PERU LNG SRL - Equilibrium

Transcripción

Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A.
Contactos:
Renzo Gambetta
[email protected]
María Luisa Tejada
[email protected]
(511) 616-0400
PERU LNG SRL
Lima, Perú
05 de abril de 2016
Clasificación
Categoría
Primer Programa de Bonos Corporativos
PERU LNG S.R.L.
de AA+.pe a A+.pe
(modificada)
Definición de Categoría
Refleja alta capacidad de pagar el capital e
intereses en los términos y condiciones pactados.
La capacidad de pago es más susceptible a
posibles cambios adversos en las condiciones
económicas que las categorías superiores.
“La clasificación que se otorga no implica recomendación para comprar, vender o mantener instrumentos representativos de deu da de la empresa
clasificada así como tampoco participaciones u acciones de la misma.”
------------------------Millones de dólares ------------------------Dic.15
Dic.14
Dic.15
Dic.14
Activos:
3,008.0 3,190.4
Pasivos:
1,669.0 1,797.1
Patrimonio: 1,339.0 1,393.3
Utilidad Neta: -62.4
43.2
Historia: Primer Programa de Bonos Corporativos de PERU LNG
SRL AAA.pe (02.11.09), ↓AA+.pe (20.05.15), ↓A+.pe
(05.04.16).
Para el presente análisis se han evaluado los diversos contratos suscritos entre PERU LNG y cada uno de los participantes del Proyecto, así
como informes realizados por consultores independientes. Adicionalmente, se evaluaron Estados Financieros Auditados de PERU LNG S.R.L.
al 31 de diciembre de 2012, 2013 ,2014 y 2015, los mismos que han sido complementados con proyecciones para período de vigencia de los
Bonos.
Fundamento: El Comité de Clasificación de Equilibrium
decidió bajar la categoría de AA+.pe a A+.pe a las
emisiones realizadas bajo el Primer Programa de Bonos
Corporativos de PERU LNG S.R.L (en adelante la
Empresa o PERU LNG). El deterioro generalizado de los
indicadores de riesgo de crédito que se muestran en el
2015 con respecto a ejercicios analizados previamente
sustenta dicha decisión. Lo anterior se traduce en una
material disminución orgánica en la capacidad de pago
para las obligaciones financieras y operativas de la
Empresa debido a la persistente caída en los precios del
LNG (Gas Natural Licuado) en todos los marcadores,
principalmente en el denominado Henry Hub (HH) que
es el utilizado para el mayor destino de la producción de
PERU LNG. La rápida caída en los precios del LNG
viene reduciendo las ventas netas de manera directa, lo
cual sumado a la menor disminución en los costos y
gastos operativos, ha terminado por dejar a la Empresa
con una generación operativa negativa al cierre del
ejercicio 2015 y con la dificultad de poder seguir
generando el disponible necesario para afrontar los
futuros pagos de sus obligaciones, reduciendo
explícitamente la fortaleza financiera y ajustando aún
más la cobertura del servicio de deuda debido a que ésta
última mantiene un cronograma de pagos estable en el
tiempo. Si bien PERU LNG, al 31 de diciembre de 2015,
mantiene una Cuenta Reserva restringida por US$188.3
millones, cuyo objetivo es garantizar el pago de pasivos
financieros y con terceros, dicho monto estaría cubriendo
el 82.6% del servicio de la deuda anual, esto suponiendo
que el destino de los fondos restringido solo se aplica a
las obligaciones financieras. Por otro lado, según el
documento Sales and Purchase Agreement (SPA)
firmado inicialmente con Repsol CG y luego asumido
por Shell Gas BV, establece que el precio del LNG se
determina en base a los mercados de destino, tanto como
para HH, como para otros índices. En este sentido, se
La nomenclatura “pe” refleja riesgos sólo comparables en el Perú.
estableció un mecanismo de precio mínimo por el que
Shell Gas BV realizaría un pago trimestral a PERU LNG
con un monto máximo acumulado de US$60 millones,
siempre que el precio promedio ponderado de LNG en
cualquier trimestre sea menor a US$2.25 por millón de
BTU. El mecanismo de precio mínimo permite a PERU
LNG generar ingresos para afrontar los gastos operativos.
Cabe indicar que al cierre del ejercicio 2015, el monto
transferido llegó a los US$45 millones y, según
información adicional al 31 de marzo de 2016, ya se
habría utilizado el 100% del monto máximo, por lo que
el margen operativo y los ratios de cobertura se
presionarían aún más a futuro, en la medida que los
precios del marcador Henry Hub (HH) no comiencen a
mejorar o la Empresa no tome medidas adicionales.
No obstante lo anterior, y pese a la disminución de la
clasificación otorgada, la nueva categoría asignada se
sustenta en la estructura del programa de emisión, los
resguardos y otros mecanismos de protección
incorporados en los contratos que mitigan los riesgos que
enfrenta la Empresa en su etapa operativa; de igual
forma, incorpora el respaldo que le brindan los Sponsors
de la operación (Hunt Oil Company, Shell Gas BV, SK
Innovation Co. Ltd. y Marubeni Corporation), quienes a
la fecha mantienen grado de inversión internacional, a
excepción de Hunt Oil Company -principal accionista
con una participación de 50%- cuya clasificación fue
rebajada de Baa2 a Ba3 (grado especulativo), con
perspectivas negativas, por Moody`s Investors Service el
18 de marzo de 2016. Por último, se adiciona el
Convenio de Inversión (“Investment Agreement”)
suscrito con el Estado Peruano, cuya naturaleza de
contrato Ley proporciona el mayor grado de protección
jurídica que puede otorgarse bajo la legislación peruana a
estos emprendimientos.
La persistente tendencia a la baja en los precios del LNG,
especialmente en el marcador Henry Hub (HH) desde el
20081 con respecto al resto de marcadores como el Japan
Korea Marker (JKM) y UK NBP, que en promedio
tuvieron una cotización de US$7.0/MMbtu y de
US$6.6/MMbtu en el 2015, respectivamente, versus los
US$ 2.6/MMbtu del marcador HH y que sumado al
compromiso de destinar aproximadamente el 70% de la
producción anual de LNG a la Comisión Federal de
Electricidad de México (CFE) a ser entregado en su
planta de regasificación ubicada en México según
contrato “Take or Pay” de suministro de gas firmado por
15 años, resultó en una alta porción de volúmenes
vendidos de LNG con marcador HH, disminuyendo así
los ingresos en un 34.6% durante el ejercicio 2015 y
consecuentemente ajustando la generación, plasmado en
un EBITDA de US$136.1 millones, contra los US$281.5
millones registrados en el 2014 (-51.7%), mientras que
los importes del servicio de deuda se mantienen estables
en el tiempo. De esta manera, la cobertura del servicio de
deuda ha sido afectada de manera importante, la misma
que es susceptible de seguir debilitándose ante mayores
ajustes de los precios actuales.
Al cierre del ejercicio 2015, se registraron ajustes tanto
en millones de BTU, así como en el número de naves,
cerrando diciembre de 2015 con 56 naves embarcadas de
187.8 millones de BTU.
De acuerdo con los contratos de suministro, la planta
recibirá gas natural de los yacimientos de Camisea por un
plazo de 18 años. El 6 de agosto de 2014 entró en
vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88
Modificado y Reformulado, celebrado entre PERU LNG
y los titulares del Lote 88. Según este contrato los
titulares del Lote 88 se comprometen a entregar
volúmenes de gas natural a PERU LNG únicamente
cuando se utilice o consuma en el proceso de producción
de la Planta. En la misma fecha, entró en vigencia el
Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 56
Modificado y Reformulado, celebrado entre PERU LNG
y los titulares del Lote 56, con el propósito de incorporar
el suministro de gas adquirido por los titulares del Lote
57 a las obligaciones de entrega firme de los titulares del
Lote 56 frente a PERU LNG.
Con estos cambios contractuales, PERU LNG mantiene
el derecho a un compromiso firme de entrega de un
suministro de 4.2 trillones de pies cúbicos de gas durante
el plazo de los contratos, con un régimen por encima de
los 620,000 millones de BTU (unidades térmicas
británicas) por día o hasta cubrir la totalidad de la
capacidad instalada.
En cuanto al Contrato de Suministro de LNG con la
Comisión Federal de Electricidad (CFE), firmado en
septiembre de 2007, mediante el cual el Off-Taker
realizará la mayor parte de sus ventas a la CFE indexadas
al marcador HH durante un plazo de 15 años, se pudo
observar que de acuerdo con el Contrato, durante el 2015
dicho destino concentró el 66% en comparación a los
otros compradores de mercados asiáticos y europeos
(marcadores JKM y NBP respectivamente).
Cabe indicar que al inicio de 2013, Repsol S.A. anunció
la venta de sus activos de Gas Natural Licuado (GNL),
que incluyen la participación de 20% que mantenía en
PERU LNG LLC, accionista de PERU LNG SRL, al
grupo petrolero angloholandés Shell. El proceso de
compra y traspaso de los activos a Shell se desarrolló
durante el 2013. Shell mantiene la condición de OffTaker en el contrato Take or Pay con PERU LNG.
Al 31 de diciembre de 2015, los resultados de PERU
LNG se han visto reducidos significativamente en
244.52% respecto al 2014, registrando una pérdida de
US$62.4 millones. Esta variación interanual se debe a
una reducción de 34.6% en las ventas netas, lo que ajustó
la utilidad bruta en US$173.4 millones (-76.3% con
respecto al 2014), explicado en una caída de 12.3% en el
volumen de BTU y en la reducción del precio promedio
recibido por PERU LNG de 34.9%, cayendo a 2.39
US$/MMbtu desde los 3.67 US$/MMbtu el año anterior.
El 30 de diciembre de 2011 se suscribieron las adendas al
CTA, Security and Depositary Agreement, Sponsor
Pricing Guarantee Agreement y Sponsor Support
Agreement en las que se acordó la incorporación de
nuevas garantías que otorgan mayor seguridad a la
estructura y que entraron en vigencia después del Project
Completion. Entre estas garantías se considera el
respaldo de los Sponsors para cubrir cualquier déficit de
Opex y de Servicio de Deuda cuando el flujo real de caja
sea menor al flujo hipotético considerando un escenario
100% HH.
Respecto al financiamiento del Proyecto, se debe señalar
que éste se efectuó con préstamos de organismos
multilaterales (BID y IFC), Agencias de fomento de
Exportación (US-EXIM, SACE -Italia-, K-EXIM -Corea)
y a través del mercado de capitales peruano, con la
emisión
de bonos corporativos. En conjunto, el
financiamiento sumó US$2,250.0 millones, registrando al
31 de diciembre de 2015 un saldo de US$1,544.3
millones. El financiamiento efectuado directamente por
los socios de PERU LNG fue de US$1,541.4 millones, el
cual evidencia un alto nivel de capitalización para este
tipo de emprendimientos. Respecto a la colocación de los
bonos corporativos realizada el 20 de noviembre de 2009
por US$200.0 millones, PERU LNG ha cumplido a la
fecha con pagar todas sus obligaciones de acuerdo a los
cronogramas, registrando al cierre del ejercicio 2015 un
saldo de US$144.0 millones. Asimismo, en diciembre de
2012 la Junta General de Accionistas de la Empresa
decidió realizar la capitalización de las cuentas por pagar
a sus accionistas por un monto total de US$1,221
millones, lo cual se ve reflejado en los estados
financieros de dicho año. Por otro lado, el 20 de mayo de
2013, la Empresa informó la reducción de su capital
social en US$40 millones, mediante la amortización y
pago de las participaciones con derecho a voto de los
socios, con lo cual el capital social a diciembre de 2013
fue de US$1,501.4 millones. En la misma línea, el 20 de
noviembre de 2013 la Empresa informó la reducción del
capital social por US$100 millones, mediante la
amortización de participaciones. Esta reducción de
capital se hizo efectiva en enero de 2014, por lo que el
capital social de la Empresa a diciembre de 2014 fue de
US$1,401.4 millones.
Respecto a la probabilidad de que el Estado Peruano
modifique sus políticas de manera tal que afecten
negativamente la operación de PERU LNG, se considera
que dicho riesgo es mínimo, debido al Convenio de
Inversión con el que cuenta la Empresa, que representa el
1
Precio promedio HH (US$/MMbtu) 2008: 8.9, 2009: 3.9, 2010: 4.4, 2011:
4.0., 2012: 2.8, 2013:3.7, 2014:4.4 y 2015:2.6 Fuente: EIA.
2
compromiso del Estado Peruano de llevar adelante la
inversión efectuada. Finalmente, Equilibrium considera
que la actual capacidad de pago de PERU LNG se ha
visto reducida en función a la menor generación por la
caída en los precios mundiales del LNG y de los
principales productos sustitutos. En vista de lo anterior,
la caja no bastaría para poder cubrir obligaciones
financieras ni operativas en los próximos doce meses de
mantenerse estos niveles de precios, debilitando
consecuentemente la autonomía de la Empresa, siendo
necesario el apoyo de sus socios a través de aportes de
capital.
La clasificación asignada podría ajustarse nuevamente de
no concretarse en los tiempos establecidos las acciones
de corto plazo para el fortalecimiento de la disponibilidad
de fondos por parte de los Sponsors, o si se mantiene la
coyuntura de bajos precios del gas en el mediano plazo.
Fortalezas
1. Importancia estratégica de la operación dentro de la matriz energética peruana.
2. Paquete de garantías y seguridades.
3. Solvencia económica y financiera de la mayoría de los Sponsors.
4. Compromiso del Estado Peruano evidenciado en el convenio de inversión Investment Agreement.
Debilidades
1. Reducción constante en las ventas netas en función a la caída y volatilidad de precios del LNG.
2. Restricciones contractuales para el redireccionamiento de las ventas a mercados más rentables.
3. Incrementos relativos de los costos y gastos de operación.
4. Reciente reducción en la clasificación crediticia de su principal Sponsor: Hunt Oil Company, por parte de Moody´s
desde Baa2 a Ba3
5. Importante ajuste en la cobertura del servicio de deuda, el mismo que se ubica por debajo de 100%.
Oportunidades
1. Recuperación económica mundial a largo plazo.
2. Incremento de la demanda de gas natural y LNG, como consecuencia de iniciativas para reducir la emisión de gases del
efecto invernadero.
Amenazas
1. Volatilidad del precio del gas natural.
2. Caída en la actividad económica de corto plazo.
3. Nuevos desarrollos tecnológicos para licuar y transportar gas natural así como abaratamiento de productos sustitutos.
4. Cambio en el marco regulatorio peruano.
3
Los Sponsors (Promotores) Hunt Oil Company,
Royal Dutch Shell, SK Innovation Co., Ltd. y
Marubeni Corporation tienen participaciones
indirectas en la titularidad de PERU LNG. La
calidad crediticia de cada uno de los Sponsors se
detalla a continuación:
PERFIL DE LA COMPAÑÍA Y GRUPO
PERU LNG SRL se constituyó el 24 de marzo de
2003 para desarrollar el proyecto para la
construcción, instalación, operación y mantenimiento de la Planta de LNG, las Instalaciones
Marítimas y el Gasoducto.
Hunt Oil Company, fundada en 1934 con sede en
Texas, es una de las principales empresas
independientes de petróleo y gas natural de Estados
Unidos de América, con 75 años de operaciones. Sus
principales áreas de producción y desarrollo están
localizadas en Estados Unidos (Texas, Louisiana y el
Golfo de México), Canadá, Yemen y Perú. La
compañía también tiene licencias de exploración en
Perú, Australia, Italia y Rumania. Además del sector
de gas y petróleo, la empresa participa en los
sectores de refino y marketing, desarrollo
inmobiliario, generación eléctrica, agro negocios e
inversiones en Venture Capital. Las actividades de
Hunt Oil Company en el Perú se iniciaron en el año
2000, y actualmente mantiene una participación de
25.2% en los Lotes 56 y 88 así como con una
participación de 50% en el Lote 76. En el 2014, Hunt
vendió la participación de 12.22% que mantenía en
Transportadora de Gas del Perú S.A.
PERU LNG es una compañía cuyos socios son: i)
PERU LNG Company LLC, empresa de
responsabilidad limitada constituida en Delaware,
Estados Unidos de América, la cual es propietaria
del 99.5% de las participaciones sociales del Emisor;
y, ii) PERU LNG Partner Company LLC, empresa
de responsabilidad limitada constituida en Delaware,
Estados Unidos de América, la cual es propietaria
del 0.5% de las participaciones sociales del Emisor.
A continuación se presenta la estructura del Grupo:
PERU LNG COMPANY L.L.C.
(US L.L.C.)
100%
99.5%
PERU LNG PARTNER COMPANY L.L.C.
(US L.L.C.)
0.5%
PERU LNG S.R.L.
Cabe mencionar que el 18 de marzo 2016, Moody’s
rebajó la clasificación de Baa2 a Ba3 (speculative
grade) con perspectivas negativas principalmente
por una reducción sostenida del flujo de caja y
mayores niveles de riesgo de crédito, en parte
originados por los problemas de su principal
proyecto de LNG en Yemen.
(Peruvian SRL)
En el Perú
PERU LNG Company LLC es el Consorcio
constituido por a) Camisea LNG (Holding)
Company; b) Peru Hunt LNG Funding Company; c)
SK Innovation Co., Ltd.; d) Shell Gas BV; y e)
Marubeni LNG Development BV, denominados de
manera conjunta los Shareholders.
SK Innovation, SK Energy Co., Ltd (SK Energy) es
una Empresa constituida bajo las leyes de Corea del
Sur como resultado de la escisión de SK Corporation
durante el 2007.
La relación entre los miembros del Consorcio PERU
LNG Company LLC se regula a través de Limited
Liability Company Agreement (Contrato LLC) que
establece las obligaciones y derechos de sus
integrantes. La administración se lleva a cabo
mediante un Comité de Gerencia en el que cada
miembro tiene derecho de voto conforme a su
participación buscando un equilibrio en las
decisiones. El Contrato LLC tiene como finalidad
regular los intereses de PERU LNG Company LLC.
Así, el contrato regula la organización corporativa,
los derechos de voto de los miembros, sus relaciones
internas, así como sus derechos y obligaciones de
PERU LNG Company LLC con PERU LNG
conforme a su participación en la misma. La
participación de los miembros del consorcio PERU
LNG COMPANY LLC es la siguiente:
Miembros
Camisea LNG (Holding) Company
Peru Hunt LNG Funding Company
SK Innovation
Shell Gas BV
Marubeni LNG Development BV
SK Corp realiza dos actividades; i) refinación de
crudo, petroquímica y exploración y producción de
crudo; y ii) administración de SK Group, empresa
que tiene una actividad similar a un holding.
SK Innovation es la empresa integrada de energía y
química más grande de Corea del Sur y el más
grande refinador de crudo de dicho país, controlando
alrededor del 40% del mercado de refino y el 49%
del mercado de Gas Licuado de Petróleo (LPG). SK
Innovation ha participado en 80 concesiones de
exploración y explotación de crudo y gas en 32
países, y actualmente se ha comprometido con 34
concesiones en 19 países.
SK Innovation cuenta con grado de inversión, con un
rating de Baa2/estable otorgado por Moody’s. Desde
1996, SK Innovation ha mantenido una participación
activa en la exploración y producción de crudo y gas
en Perú y actualmente mantiene un interés en cuatro
(04) campos de exploración y producción.
Porcentaje de
Participación
10%
40%
20%
20%
10%
Royal Dutch Shell. Es una empresa de
hidrocarburos anglo-holandesa con inversiones en el
4
sector petrolífero, de gas natural, así como de
refinado de gasolinas. Es una de las mayores
multinacionales del mundo, y una de las cuatro más
grandes del sector petrolífero junto con BP, Exxon
Mobil y Total. Royal Dutch Shell cuenta con rating
Aa1/negativo otorgado por Moody's.
producción de LNG, el gas natural seco es sometido
a un proceso de purificación y enfriamiento a -163º
Celsius (-261º Fahrenheit). El proceso de
enfriamiento transforma el gas natural a estado
líquido, reduciendo su volumen 600 veces,
reduciendo el volumen del gas natural y
convirtiéndolo en un líquido, lo cual facilita su
almacenamiento y transporte por barco. La planta de
LNG es autosuficiente en lo que se refiere a
generación de energía eléctrica y otros servicios.
Mediante hecho de importancia del 31 de diciembre
de 2013, PERU LNG anunció el “Third Amended
and Restated LNG Sale and Purchase Agreement”,
mediante el cual Shell International Trading Middle
East Limited (“SITME”) adquirió la posición del
“Buyer” en el referido contrato. Asimismo, en dicha
fecha las acciones de la empresa LNG Shipping
Operation Services Netherlands BV (“Dutchco1”),
accionista del 20% de PERU LNG COMPANY
LLC, fueron adquiridas por Shell Gas BV. Cabe
indicar que Shell también asumió la condición de
Off-Take en el contrato de Take or Pay que mantiene
con PERU LNG.
El gas natural es suministrado inicialmente por las
reservas del Lote 56 y complementariamente de las
que procedan del Lote 88 en caso las reservas del
Lote 56 no fueran suficientes, ambas ubicadas en el
departamento del Cusco a 431 km al sureste de
Lima.
Pacific
PACIFIC
Ocean
OCEA
N
Marubeni Corporation. Fundada en 1858, es una
de las empresas de inversiones más grandes en
Japón y cuenta con más de 118 centros de
operaciones en más de 71 países, participando en las
divisiones de energía, químicos, infraestructura,
plantas, barcos, textiles, entre otros.
LNG
EXPORT
S
LNG
ECUAD
ECUADOR
OR
PER
PERU
U
Lim
Lima
a
Marubeni ha participado en 2 proyectos de LNG: i)
El proyecto Qatargas en el medio oriente que
abastece de gas natural a las generadoras japonesas y
ii) El proyecto Guinea Ecuatorial en el oeste
africano, dirigido a abastecer de gas natural al
mercado británico. Marubeni participa también en
actividades de exploración, explotación y producción
en las aguas del Reino Unido en el Mar del Norte, en
el golfo de México (USA), Océano Indico y Qatar.
COLOMB
COLOMB
IA
IA
Plant
Melchorita
Camise
Gas
a
Fields
Cryogenic Plant
Malvinas
Malvina
s
Compression Station #2
& NGL Pump Station #3
LNG
Plant
LNG
Pampa
Melchorita
Pampa
LEGEN
NewGas
GasPipeline
Pipelineto
toLNG
LNGPlant
Plant
DNew
Existing
ExistingGas
GasPipeline
Pipelineto
toLima
Lima
BRAZ
IL
LPG Plant
Pisco
Pisc
o
Existing Condensate Pipeline to LPG Plant
Existing Condensate Pipeline to LPG Plant
Lake
Titicac
a
B
O
L
I
V
I
A
CHIL
E
Las Instalaciones Marítimas comprenden un muelle
y plataforma de 1.4 Km. de extensión, un canal de
navegación dragado para el ingreso y salida de los
buques; remolcadores y un rompeolas de 800 mts. de
largo alineado en paralelo a la línea costera.
Marubeni cuenta con rating Baa2/positivo otorgado
por Moody’s.
El ducto tiene una longitud de 408 Km. y 34
pulgadas de diámetro, actualmente en operación, el
mismo que conecta la Planta de LNG con el
gasoducto de propiedad de TGP (que empieza en la
planta de separación de Malvinas cerca de los
campos de Camisea y llega hasta Lima, donde se
ubica el City Gate). Así, el Gas Natural proveniente
del Lote 56 es transportado primero a través de un
tramo del gasoducto de TGP (el que va desde
Malvinas hasta la progresiva KP 211 del referido
sistema de transporte, en la localidad de
Chiquintirca) y luego a través del Gasoducto de
PERU LNG hasta la Planta (408 Km.).
INSTALACIONES PERU LNG
Las instalaciones de PERU LNG comprenden una
Planta de licuefacción de gas natural (Planta de
LNG), un gasoducto de 408 Km. de longitud
(Gasoducto), y las instalaciones que permiten el
embarque de LNG (Instalaciones Marítimas).
La Planta de LNG se ubica entre la ciudad de San
Vicente de Cañete y Chincha, aproximadamente a
167 Km. al sur de Lima, en un terreno de 521
hectáreas de extensión denominado Pampa
Melchorita. La Planta de LNG tiene una capacidad
de procesamiento de 4.45 mmtpa2 y procesa
aproximadamente 620 mmcfd3 y está en capacidad
de producir un volumen contratado anual (Annual
Contract Quantity) de LNG de 4.2 mmtpa. Para la
2
Million Metric Tonnes per Annum.
Equilibrium considera que el riesgo de suficiencia de Gas Natural se
encuentra mitigado por los Block 56 GSA y Block 88 GSA, así como por
las reservas contenidas y evaluadas por Degolyer and MacNaughton.
3
Million Standard Cubic Feet per Day.
5
Principales Contratos
mmtpa) de LNG a ser producido en la Planta durante
los próximos 18 años, que podrá ser extendido hasta
por tres años. En este contrato se estableció que el
LNG fuera venido al precio indexado Henry Hub, de
acuerdo a la fórmula acordada, lo cual fue
modificado como se explica en el Short Term
Agreement. Asimismo, el contrato contempla un
mecanismo limitado de precio base por el que
Repsol CG realizaría un pago de hasta US$60.0
millones siempre que el precio medio ponderado del
contrato durante cualquier trimestre sea menor a
US$2.25 por MMbtu. Es muy importante indicar que
desde el 1° de enero de 2014, Shell International
Trading Middle East (SITME) reemplazó a Repsol
CG como offtaker.
Investment Agreement. Es un contrato suscrito el 12
de enero del 2006 entre PERU LNG y el Estado
Peruano. En virtud de las disposiciones contenidas
en la Ley de Promoción de Inversión en Plantas de
Procesamiento de Gas Natural y su reglamento, el
Estado Peruano celebró con PERU LNG un
Convenio de Inversión con rango de Contrato Ley
que prohíbe al gobierno peruano modificar o
enmendar los términos del mismo de manera
unilateral.
Amended and Restated LNG Sale and Purchase
Agreement. El 01 de abril del 2011, PERU LNG y
Repsol CG suscribieron una adenda permanente.
Bajo este documento el precio de venta de LNG y el
precio de compra de gas natural se indexarán al
mismo marcador según el destino al cual sea
enviado el LNG, eliminando de manera permanente
la posibilidad de un descalce de precios. De igual
manera, cabe indicar que desde el 1° de enero de
2014 el offtaker es SITME.
El convenio tiene una vigencia de 40 años,
permitiendo a PERU LNG i) instalar, poseer y
operar una planta de licuefacción de gas natural
incluyendo un gasoducto, y poseer y exportar los
productos de LNG; y ii) otorgar a los Shareholders
ciertas garantías de estabilidad tributaria, la libre
disposición de las divisas generadas por las
exportaciones a lo largo de la vigencia del convenio,
entre otros.
Gas Sales Agreement
PERU LNG ha suscrito con las empresas titulares
del Upstream los siguientes contratos de suministros
denominados el Block 56 Gas Supply Agreement
(Block 56 GSA), y el Block 88 Gas Supply
Agreement (Block 88 GSA) ambos por un plazo de
18 años. El 6 de agosto de 2014 entró en vigencia el
Contrato de Venta de Gas Natural del Lote 88
Modificado y Reformulado, celebrado entre PERU
LNG y los titulares del Lote 88. Según este contrato
los titulares del Lote 88 se comprometen a entregar
volúmenes de gas natural a PERU LNG únicamente
cuando se utilice o consuma en el proceso de
producción de la Planta. En la misma fecha, entró en
vigencia el Contrato de Venta de Gas Natural del
Lote 56 Modificado y Reformulado, celebrado entre
PERU LNG y los titulares del Lote 56, con el
propósito de incorporar el suministro de gas
adquirido por los titulares del Lote 57 a las
obligaciones de entrega firme de los titulares del
Lote 56 frente a PERU LNG.
MARCO REGULATORIO
Las actividades de hidrocarburos se encuentran
reguladas por un conjunto de normas del sector,
siendo las principales el Texto Único OrdenadoTUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos 4 y la Ley
de Promoción de la Inversión en Plantas de
Procesamiento de Gas Natural5 y su reglamento, en
los que se establecen derechos, obligaciones y
garantías, a los que se encuentran sujetos las
empresas que se dedican a la exploración y
explotación, transporte y procesamiento de
hidrocarburos, entre otros.
El Banco Central de Reserva del Perú participa en el
Investment Agreement para otorgar a PERU LNG
estabilidad en el régimen de tipo de cambio y para
asegurar a PERU LNG la libre posición de uso y
disposición tanto interna como externa de divisas,
así como la libertad de intercambiar divisas locales
con divisas extranjeras en libre mercado.
El referido convenio fue modificado en el 2010 para
incluir como parte del mismo el Acuerdo para el
Incremento y Uso de la Capacidad de Transporte del
Ducto Principal, suscrito entre PERU LNG y
Transportadora de Gas del Perú S.A. En tal sentido,
la Empresa cumplirá de manera anticipada con su
compromiso de dar acceso abierto a su ducto
principal.
Otros Contratos
Adicionalmente, se han suscrito otros contratos
como el Gas Transportation Agreement (GTA) con
Transportadora de Gas del Perú S.A. y el Operator
Services Agreement (OSA) con Hunt LNG
Operating Company S.A.C.
LNG Sale and Purchase Agreement (SPA).
Contrato suscrito el 29 de julio de 2005 entre Repsol
Comercializadora de Gas S.A. (Repsol CG
"offtaker") y PERU LNG, mediante el cual Repsol
CG está obligada a adquirir bajo la modalidad “take
or pay” la cantidad de 218,000,000 MMbtu6 (4.2
4
5
6
El 30 de noviembre de 2014, PERU LNG firmó un
contrato de servicios con General Electric
International Perú por el mantenimiento de las
turbinas de gas, compresores y generadores de la
Planta de GNL. En enero de 2015, PERU LNG y
Wood Group Peru S.A.C. suscribieron un acuerdo
para dar por concluido el contrato de servicios de
Decreto Supremo Nº 042-2005-EM.
Ley Nº 28176.
Millón de BTU (Unidades Térmicas Inglesas).
6
regional, mucho más pequeños y por ende no influye
en el precio mundial del petróleo. Cabe indicar que
desde mediados del 2014, la relación de los
movimientos de precios entre el WTI y el precio del
Gas Natural Henry Hub se ha incrementado de
manera sustancial por lo que estaría expuesto a un
mayor número de variables que podrían que afectar
su precio y volatilidad.
Con fecha 15 de octubre de 2015, PERU LNG firmó
con Shell GNL Perú S.A.C. el Contrato de
Procesamiento de Gas Natural o Tolling Agreement
por un periodo de 13 años. A través de este contrato,
PERU LNG recibirá gas natural de Shell, lo
procesará y le entregará Gas Natural Licuado para
que luego se distribuya al mercado local peruano a
través de camiones. De acuerdo al contrato, PERU
LNG deberá recibir gas natural para poder cumplir
con la producción y entrega de hasta 19.2 millones
de pies cúbicos diarios, Asimismo, con fecha 23 de
octubre de 2015, PERU LNG firmó con Cobra Perú
S.A. un contrato para la ingeniería, diseño,
adquisición, fabricación, construcción, entre otros,
de la Estación de Carga de GNL, en la cual se
llevará a cabo la producción del Gas Natural
Licuado que se entregará a Shell como parte del
contrato mencionado en el párrafo anterior.
Crudo y HH
140
12
Medias moviles
120
10
WTI
100
8
80
6
60
HH
mantenimiento de las turbinas de gas, compresores y
generadores de la Planta de GNL firmado en enero
de 2010. La fecha efectiva de este acuerdo fue el 31
de marzo del 2015.
4
40
jul-2015
dic-2015
feb-2015
abr-2014
sep-2014
jun-2013
nov-2013
ago-2012
ene-2013
oct-2011
mar-2012
may-2011
jul-2010
dic-2010
feb-2010
abr-2009
sep-2009
jun-2008
nov-2008
2
ene-2008
20
Cushing, OK WTI Spot Price FOB (Dollars per Barrel)
Henry Hub Natural Gas Spot Price (Dollars per Million Btu)
Fuente: EIA / Elaboración: Equilibrium
Otro punto adicional que viene afectando los precios
de LNG es la mayor producción de gas de esquisto
(shale gas) en los EE.UU, que impacta en menores
importaciones de LNG por parte del país del norte.
En ese sentido y dado el poco control en los precios
así como ante eventos operativos no programados
que afectaron la operación de la Empresa en el 2015,
es crucial que PERU LNG mantenga adecuados
niveles de caja, solvencia y ratios de cobertura así
como planes contingentes del tipo comercial y
administrativos que minimicen los efectos de estos
posibles cambios en el comportamiento de los
ingresos y en sus márgenes financieros, permitiendo
así, seguir afrontando las obligaciones asumidas de
los Bonos Corporativos y del resto de obligaciones
con el menor riesgo posible.
Competitividad del Proyecto operado por PERU
LNG
La expansión proyectada del Canal de Panamá, que
a Marzo de 2016 se encuentra en un 87.5%,
permitirá que el LNG tenga un acceso más
competitivo a los mercados ubicados en la Cuenca
del Atlántico. Desde un punto de vista geográfico,
PERU LNG tiene ventajas competitivas respecto a
los potenciales proveedores de los mercados de la
planta de regasificación de la Comisión Federal de
Electricidad de México Manzanillo y el Proyecto
Energía Costa Azul en Baja California, debido a que
la distancia de los embarques a los que sería su
mercado natural son entre 25% y 36% en
comparación de los proyectos ubicados en Medio
Oriente.
Culminación Etapa de Construcción
El 31 de diciembre de 2011 fue emitido el Project
Completion Certificate, que indica que el proyecto
fue exitosamente completado después de haberse
cumplido una serie de condiciones previstas en el
CTA7, protegiendo de esta forma los intereses de los
Senior Lenders.
SITME tomó la posición de offtaker en lugar de
REPSOL CG a partir del 1° de enero de 2014, de
manera que el proyecto en Perú como proveedor de
LNG le brinda una alternativa más a su condición de
jugador global en el mercado de gas natural, por
tanto Shell ha sabido adecuar y utilizar la ventaja
geográfica del proyecto de PERU LNG para
incorporarlo a su red de proveedores de LNG en el
mundo.
En la misma fecha se suscribieron las adendas al
CTA, Security and Depositary Agreementy Sponsor
Support Agreement, en las que se acordó la
incorporación de nuevas garantías que otorgan
mayor seguridad a la estructura en la etapa operativa
Precios de Gas Natural
Factores económicos relacionan los precios del
crudo y de gas natural, la evidencia sobre el
comportamiento del mercado confirma que cambios
en los precios spot del LNG están explicados por los
precios del petróleo pero con rezagos, lo contrario
no se cumpliría. Esta asimetría se sustenta en la
diferencia de tamaños y profundidad de ambos
mercados. El precio del crudo se determina en los
grandes mercados mundiales, mientras que los
mercados de gas natural, son segmentados a nivel
7
Será el primer día que se cumplan de las siguientes condiciones:

Cuando PERU LNG otorgue el Certificado de Aceptación de las
Obras de la Planta de LNG (Facility Acceptance certificate).

Cuando PERU LNG otorgue el Certificado de Aceptación de las
Obras de las Instalaciones Marítimas.

Cuando PERU LNG otorgue el Certificado de Aceptación
(Mechanical Completion) de las Obras del Ducto.

Cuando los Planes de negocios y Operación sean aceptables para
el Consultor Técnico.

Cuando cada uno de los consultores independientes de los
Acreedores preferentes emita su reporte final en forma razonable a
satisfacción de los Acreedores Preferentes, etc.
7
y que entrarían en vigencia después del Project
Completion. A continuación describimos las
garantías vigentes a la fecha:
Embarques Según Marcador
100%
90%
21%
23%
80%
44%
70%
i) Garantía de Precios (Sponsor Pricing
Guarantee): El respaldo de los Sponsors para
cubrir cualquier déficit de costos y gastos
operativos (Opex) y de Servicio de Deuda
cuando el flujo real de caja sea menor al flujo
hipotético considerando un escenario 100%
Henry Hub.
60%
38%
73%
30%
66%
50%
5%
30%
20%
40%
0%
Dic.11
2%
47%
10%
0%
JKM
25%
40%
0%
Dic.12
HH
31%
23%
0%
Dic.13
1%
Dic.14
23%
NBP
Otros
6%
DIC.15
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium
ii) Garantía para el Off-Taker (Delivery or Pay):
Los Sponsors pagarán a prorrata la falta de
liquidez en caso de que la Empresa incumpla con
vender la cantidad mínima requerida de acuerdo
con el SPA y no cuente con suficiente liquidez
para cumplir sus obligaciones de Delivery or
Pay, Opex y/o Servicio de Deuda. El monto
límite de esta garantía es de US$18.0 millones
por año, la cual podría reducirse a US$12.0
millones si cumple con ciertas condiciones con
el SPA y no cuente con suficiente liquidez para
cumplir sus obligaciones de Delivery or Pay,
Opex y/o Servicio de Deuda. El monto límite de
esta garantía es de US$18.0 millones por año, la
cual podría reducirse a US$12.0 millones si
cumple con ciertas condiciones.
Los envíos de gas natural hacia estos mercados, a
partir de 2014, son efectuados directamente por
SITME, quien actualmente es responsable de la
compra, transporte y comercialización de 4.2 mmtpa
de LNG producido en la Planta de LNG. El contrato
de compra-venta de LNG permite que el comprador
entregue el LNG al destino que elija.
Suministro de Gas Natural
El Gas natural para el Proyecto será obtenido del
Lote 56 y Lote 88 de los yacimientos de Gas de
Camisea de acuerdo con los contratos Block 56 GSA
y Block 88 GSA.
El Block 56 GSA, establece que el gas natural se
destinará prioritariamente a PERU LNG, y ninguno
de los participantes en la explotación 8 podrá
contratar el suministro de gas a otra empresa
diferente de PERU LNG. Este contrato tiene una
vigencia inicial de 18 años, el cual podrá ser
extendido automáticamente hasta por un plazo de 24
meses adicionales. El volumen anual contratado a
ser suministrado por el Upstream será de
244’550,000 MMBtu (equivalentes a 620 Mmcfd9).
OPERACIONES
PERU LNG es una empresa que se dedica a la
exportación de gas natural licuefactado. Las
inversiones efectuadas alcanzaron los US$3,874
millones y se destinaron a la construcción de la
planta de procesamiento de gas natural licuefactado
(Planta de LNG), un gasoducto de 408 km de
longitud y del muelle de atraque de buques gasíferos
(instalaciones marítimas). La etapa de construcción
concluyó satisfactoriamente otorgando a PERU LNG
los certificados de conformidad respectivos.
Superado el período de pruebas, las operaciones
comerciales se iniciaron en junio de 2010. Durante el
año 2011, se embarcaron 55 naves con 209.1
millones de BTU (Unidades Térmicas Británicas).
Durante 2012, se embarcaron 53 naves con 203.64
millones de BTU, en el 2013 se embarcaron 57
naves con 222.37 millones de BTU, en el 2014 se
embarcaron 60 naves que en total transportaron
214.5 millones de BTU de LNG y durante el año
2015 se embarcaron 56 naves con 187.8 millones de
BTU. La participación de los volúmenes en millones
de BTU por marcador fueron los siguientes; 66% al
marcador HH, seguido del NBP que representó el
23% del total del volumen enviado, el 6% para el
terminal PEG Sud y el 5% para el terminal JKM.
Cabe indicar que si bien el marcador HH ha perdido
participación en términos de volumen, la caída
generalizada de precios en todos los terminales
presionó la caída en las ventas de la empresa.
Las reservas del Lote 56 y 88 han sido evaluadas por
De Golyer and MacNaughton, una de las cuatro
empresas especializadas (Independent Petroleum
Engineer) que podría emitir el Certificado de
Reservas de acuerdo a lo establecido en el “Gas
Sales Agreement”. El informe emitido concluye que
la suma del Lote 56 (2.94 Tcf) y Lote 88 (8.80Tcf)
fue de 11.74Tcf., respectivamente10.
Contrato Take or Pay
Inicialmente, Repsol Comercializadora de Gas
suscribió con PERU LNG un contrato de
8
Hunt Oil Company of Perú L.L.C, SK Corporation, Plus Petrol
PerúCorporationS.A., Tecpetrol del Peru SAC y Sonatrach Peru
Corporation.
9
Millón de Pies cúbicos Estándar por Día.
10
Las Reservas Probadas se atribuyen a reservorios conocidos y son
cantidades estimadas que pueden, con razonable certeza, ser
recuperadas bajo las condiciones económicas, métodos de operación y
regulaciones gubernamentales vigentes. Las condiciones económicas
vigentes incluyen precios y costos prevalecientes a la fecha del
estimado. Las Reservas Probables son las reservas estimadas a una
fecha específica, para lo cual el análisis de los datos de ingeniería y
geología indican que podrían ser económicamente recuperables de
acumulaciones conocidas con un grado de probabilidad tal que sugiere
su existencia pero no lo suficiente para ser clasificada como probada.
En este contexto, cuando los métodos probabilísticos son usados, se
debe obtener un nivel de confianza de por lo menos 50% para la suma
de reservas probadas y probables.
8
abastecimiento de LNG de tomar o pagar la cantidad
acordada en el contrato Sales and Purchase
Agreement (SPA). Bajo este contrato Repsol se
obligaba a adquirir y/o pagar el 100% de la cantidad
anual de 218, 000,000 MMbtus (equivalentes a 4.2
MTPA11 ó 0.2TPCs) por año que es equivalente a la
producción total anual de LNG.
Off-Take en el contrato de Take or Pay que mantiene
con PERU LNG.
Terminal de Manzanillo
El 18 de setiembre de 2007 la Comisión Federal de
Electricidad (CFE) adjudicó a Repsol CG
(actualmente SITME) un contrato de suministro de
gas por un plazo de 15 años para el suministro de
LNG a una planta de regasificación en el Puerto de
Manzanillo en México, cuya construcción terminó
en el 2012.
El Contrato SPA firmado en el año 2005 y ajustado
en el 2011, establece que el precio de LNG se
determina en base a los mercados de destino, tanto
como para HH, como para otros índices.
Adicionalmente se estableció un mecanismo de
precio mínimo por el que Repsol CG realizaría un
pago trimestral a PERU LNG hasta alcanzar los
US$60 millones, siempre que el precio promedio
ponderado de LNG en cualquier trimestre sea menor
a US$2.25 por millón de BTU. El mecanismo de
precio mínimo permitiría a PERU LNG generar
ingresos para afrontar los gastos operativos.
Los volúmenes comprados a PERU LNG por
SITME serán vendidos principalmente a la CFE. El
contrato contempla un incremento en volúmenes
durante los primeros años de la puesta en marcha,
hasta llegar a entregas estables a partir del año 2014.
Durante los primeros años Repsol CG vendió los
excedentes de LNG a otros mercados alternativos,
principalmente Corea del Sur, Japón, Tailandia,
España entre otros.
Bajo el SPA, Repsol CG se comprometía a emitir
una garantía de la empresa matriz Repsol, hasta por
US$600 millones. Asimismo, los Sponsors
proporcionan a prorrata una garantía corporativa por
US$100.0 millones a favor de Repsol CG. Ambas
garantías procuran el cumplimiento de las
obligaciones establecidas en el SPA.
Garantía Sobre los Activos de PERU LNG
PERU LNG ha otorgado las siguientes garantías a
favor de los Acreedores Preferentes que tienen por
finalidad mitigar los riesgos de incumplimiento o
insolvencia de la empresa.
 Garantía mobiliaria sobre activos.
 Garantía mobiliaria sobre inventario.
 Garantía mobiliaria sobre el Ducto.
 Cesión de Derechos y Direct Agreements.
 Security and Depositary Agreement.
 Garantía Mobiliaria sobre saldos en cuenta.
 Garantía Mobiliaria sobre las Participaciones de
PERU LNG.
Cabe indicar, que con fecha 01 de abril de 2011,
PERU LNG suscribió una adenda permanente al
contrato Sales Purchase Agreement en el cual el
precio de venta de LNG y el precio de compra de
gas natural se indexarán al mismo marcador según el
destino al cual sea enviado el LNG eliminando de
manera permanente la posibilidad de un descalce de
precios. La adenda también contiene los cambios de
ciertas cláusulas para mantener las condiciones
señaladas y otras modificaciones menores tales
como condiciones de envío, volúmenes mínimos de
carga a Manzanillo Garantizados, entre otros.
Estructura Financiera
El costo total de construcción del proyecto fue de
US$3,832.6millones y se financió con recursos de
los organismos multilaterales, bonos y recursos
aportados por los accionistas. El detalle de usos y
fuentes se presenta a continuación:
Adicionalmente, el 26 de febrero de 2013, Repsol
S.A. anunció la venta de sus activos de Gas Natural
Licuado (GNL), que incluyeron la participación de
20% que mantenía en PERU LNG LLC, accionista
de PERU LNG S.R.L., al grupo petrolero
angloholandés Shell.
Usos
Contratos de Construcción EPC
Costos del Ducto
Costos de Administración
Costos Operativos
Costo Financiero
Intereses y comisiones
DSRA
Total Usos
De esa manera, mediante hecho de importancia del
31 de diciembre de 2013, PERU LNG anunció el
“Third Amended and Restated LNG Sale and
Purchase Agreement”, mediante el cual Shell
International Trading Middle East Limited
(“SITME”) adquirió la posición del “Buyer” en el
referido contrato, en lugar del anterior, Repsol CG.
Asimismo, en dicha fecha las acciones de la empresa
LNG Shipping Operation Services Netherlands BV,
accionista del 20% de PERU LNG COMPANY
LLC, fueron adquiridas por Shell Gas BV. Cabe
indicar que Shell también asumió la condición de
11
2,333,912
824,294
268,740
94,809
95,527
112,320
102,957
3,832,560
Fuentes
US Exim
400,000
SACE
250,000
K-Exim Guaranteed
135,000
IDB A-Loan
400,000
IDB B-Loan
400,000
Bonos Locales
200,000
K-Exim Direct
165,000
IFC
300,000
Total Deuda
2,250,000
Patrimonio
1,582,560
Total Fondos
3,832,560
Metric tons of LNG per annum.
9
%
61%
22%
7%
2%
2%
3%
3%
100%
%
10%
7%
4%
10%
10%
5%
4%
8%
59%
41%
100%
El financiamiento otorgado por los organismos
multilaterales y las agencias de exportación se
otorgaron bajo el Common Terms Agreement (CTA)
que suscribieron en junio de 2008 los Lenders con
PERU LNG. Los patrocinadores durante la etapa de
construcción realizaron aportes de capital en función
a su participación y a los compromisos asumidos,
permitiendo que la relación deuda patrimonio no
supere el ratio de 60:40 durante la fase de
construcción. El capital total aportado al 31 de
diciembre de 2011 era de US$1,571.4 millones, de
los cuales US$1,251.3 millones correspondían a
avances realizados por la matriz (considerado como
deuda subordinada dentro de los acuerdos
financieros) y US$320.0 millones de capital social el
cual incorpora el aporte de capital efectuado por
capitalización de créditos.
Con fecha 25 de junio de 2012, la Compañía realizó
la primera amortización de la deuda subordinada que
mantenía a esa fecha por un importe de US$ 30
millones tras haber cumplido con los requisitos
establecidos
en los
acuerdos
financieros.
Posteriormente, en diciembre de 2012 la Junta
General de Accionistas de la Empresa decidió la
capitalización de dicha deuda, por un monto total de
US$ 1,221 millones, lo cual se vio reflejado en los
estados financieros a partir de diciembre de 2012.
Por otro lado, el 20 de mayo de 2013 la Empresa
informó la reducción de su capital social en la suma
de US$40 millones, mediante la amortización y pago
de las participaciones con derecho a voto de los
socios. Adicionalmente, el 20 de noviembre de
2013, la Empresa informó una nueva reducción del
capital social de la compañía por US$100 millones,
mediante la amortización de participaciones. Esta
reducción de capital se hizo efectiva en enero de
2014, por lo que el capital social de la Empresa a
diciembre de 2014 fue de US$1,401.4 millones.
Finalmente, cabe mencionar que en junio de 2010,
PERU LNG suscribió un contrato con el Banco de
Crédito y Scotiabank Perú S.A. por una línea de
crédito de capital de trabajo revolvente por
US$75’000,000, por dos años de acuerdo a los
requerimientos de las operaciones de la Compañía.
Esta línea de crédito también forma parte del plan de
financiamiento incluido en el CTA y está sujeto a las
mismas garantías y obligaciones del Contrato. La
línea está en proceso de renovación actualmente; la
última renovación fue en junio del 2014 y se
mantuvo 100% disponible.
miles de dólares (USD)
Ventas Netas
1.333.336
1.350.381
788.866
515.855
Dic.12
Dic.13
Dic.14
DIC.15
Ventas Netas
El costo de ventas del periodo de enero a diciembre
2015 registró US$ 461,9 millones correspondientes a
los costos de producción del LNG vendido durante
el periodo. El mismo disminuyó 17.7% respecto a
diciembre del 2014 - solo la mitad de que se
redujeron las ventas - producto de la disminución
del costo unitario, el cual está relacionado
directamente a los menores precios registrados en
los marcadores. El costo de ventas está conformado
principalmente por la compra de gas natural y
suministros usados en la producción de US$ 241.7
millones (52.3% del total), depreciación de US$
125.2 millones (27.1% del total), servicios del
operador de US$ 30.8 millones (6.7%), y otros
costos indirectos de US$ 65.6 millones (14.2% del
total).
Los Gastos de Administración en el periodo de
enero a diciembre del 2015 aumentaron en 10.8%
respecto a los gastos obtenidos al mismo periodo del
ejercicio 2014, llegando a US$ 35.8 millones (US$
32.3 millones en el 2014), lo cual representa un
incremento de US$ 3.5 millones. Los gastos
financieros registraron una disminución de 7.0% a
diciembre del 2015 respecto a diciembre del 2014
(US$83.2 millones), por menores intereses pagados
por la Deuda Senior y Bonos locales dadas las
amortizaciones realizadas.
Margen Neto
10,00%
2,08%
3,26%
7,60%
5,47%
0,00%
-10,00%
-12,10%
-20,00%
-30,00%
-40,00%
-32,95%
Dic.10
ANÁLISIS FINANCIERO
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Dic.14
DIC.15
Fuente: PERU LNG / Elaboración: Equilibrium.
Rentabilidad y Generación
Las ventas netas a diciembre del 2015 fueron de
US$ 516.0 MM, lo que representa una caída de
34.6% respecto al cierre del 2014, que se explica
principalmente por la caída en precios de todos los
terminales así como por menor volumen
transportado por paradas programadas y no
programadas.
El ROAE y el ROAA se muestran negativos. Cabe
mencionar la disminución en el patrimonio al cierre
del 2015 en US$55.0 millones por la pérdida
generada en las utilidades netas.
10
diciembre de 2014, debido a la disminución en US$
50.5 millones en Caja y Bancos.
ROAE y ROAA
10,0%
7,3%
3,0%
5,0%
3,0%
0,0%
Fuentes de Fondeo
1,3%
-2,5%
-5,0%
-5,8%
-10,0%
45%
46%
Patrimonio Neto
Bonos Locales
ROAE
Cuentas por Pagar
5%
ROAA
Deuda Financiera
3%
Al 31 de diciembre de 2015, el EBITDA fue de US$
136.1 millones, decreciendo en -51.7% contra 2014.
El Activo alcanzó la suma de US$ 3,008.0 millones
al cierre del 2015. La cuenta principal es la de
Propiedad, planta y equipo Neto que asciende a US$
2,637millones que disminuyó en US$ 119.3
millones con respecto al cierre del año 2014, debido
al efecto neto entre el aumento de la depreciación
acumulada a diciembre 2015 y las adiciones del año.
EBITDA
miles de dólares (USD)
393.499
302.489
281.454
277.200
136.059
Activo Corriente/Pasivo Corriente
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Dic.14
2,20
DIC.15
2,00
2,00
1,80
Solvencia
En cuanto al apalancamiento contable (pasivo /
patrimonio), se observa una ligera disminución de
1.29 veces en diciembre de 2014, a 1.25 veces a
diciembre del 2015, originado por una caída del
pasivo en -7.1% versus el patrimonio que se redujo
en -3.9%.
1,40
1,20
Dic.11
Dic.12
Dic.13
Otros
90%
1,20
80%
Dic.13
Dic.14
DIC.15
Composición del Activo
100%
1,3
1,2
Dic.12
Dic.14
El Pasivo Total disminuyó en US$ 128.1MM (7%),
de US$ 1,797MM registrado al término del ejercicio
2014 a US$ 1,669MM al cierre de diciembre 2015.
Esto se debe principalmente a la amortización de
Deuda Senior y Bonos Locales durante el periodo
2015.
1,6
1,3
1,32
1,80
1,40
1,54
1,46
1,00
Ratio de Apalancamiento
1,60
1,79
1,60
DIC.15
Cuentas por cobrar al Grupo
70%
60%
Caja y Bancos
50%
40%
En cuanto a las fuentes de fondeo, a diciembre de
2015 se observa en el siguiente gráfico que las
principales fuentes son aquellas deudas con
instituciones financieras, tanto a corto y largo
plazo que representa el 47% del total de fuentes de
fondeo. Los bonos locales equivalen al 5% (US$
142.0 millones), y el patrimonio neto es el 44% de
las fuentes de fondeo.
Cuentas por cobrar
comerciales
30%
20%
Existencias
10%
0%
Dic.12
Dic.13
Dic.14
DIC.15
Activo Fijo
Primer Programa de Bonos Corporativos PERU
LNG
El “Primer Programa de Bonos Corporativos de
PERU LNG” asciende a US$200 millones. En mayo
de 2012, se amortizó totalmente la primera emisión
de bonos corporativos por US$10 millones.
Liquidez
En cuanto a la liquidez de la Empresa, en diciembre
de 2015 se observa una reducción en relación a
11
Asimismo, en noviembre de 2014 se amortizó
totalmente la segunda emisión de los bonos
corporativos por un total de US$30 millones. De esta
manera, el saldo en circulación de los Bonos
Corporativos de Perú LNG suma US$142 millones.
Cabe resaltar que los bonos de PERU LNG no
registraron negociaciones en la Bolsa de Valores de
Lima.
12
PERU LNG
Balance General
(Miles de USD dólares)
DIC.12
ACTIVOS
Activo Corriente
Caja y bancos
Cuentas por cobrar a relacionadas
Otras cuentas por cobrar
Otros activos financieros
Inventarios
Otros activos no financieros
Total Activo Corriente
Inmueble, maquinaria y equipo neto
Gastos pagados por anticipado - parte no corriente
Total Activo No Corriente
TOTAL ACTIVOS
PASIVOS
Pasivos Financieros
- Bonos
-Deuda LP (parte corriente)
-Instrumentos Derivados
Cuentas por Pagar
Comerciales
Empresas afiliadas
Otras cuentas por pagar
Total Pasivo Corriente
Deuda Financiera a largo plazo
- Bonos
-Deuda LP (parte no corriente)
-Instrumentos Derivados
Cuentas por pagar a relacionadas
Total Pasivo No Corriente
TOTAL PASIVO
PATRIMONIO
Capital social
Otras Reservas del Patrimonio
Resultados acumulados
TOTAL PATRIMONIO NETO
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
%
DIC.13
%
DIC.14
%
DIC.15
88.021
104.393
25.800
186.091
17.426
4.382
426.113
2.999.566
15.266
3.089.373
3.515.486
2,5%
3,0%
0,7%
5,3%
0,5%
0,1%
12,1%
85,3%
0,4%
88%
100%
116.890
63.080
27.907
286.943
22.492
2.025
519.337
2.863.916
11.187
2.875.103
3.394.440
3,4%
1,9%
0,8%
8,5%
0,7%
0,1%
15,3%
84,4%
0,3%
85%
100%
151.774
55.552
18.308
186.585
13.353
4.216
429.788
2.755.832
4.758
2.760.590
3.190.378
4,8%
1,7%
0,6%
5,8%
0,4%
0,1%
13,5%
86,4%
0,1%
87%
100%
101.300
27.052
24.332
188.334
14.789
10.023
365.830
2.636.573
5.159
2.641.732
3.007.562
175.073
12.000
129.679
33.394
117.373
116.956
417
292.446
1.884.525
167.964
1.605.833
110.728
5,0%
178.178
12.000
133.853
32.325
75.413
75.413
6.584
260.175
1.662.822
156.663
1.480.766
25.393
1.672.638
1.932.813
1.501.435
(40.402)
594
1.461.627
3.394.440
5,2%
0,4%
3,9%
1,0%
2,2%
2,2%
0,0%
0,2%
7,7%
49,0%
4,6%
43,6%
0,7%
0,0%
49,3%
56,9%
0,0%
44,2%
-1,2%
0,0%
43,1%
100,0%
183.209
16.000
138.308
28.901
50.374
50.285
89
6.046
239.629
1.539.106
141.323
1.352.501
45.282
1.557.469
1.797.098
1.401.435
(51.334)
43.179
1.393.280
3.190.378
0,0%
5,7%
0,5%
4,3%
0,9%
1,6%
1,6%
0,0%
0,2%
7,5%
48,2%
4,4%
42,4%
1,4%
0,0%
48,8%
56,3%
0,0%
43,9%
-1,6%
1,4%
43,7%
100,0%
181.381
16.000
143.065
22.316
56.788
42.931
7.908
5.949
238.169
1.386.131
125.951
1.219.346
40.834
44.660
1.430.791
1.668.960
1.401.435
(44.205)
(18.628)
1.338.602
3.007.562
3,3%
3,3%
0,0%
0,0%
8,3%
53,6%
4,8%
45,7%
3,1%
0,0%
53,6%
61,9%
1.884.525
2.176.971
1.541.435
43,8%
(100.885)
-2,9%
(102.035)
-2,9%
1.338.515
38,1%
3.515.486 100,0%
13
%
3,4%
0,9%
0,8%
6,3%
0,5%
0,3%
12,2%
87,7%
0,2%
88%
100%
0,0%
0,0%
6,0%
1%
4,8%
0,7%
1,9%
1,4%
0,3%
0,2%
7,9%
46,1%
4%
40,5%
1,4%
1,5%
47,6%
55,5%
0,0%
46,6%
-1,5%
-0,6%
44,5%
100,0%
-
dic .15 dic.14
dic-14Dic.13
-33,3%
-51,3%
32,9%
0,9%
10,8%
137,7%
-14,9%
-4,3%
8,4%
-4,3%
-5,7%
29,8%
-11,9%
-34,4%
-35,0%
-40,6%
108,2%
-17,2%
-3,8%
-57,5%
-4,0%
-6,0%
-1,0%
0,0%
3,4%
-22,8%
12,7%
-14,6%
8785,4%
-1,6%
-0,6%
-9,9%
-10,9%
-9,8%
-9,8%
2,8%
33,3%
3,3%
-10,6%
-33,2%
-33,3%
-8,1%
-7,1%
-6,9%
-7,0%
0,0%
-13,9%
-143,1%
-3,9%
-5,7%
-6,7%
27,1%
7169,2%
-4,7%
-6,0%
-8,2%
-7,9%
-7,4%
-9,8%
-8,7%
78,3%
PERU LNG
Estado de Resultados
(Miles de USD dólares)
DIC.12
Ventas Netas
Costo de Ventas
UTILIDAD BRUTA
GASTOS OPERATIVOS
Gastos de venta
Gastos de administración
Gastos de Distribución
UTILIDAD OPERATIVA
Ingresos Financieros
Gastos financieros
Diferencia en Cambio
UTILIDAD ANTES DE IR Y PARTICIP.
Participación de los Trabajadores
Impuesto a la Renta
UTILIDAD NETA
1.333.336
(1.110.913)
222.423
(58.992)
(22.604)
(36.696)
308
163.431
813
(96.765)
658
68.137
(24.723)
43.414
%
100,0%
-83,3%
16,7%
-4,4%
-1,7%
-2,8%
0,0%
12,3%
0,1%
-7,3%
0,0%
5,1%
0,0%
-1,9%
3,3%
DIC.13
1.350.381
(1.030.129)
320.252
(67.540)
(31.391)
(36.212)
63
252.712
1.277
(91.375)
(1.549)
161.065
(58.436)
102.629
%
DIC.14
100,0%
-76,3%
23,7%
-5,0%
-2,3%
-2,7%
0,0%
18,7%
0,1%
-6,8%
-0,1%
11,9%
0,0%
-4,3%
7,60%
14
788.866
(561.543)
227.323
(87.533)
(55.315)
(32.309)
91
139.790
517
(83.209)
(433)
56.665
(13.486)
43.179
%
100,0%
-71,2%
28,8%
-11,1%
-7,0%
-4,1%
0,0%
17,7%
0,1%
-10,5%
-0,1%
7,2%
0,0%
-1,7%
5,47%
DIC.15
%
515.855
100,0%
(461.921) -89,5%
53.934
10,5%
(61.169) -11,9%
(25.390)
-4,9%
(35.818)
-6,9%
39
0,0%
(7.235) -1,4%
360
0,1%
(77.334) -15,0%
(273)
-0,1%
(84.482) -16,4%
0,0%
22.081
4,3%
(62.401) -12,10%
dic .15 dic.14
-34,61%
-17,74%
-76,3%
-30,12%
-54,10%
10,86%
-57,14%
-105,18%
-30,37%
-7,06%
-36,95%
-249,09%
dic-14Dic.13
-41,58%
-45,49%
-29,02%
29,60%
76,21%
-10,78%
44,44%
-44,68%
-59,51%
-8,94%
-72,05%
-64,82%
-263,73%
-244,52%
-76,92%
-57,93%
Ratios
Prueba Ácida
Ratio de Liquidez
Capital de trabajo
Rotación de pagos (días)
Rotación de cobranzas (días)
Rotación de inventarios (días)
Endeudamiento (pasivo/patrimonio)
ROAA
ROAE
EBITDA/Gastos Financieros
EBITDA/Venta
Cobertura de Servicio de Deuda (veces)
Palanca Financiera
Depreciacion y Amortización
EBITDA Anualizado
Flujo de Caja Operativo (FCO)
Gastos Financieros
EBITDA/Gastos Financieros
Deuda Financiera Total
Deuda Financiera Total / EBITDA Anual.
Deuda Financiera Cte
Servicio de la Deuda
Cobertura de Servicio de Deuda* (veces)
Ventas Netas Anualizada
DIC.12
1,38
1,46
133.667
34
24
5
1,63
1,21%
6,11%
3,13
22,69%
DIC.13
1,90
2,00
259.162
23
14
7
1,32
2,97%
7,33%
4,31
29,14%
DIC.14
1,72
1,79
190.159
29
21
7
1,29
1,31%
3,02%
3,38
35,68%
1,7
4,5
1,2
5,9
DIC.12
DIC.13
DIC.14
DIC.15
139.058
302.489
227.945
96.765
3,13
1.915.476
6,33
141.679
238.444
1,27
1.333.336
140.787
393.499
313.264
91.375
4,31
1.783.282
4,53
145.853
237.228
1,66
1.350.381
141.664
281.454
192.612
83.209
3,38
1.648.132
5,86
154.308
237.517
1,18
788.866
143.294
136.059
121.087
77.334
1,76
1.504.362
11,06
159.065
236.399
0,76
515.855
1,3
6,3
* Incluye los USD 44.6MM del QP`s
15
DIC.15
1,43
1,54
127.661
29
21
7
1,25
-2,52%
-5,78%
1,76
26,38%
0,8
11,1
TIPO DE
VALOR
MOBILIARIO
Nº PROG.
ó EMIS.
B. CORPORATIVOS
1er. Prog.
3ra. Emis.
Serie A
4ta. Emis.
Serie A
FECHA DE
COLOCAC.
TASA DE INTERES
PAGO
INTERES
PLAZO
FECHA
DE
REDENCION
MONTO INSCRITO POR PROGRAMA
DOLARES
200.000.000
19-nov-09
T.I.N.A.Libor 180d.+3.65625% SEM.
15 años
15-nov-24
19-nov-09
T.I.N.A.
15 años
15-nov-24
N. SOLES
MONTO INSCRITO POR EMISIÓN
DOLARES
SEM.
Fuente SMV
16
DÓLARES
320.000.000
144.000.000
160.000.000
121.792.500
121.792.500
22.207.500
22.207.500
160.000.000
7,15625%
N. SOLES
SALDO EN CIRCULACIÓN
N. SOLES
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QUE DICHAS OBLIGACIONES SE VUELVEN EXIGIBLES, Y CUALQUIER PERDIDA FINANCIERA ESTIMADA EN CASO DE
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17

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