. 2010 Dic. 2009DF / EBITDA < 3.5 2.7 2.7 2.1 1.9 2.2Deuda /Capital < 2 1.2 1.2 1.3 1.4 1.4Fuente: EnerSur

Resguardos Financieros

Emisión Moneda Tasa Vencimiento Monto1era. Emisión S/. 6.81% Nov-17 S/. 120.7 mill.2da. Emisión S/. 7.19% Jun-18 S/. 84.1 mill.3era. Emisión US$ 6.31% Jun-28 US$10.0 mill.4ta. Emisión US$ 6.50% Jun-16 US$15.0 mill.5ta. Emisión S/. 6.88% Jun-14 S/.75.6 mill.6ta. Emisión US$ 6.50% Dic-25 US$25 mill.7ma. Emisión S/. 5.97% Jun-20 S/. 42.42 mill.

Primer Programa de Bonos Corporativos

Fuente: Enersur

Citibank 120.70 6.813 40.0 5.755Citibank 84.11 7.188 30.0 6.169BBVA 75.60 6.875 25.1 5.375BBVA 42.42 7.594 15.0 5.9738Fuente: EnerSur

Fixed Cross Currency Swaps EnerSur

Nuevos Soles (Millones)

Institución Tasa (%) Dólares (Millones)

Tasa (%)

Monto Negociado*

Precio** Frecuencia Capitalización Bursatil*

ene-13 7,065 22.40 40.91% 5,024,259feb-13 9,323 24.70 75.00% 5,540,143mar-13 2,826 25.25 73.68% 5,663,507abr-13 5,490 25.10 63.64% 5,629,862may-13 4,256 26.50 54.55% 5,943,878jun-13 18,583 25.85 55.00% 5,798,085jul-13 1,274 26.30 59.09% 5,899,019ago-13 2,173 26.75 71.43% 5,999,953sep-13 31,971 25.80 66.67% 5,786,870oct-13 46,456 25.30 54.55% 5,674,722nov-13 7,382 25.00 55.00% 5,607,432dic-13 1,753 25.00 47.62% 5,607,432

* En miles de Nuevos Soles** En Nuevos SolesFuente: BVL

Indicadores Bursátiles - Acciones Comunes- EnerSur

Empresas

EnerSur 11 Mayo 2014

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Política de Dividendos

Luego de haberse eliminado la restricción al reparto de dividendos, a partir de febrero 2004 se fijó como política de dividendos la distribución del 90% de las utilidades disponibles del ejercicio. Sin embargo, en Junta General de Accionistas del 21 de setiembre del 2010, se modificó la política de dividendo a un mínimo del 30% de las utilidades disponibles de cada ejercicio.

2013 2012 2011 2010Nº Acciones 224,297,295 224,297,295 199,970,023 199,970,023 Util idad Neta 127.4 100.6 85.6 80.6Dividendos 32.8 27.9 24.4 44.2U / A 0.15 0.12 0.12 0.22

Dividendos Entregados

Fuente: EnerSur

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EnerSur 12 Mayo 2014

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Resumen Financiero - EnerSur Cifras en miles de US$Tipo de Cambio S/./US$ a final del Período 2.80 2.55 2.70 2.81 2.89 3.14

dic-13 dic-12 dic-11 dic-10 dic-09 dic-08RentabilidadEBITDA 262,922 190,016 166,312 142,095 129,768 185,021Mg. EBITDA 43.1% 38.3% 39.9% 35.6% 34.9% 41.5%EBITDAR 266,871 193,965 170,261 146,044 133,717 188,969Margen EBITDAR 43.8% 39.1% 40.9% 36.6% 35.9% 42.4%FCF / Ingresos -11.1% -5.8% -1.2% 14.8% -9.7% 0.5%ROE 21.4% 23.0% 29.4% 33.9% 30.2% 43.3%

CoberturaEBITDA / Gastos financieros 6.86 12.41 10.61 9.72 8.22 13.73EBITDAR / (Gastos financieros + Alquileres) 6.31 10.07 8.68 7.86 6.77 10.85EBITDA / Servicio de deuda 1.10 2.13 2.80 2.48 1.47 3.12EBITDAR / (Servicio de deuda + Alquileres) 1.10 2.08 2.69 2.39 1.45 2.99FCF / Servicio de deuda -0.12 -0.15 0.18 1.28 -0.23 0.27(FCF + Caja + Valores l íquidos) / Servicio de deuda -0.02 0.93 0.54 2.15 0.05 0.96CFO / Inversión en Activo Fijo 0.76 0.99 1.23 4.06 2.27 4.81(EBITDA + caja) / Servicio de Deuda 1.21 3.22 3.17 3.35 1.75 3.82

Estructura de capital y endeudamientoCapitalización 55.8% 57.2% 59.2% 58.6% 60.1% 58.3%Deuda financiera senior / EBITDA 2.76 2.76 2.10 2.13 2.16 1.33Deuda financiera senior neta / EBITDA 2.67 2.25 1.97 1.78 1.97 1.10Deuda financiera total / EBITDA 2.76 3.50 2.41 2.13 2.16 1.33Deuda financiera neta / EBITDA 2.67 2.99 2.28 1.78 1.97 1.10Deuda ajustada total / EBITDAR 3.02 3.78 2.76 2.51 2.49 1.51Deuda ajustada neta / EBITDAR 2.93 3.28 2.63 2.17 2.31 1.29Costo de financiamiento estimado 5.5% 2.9% 4.3% 5.2% 5.8% 5.6%Deuda financiera CP / Deuda financiera total 27.5% 11.1% 10.9% 14.1% 26.0% 18.7%

BalanceActivos totales 1,518,144 1,345,130 843,581 662,682 591,934 570,405Caja e inversiones corrientes 25,485 96,926 21,646 49,621 24,527 41,253Deuda financiera Corto Plazo 199,900 73,875 43,705 42,631 72,604 45,769Deuda financiera Largo Plazo 526,487 450,218 306,114 260,354 207,075 199,400Deuda financiera subordinada 0 140,702 50,506 0 0 0Deuda financiera total 726,387 664,795 400,325 302,985 279,679 245,169Deuda financiera total con Equity Credit 726,387 664,795 400,325 302,985 279,679 245,169Deuda fuera de Balance 80,792 69,005 68,935 63,335 53,266 40,411Deuda ajustada total 807,179 733,800 469,260 366,320 332,945 285,580Patrimonio Total 638,753 550,135 323,036 258,615 220,779 204,164Capitalización ajustada 1,445,932 1,283,935 792,296 624,935 553,724 489,744

Flujo de cajaFlujo de caja operativo (CFO) 112,436 119,035 104,416 136,737 61,753 86,365Inversiones en Activos Fijos -147,418 -120,011 -85,058 -33,678 -27,178 -17,952Dividendos comunes -32,794 -27,879 -24,405 -44,154 -70,768 -66,053Flujo de caja libre (FCF) -67,776 -28,855 -5,047 58,905 -36,193 2,360Ventas de Activo Fi jo, Netas 70 34 14 1,609 0 205Otras inversiones, neto -18,393 -2,194 -10,312 -4,391 -6,687 -345Variación neta de deuda 14,658 -43,705 -12,631 -31,029 26,154 -5,797Variación neta de capital 0 150,000 0 0 0 0Otros financiamientos, netos 0 0 0 0 0 0Variación de caja -71,441 75,280 -27,976 25,094 -16,726 -3,577

ResultadosIngresos 609,917 496,128 416,709 398,909 372,257 446,137Variación de Ventas 22.9% 19.1% 4.5% 7.2% -16.6% 62.5%Utilidad operativa (EBIT) 218,773 154,592 132,080 109,391 102,483 159,495Gastos financieros 38,317 15,315 15,672 14,623 15,788 13,471Alquileres (Derecho de Usufructo y Aporte Social) 3,949 3,949 3,949 3,949 3,949 3,948Dividendos preferentesResultado neto 127,423 100,631 85,637 80,611 66,014 93,504

Información y ratios sectorialesProducción de Energía (GWh. - COES) 7,719 5,782 4,675 4,688 4,750 4,823Participación en el COES 19.5% 15.5% 13.3% 14.5% 15.9% 16.3%Vencimientos de Deuda de Largo Plazo

EBITDA: Ut. Operativa (no incluye otros ingresos y egresos; sí incluye ingresos por alquiler cesión minera y a partir del 2009 incluye gastos por participación de trabajadores) + Deprec. + Amort. FFO: Resultado neto + Depreciación y Amortización + Resultado en venta de activos + Castigos y Provisiones + Otros ajustes al resultado neto + variación en otros activos + variación de otros pasivos - dividendos preferentes. Variación de capital de trabajo: Cambio en cuentas por pagar comerciales + cambio en existencias -cambio en cuentas por cobrar comerciales. CFO: FFO + Variación de capital de trabajo. FCF= CFO + Inversión en activo fijo + pago de dividendos comunes. Cargos fijos= Gastos financieros + Dividendos preferentes + Arriendos. Deuda fuera de balance: Incluye fianzas, avales y arriendos anuales multiplicados por el factor 6.8. Servicio de deuda:Gastos financieros + deuda de corto plazo.* A partir del 2011, la compañía adopta las NIIF para registrar sus EEFF, según en cumplimiento de la regulación de la SMV. Los EEFF al 2010 se han reexpresado para fines comparativos. Los ejercicios anteriores no son comparables.Variación de capital de trabajo: Cambio en cuentas por pagar comerciales + cambio en existencias -cambio en cuentas por cobrar comerciales

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EnerSur 13 Mayo 2014

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ANTECEDENTES

Emisor: EnerSur S.A. Domicilio legal: Av. República de Panamá 3490, San Isidro RUC: 20333363900 Teléfono: (511) 616 7979 Fax: (511) 616 7800

RELACIÓN DE DIRECTORES

Manlio Alessi Remedi Presidente del Directorio André Cangucú Director José Ricardo Martín Briceño Villena Director Jaime Gustavo Cáceres Sayan Director Phillip Julien De Cnudde Director Emmanuel Sterck Director Carlos Ruiz de Somocurcio Escribens Director

RELACIÓN DE EJECUTIVOS

Michel J. G. Gantois Gerente General* Eduardo Milligan Gerente de Finanzas, Organización

y Capital Humano Vincent Vanderstockt Gerente de Planificación, Proyectos e Implementación Adrianus van der Broek Gerente de Operaciones Axel Werner van Hoof Gerente Legal Alejandro Prieto Gerente de Asuntos Corporativos Daniel Cámac Gutiérrez Gerente Comercial y de Regulación *A partir de octubre del 2013.

RELACIÓN DE ACCIONISTAS

International Power S.A. (antes Suez Tractebel) 61.77% IN – Fondo 2 7.65% Rímac Seguros 5.11% Otros accionistas (<5%) 25.47%

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EnerSur 14 Mayo 2014

As ocia do s a:

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CLASIFICACIÓN DE RIESGO

APOYO & ASOCIADOS INTERNACIONALES S.A.C. CLASIFICADORA DE RIESGO, de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento de Empresas Clasificadoras de Riesgo, aprobado por Resolución CONASEV Nº 074-98-EF/94.10, acordó la siguiente clasificación de riesgo para los instrumentos de la empresa EnerSur S.A.:

Instrumento Clasificación*

Primera Emisión del Primer Programa Categoría AAA (pe) de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. Hasta por US$40.0 millones. Segunda Emisión del Primer Programa Categoría AAA (pe) de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. Hasta por S/. 90.0 millones. Tercera Emisión del Primer Programa Categoría AAA (pe) de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. Hasta por US$15.0 millones. Cuarta Emisión del Primer Programa Categoría AAA (pe) de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. Hasta por US$40.0 millones. Quinta Emisión del Primer Programa Categoría AAA (pe) de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. Hasta por US$40.0 millones en nuevos soles Sexta Emisión del Primer Programa Categoría AAA (pe) de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. Hasta por US$25.0 millones Sétima Emisión del Primer Programa Categoría AAA (pe) de Bonos Corporativos de EnerSur S.A. Hasta por US$20.0 millones en nuevos soles Acciones Comunes Categoría 1ª (pe) Perspectiva Estable

Empresas

EnerSur 15 Mayo 2014

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Definiciones

CATEGORÍA AAA (pe): Corresponde a la más alta capacidad de pago oportuno de las obligaciones, reflejando el más bajo riesgo crediticio. Esta capacidad no se vería afectada significativamente ante eventos imprevistos. CATEGORÍA 1a (pe): Acciones que presentan una excelente combinación de solvencia, estabilidad en la rentabilidad del emisor y volatilidad de sus retornos. ( + ) Corresponde a instituciones con un menor riesgo relativo dentro de la categoría. ( - ) Corresponde a instituciones con un mayor riesgo relativo dentro de la categoría. Perspectiva: Indica la dirección en que se podría modificar una clasificación en un período de uno a dos años. La perspectiva puede ser positiva, estable o negativa. Una perspectiva positiva o negativa no implica necesariamente un cambio en la clasificación. Del mismo modo, una clasificación con perspectiva estable puede ser cambiada sin que la perspectiva se haya modificado previamente a positiva o negativa, si existen elementos que lo justifiquen.

(*) Las clasificaciones de riesgo crediticio de Apoyo & Asociados Internacionales (AAI) Clasificadora de Riesgo, constituyen una opinión profesional independiente y en ningún momento implican una recomendación para comprar, vender o mantener un valor, ni constituyen garantía de cumplimiento de las obligaciones del calificado. Las clasificaciones se basan sobre la información que se obtiene directamente de los emisores, los estructuradores y otras fuentes que AAI considera confiables. AAI no audita ni verifica la veracidad de dicha información, y no se encuentra bajo la obligación de auditarla ni verificarla, como tampoco de llevar a cabo ningún tipo de investigación para determinar la veracidad o exactitud de dicha información. Si dicha información resultara contener errores o conducir de alguna manera a error, la clasificación asociada a dicha información podría no ser apropiada, y AAI no asume responsabilidad por este riesgo. No obstante, las leyes que regulan la actividad de la Clasificación de Riesgo señalan los supuestos de responsabilidad que atañen a las Clasificadoras. Limitaciones- En su análisis crediticio, AAI se basa en opiniones legales y/o impositivas provistas por los asesores de la transacción. Como AAI siempre ha dejado en claro, AAI no provee asesoramiento legal y/o impositivo ni confirma que las opiniones legales y/o impositivas o cualquier otro documento de la transacción o cualquier estructura de la transacción sean suficientes para cualquier propósito. La limitación de responsabilidad al final de este informe, deja en claro que este informe no constituye una recomendación legal, impositiva y/o de estructuración de AAI, y no debe ser usado ni interpretado como una recomendación legal, impositiva y/o de estructuración de AAI. Si los lectores de este informe necesitan consejo legal, impositivo y/o de estructuración, se les insta a contactar asesores competentes en las jurisdicciones pertinentes.