Electro Paz

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www.fitchratings.com Abril, 2009

Distribucin Elctrica Bolivia Anlisis de Riesgo

Electricidad de La Paz S.A. (Electropaz)

Fundamentos La calificacin asignada a los bonos de Electropaz se fundamenta en la concesin de

exclusividad para distribuir y comercializar energa elctrica en el Departamento de La Paz por 40 aos desde 1999. Adems de lo anterior, la fijacin de tarifas cada 4 aos, el pass through de las compras de energa a los usuarios finales y la presencia del Grupo Iberdrola en la propiedad (89,55%) y en apoyo tecnolgico, favorece a la compaa con un bajo nivel de riesgo.

El principal riesgo que se observa se refiere al marco regulatorio susceptible a una eventual modificacin que pueda afectar tanto las tarifas como su indexacin. Otro factor de riesgo a considerar son las prdidas de energa (10,9% a fines de diciembre 2008). Asimismo, el crecimiento de la oferta de energa es ms difcil en Occidente por lo que se depende de inversiones en el rea de transmisin. Luego que el contrato de compra venta de energa con la generadora Cobee venci a fines del ao pasado, actualmente, la empresa compra energa en el mercado spot. Lo anterior no afectar los ingresos de la empresa dada la regulacin que rige el mercado.

Para el siguiente periodo tarifario 2008-2011, la empresa realizar inversiones de US$26 millones (US$6,5 millones anuales), nivel superior al registrado en los ltimos 4 aos (US$4,9 millones anuales en promedio) y a la depreciacin anual (US$5 millones).

En la gestin enero-diciembre 2008, los ingresos fueron de US$84,33 millones, mostrando una reduccin del 10,8% con respecto a los registrados el ao anterior debido principalmente al cambio en la formula de indexacin. Sin embargo, la mejora en el margen (de 20,5% a 24,0%) permiti un EBITDA de US$20,22 millones, mayor al registrado en el 2007 (US$19,4 millones). Los indicadores EBITDA/gastos financieros y Deuda Financiera/EBITDA fueron de 2,5x y 2,2x a diciembre 2008, respectivamente.

Factores Claves de la Calificacin Electropaz est expuesta a presiones polticas y sociales por su ubicacin en la sede de Gobierno y por el hecho de brindar un servicio pblico. Si se introdujeran cambios en la legislacin que disminuyan la rentabilidad de la empresa, la calificacin podra verse afectada. El potencial incremento en el nivel de endeudamiento asociado al plan de inversiones de Electropaz podra presionar los indicadores crediticios en el corto plazo. Sin embargo, las inversiones son remuneradas a travs de la estructura tarifaria, lo cual compensara el mayor endeudamiento en que la empresa podra incurrir. Fitch monitorear los financiamientos adicionales que Electropaz pueda requerir y su impacto en la flexibilidad y perfil financiero de la empresa.

Ratings Instrumento Rating Bonos UFV AA (bol)

Perspectiva Estable

Informacin Financiera

Electropaz (Millones de US$) Ene-Dec

08 Ene-Dec

07

Activos Totales

142,92

144,40

Deuda Financiera

43,60

46,89

EBITDA

20,22

19,40

Margen EBITDA (%)

24,0% 20,5%

Gstos Financieros

7,93

6,34

Ventas

84,33

94,59

Deuda Financiera / EBITDA (x)

2,2

2,4

EBITDA / Gastos Financieros (x)

2,5

3,1

Analistas

Josseline Jenssen (591 2) 2774470 [email protected] Cecilia Prez (591 2) 2774470 [email protected]

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2 Electricidad de La Paz S.A. (Electropaz), Abril 2009

Liquidez y Estructura de la Deuda La deuda financiera a diciembre 2008 ascendi a US$43,6 millones (incluye intereses devengados por US$700,8 mil). Con respecto a diciembre 2007, sta se muestra menor en 7,0%. A diciembre 2008, la empresa mantena US$1,6 millones en caja con lo cual la deuda financiera neta de Electropaz ascendi a US$42,0 millones.

La deuda financiera est constituida principalmente por bonos en bolivianos con mantenimiento de valor respecto a la Unidad de Fomento de Vivienda (UFV). Estos bonos reemplazaron deuda bancaria en dlares y permitieron una mayor cobertura sobre el riesgo cambiario y mayor flexibilidad a la empresa. A diciembre 2008, los bonos explicaron el 89,3% del total de la deuda financiera, siendo el resto explicado por deuda bancaria local de corto plazo por US$3,3 millones. Esta ltima se destin al pago de dividendos despus que se elimin la restriccin del reparto segn los compromisos de las deudas que fueron refinanciadas con los bonos.

El perfil de pagos de la deuda financiera asume una refinanciacin de los bonos a su vencimiento, pues sern amortizados en tres partes en los aos 2012, 2013 y 2014.

Flujo de Caja e Indicadores Crediticios En el 2008, Electropaz registr ventas por US$84,33 millones y un EBITDA de US$20,22 millones en diciembre 2008. Las ventas registraron una disminucin del 10,8% con respecto al 2007 debido al cambio en la frmula de indexacin de las tarifas, lo que fue compensando con una mejora en el margen (de 20,5% a 24,0%).

Durante el mismo periodo, el Flujo de Fondos de las Operaciones (FFO) totaliz US$26,2 millones, menor a los US$27,5 millones generados en el 2007. La variacin en el capital de trabajo de la empresa fue negativa en US$7,8 millones, con lo cual el Flujo de Caja Operativo (CFO) fue de US$18,4 millones.

Por su parte, las inversiones en activo fijo de Electropaz totalizaron US$8,4 millones en el 2008, mientras que la compaa (despus de no haber repartido dividendos en los 5 aos anteriores al 2007) distribuy US$8,3 millones en dividendos, lo que result en un supervit por US$1,7 millones en el Flujo de Caja Libre (FCF), el cual se destin a amortizar deudas.

La disminucin de la deuda financiera en el ltimo ao permiti que el indicador Deuda Financiera/EBITDA mejore de 2,4x en el 2007 a 2,2 en el 2008. Por su parte, dado que los gastos financieros de la empresa estn afectos a la variacin de la UFV, el indicador EBITDA/gastos financieros se redujo de 3,1x a 2,5x del 2007 al 2008. Dentro de la nueva estructura tarifaria, se aprob el Plan de Inversiones de la empresa por US$26 millones en 4 aos. La empresa espera recuperar las inversiones a travs de un incremento en la cantidad de energa vendida.

Perfil Electricidad de La Paz S.A. (Electropaz), es una empresa de capital privado que se dedica a la distribucin elctrica en el Departamento de La Paz.

Electropaz se constituy el 25 de mayo de 1995, despus que, la Compaa Boliviana de Energa Elctrica (Cobee), le transfiri los activos y pasivos relacionados con las actividades de distribucin, as como la concesin de distribucin que le fue otorgada el 16 de diciembre de 1999 para que a partir de esa fecha y por un plazo de 40 aos distribuya energa elctrica en las jurisdicciones municipales de La Paz, El Alto, Achocalla, Achacachi y Viacha. El 11 de enero de 1996, Cobee vendi su participacin accionaria en Electropaz al Grupo Iberdrola y firmaron un contrato de compra-venta de energa que vence en diciembre 2008.

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Electricidad de La Paz S.A. (Electropaz), Abril 2009 3

Electropaz pertenece al Grupo espaol Iberdrola, a travs de Iberbolivia de Inversiones S.A. Iberdrola posee el 63,4% de Iberbolivia, quien es duea del 89,55% de Electropaz. Del 10,45% restante, el Banco Central Hispanoamericano posee un 10% y el 0,45% se lo reparten Jos Luis Muoz (0,33%) y Carlson Dividend Facility S.A. (0,12%).

Las inversiones de Iberbolivia estn ligadas al sector elctrico. Adems de Electropaz S.A., Iberbolivia posee el 92,84% de Elfeo (distribuidora elctrica de Oruro) y participaciones mayoritarias en dos empresas de servicio al sector: Cadeb (93,48%) y Edeser (85,97%). Electropaz realiza operaciones comerciales con estas dos empresas de servicios relacionadas.

Iberdrola es un grupo privado espaol de electricidad integrado verticalmente. En abril 2007, el grupo Iberdrola adquiri Scottish Power plc (SP), con lo cual se convirti en el lder global de energa con una capacidad instalada cercana a 40 GW. Las principales operaciones internacionales del grupo estn en Inglaterra, EEUU, Brasil y Mxico. La calificacin internacional otorgada a la deuda de largo plazo de Iberdrola es A con tendencia negativa. La tendencia negativa refleja el desafo potencial que enfrenta Iberdrola en la integracin del negocio y en el manejo de un grupo ms grande despus de concretarse la compra de SP. Asimismo, se considera el posible impacto de su programa de inversiones sobre el perfil financiero de la empresa.

Estrategia El Grupo Iberdrola es un inversor no especulativo sino de permanencia en el mercado que se dedica al negocio de la energa elctrica. Dado lo anterior, el giro de Electropaz se encuentra dentro de la estrategia de diversificacin internacional que posee Iberdrola en Latinoamrica.

Por su parte, la misin estratgica de Electropaz es ser empresa lder de Bolivia en el suministro de energa elctrica, alcanzando niveles de excelencia en la calidad de atencin a sus clientes y en la confiabilidad de su suministro, a un precio competitivo y con una rentabilidad adecuada. Para ello, ha establecido dos directrices bsicas para proyectar la misin de la empresa: 1) Satisfacer las necesidades y expectativas de los clientes en condiciones competitivas, con la mayor calidad y 2) Obtener una rentabilidad adecuada a las exigencias de una empresa privada de distribucin de energa que alcance los mayores niveles de eficiencia.

Operaciones Electricidad de La Paz cuenta con ms de 400 mil clientes (54% en el rea de La Paz), los cuales se han incrementado durante los ltimos 5 aos a una tasa promedio anual de 4,3%, habiendo crecido en el 2008 en 4,1%. Al analizar la importancia de los clientes en las ventas, se observa que los residenciales representan un 46.2% de los MWh vendidos en el 2008, los generales tales como el gobierno, hospitales, colegios, universidades, entre otros representan un 21,1% mientras que los industriales explican un 14,0%. Por su parte, el resto de los MWh vendidos proviene del alumbrado pblico (5,5%) y los clientes especiales (13,2%). Con respecto a los MWh vendidos por rea de concesin, La Paz concentra el 60,6% del total. Con respecto al consumo por cliente, en el 2008 ste se ubic en 236 KWh en promedio al mes. Este consumo es menor al registrado al ao anterior que fue de 242 KWh en promedio al mes debido a que la campaa de eficiencia energtica implementada por el gobierno al instalar focos ahorradores disminuy el consumo de energa en general.

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Nmero de clientes vs Consumo

-50

50

150

250

350

450

2003 2004 2005 2006 2007 2008 0

100

200

300

400

No. Clientes (miles) Consumo KWh x cliente

Respecto a las compras de energa, sta se realiza en el mercado spot (hasta fines del ao anterior, el 70% de la energa era comprada a Cobee) y a precio nodo de aplicacin, sin un contrato preestablecido entre la compaa y el generador. Adems de lo anterior, el distribuidor paga por la potencia al generador y por el peaje de transmisin.

En relacin a la estructura de costos de la compaa, las compras de electricidad (energa+potencia+peaje) representan ms del 60% del total. Los precios de compra son establecidos por la Superintendencia de Electricidad (SDE) en bolivianos reajustados por el dlar estadounidense e IPC y las tarifas al consumidor son en bolivianos reajustadas al IPC y tambin al dlar estadounidense, sin embargo la compaa tiene la facultad de transferir todas las variaciones en el costo de la energa, potencia y peaje comprada por efecto del tipo de cambio, de manera inmediata al consumidor final (se conoce con antelacin el precio de compra de la energa y potencia), lo cual mitiga el riesgo de fluctuaciones en el margen venta-compra por variaciones del dlar e inflacin. Por lo que se dice que hay un pass through de las compras de energa, potencia y peaje. Otros gastos como operacin y mantenimiento de lneas, administracin, comercializacin e impuestos son realizados en bolivianos, principalmente. Respecto los gastos financieros stos son realizados en dlares y en bolivianos despus del recambio de pasivos de la empresa (en octubre 2006). Otro aspecto importante en la compaa es el nivel de prdidas de energa, las cuales se refieren a prdidas por caractersticas tcnicas de la red, causas comerciales tales como mala lectura, clandestinidad y robos de energa entre otras causas que diferencia la energa comprada v/s energa vendida.

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Prdidas de energa

11,6% 12,1% 12,5% 11,8% 11,6% 10,9%

0%

10%

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Hasta el 2005, la compaa vi incrementar sus niveles de prdidas, llegando a 12,5% a fines de ese ao. Sin embargo, Electropaz viene aplicando un Plan de Reduccin de Prdidas que le estara permitiendo disminuir este porcentaje paulatinamente. A fines del 2008, el nivel de prdidas se redujo a 10,9%. Esta cifra es considerada razonable para las caractersticas de la zona de concesin. Con respecto al tipo de prdidas, las tcnicas son de alrededor del 9%, las cuales se pueden regular con inversiones vs. rendimiento. Adicionalmente, cabe mencionar que la fijacin tarifaria reconoce un porcentaje de prdida natural. En la ltima fijacin, sta fue de aproximadamente 9,41% (pudiendo ser equivalente a la perdida real) la cual se remunera al incluirla como un costo adicional para la compaa.

Posicin Competitiva El sector elctrico boliviano se encuentra dividido en tres subsectores: generacin, transmisin y distribucin, los que a su vez se encuentran integrados por el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y los Sistemas Aislados (SA). El primero (el SIN), que abastece al 90% del mercado nacional, integra a todo el Mercado Electrico Mayorista (MEM), mientras que los SA, corresponden a los sistemas no integrados. El SIN se caracteriza por tener 3 reas bien definidas: Norte (La Paz), Oriental (Santa Cruz) y Centro Sur (Oruro, Cochabamba, Potos y Chuquisaca).

La Ley de Electricidad N 1604 crea el Comit Nacional de Despacho de Cargas (CNDC) cuyas funciones bsicas son planificar, coordinar e informar sobre la operacin del sistema elctrico. De acuerdo con el CNDC, se han realizado los estudios de planificacin de la operacin con un horizonte de 4 aos sobre la base de la informacin de oferta y demanda del MEM. Los resultados de estos estudios mostraban problemas de abastecimiento desde el ao 2008. Sin embargo, algunas iniciativas tomadas en el campo de la generacin y transmisin han permitido evitar temporalmente algunos problemas. El sector est operando en un rango en el que la demanda y oferta estn virtualmente equilibradas, lo que no permite tener el margen tcnico requerido del 20% que permita actuar con holgura ante cualquier imprevisto en el suministro. Asismismo, existe riesgo de restricciones de gas natural a las centrales generadoras del occidente del pas (lo que determina recurrir a unidades ms caras -dual fuel- para cubrir la demanda) y la necesidad de construir una nueva lnea de transmisin para el rea norte (La Paz).

De esta manera, se elabor un plan de expansin indicativo para los siguientes 4 aos. Este plan recomienda ampliar la generacin con turbinas a gas ubicadas en las reas central, norte y sur del sistema y refuerzos en el sistema de transmisin. Las empresas operadoras estn dispuestas a dar continuidad a sus inversiones, pero tambin se

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encuentran expectantes ante la coyuntura de cambios en el pas. El sector dio su apoyo al gobierno con la incorporacin de la Tarifa Dignidad1. Es previsible que se introduzcan modificaciones a la legislacin sectorial vigente, ms an con los anuncios de nacionalizacin del sector. De hecho el Estado est participando como un nuevo actor a travs de ENDE Andina (Estado Boliviano y PDVSA de Venezuela).

El sector elctrico requiere de inversiones en infraestructura con elevados montos y cuya recuperacin demanda prolongados periodos. Se trata de proyectos de retorno en un largo plazo (10 aos). Se estima que el sector elctrico boliviano crecer a un ritmo que exigir incrementar la capacidad de instalacin. Las inversiones realizadas en los ltimos dos aos han sido marginales. A la fecha, existen dos proyectos: El proyecto de Ciclo Combinado en Santa Cruz implementado por la empresa Guaracachi y el Proyecto Entre Ros (Chapare Cochabambino) implementado por Ende Andina que permitirn incrementar la capacidad de generacin termoelctirca a fin de ao (en 100MW y 96MW, respectivamente) con lo cual se esperara garantizar el suministro hasta el 2012. La demanda depende de la situacin econmica del pas y del crecimiento demogrfico. En el 2008, el sector enfrent limitaciones de gas natural en algunas centrales, variacin de la hidrologa, indisponibilidades no previstas, adems de un alto crecimiento de la demanda. En los ltimos tres aos, la demanda muestra una tendencia positiva producto del crecimiento en el consumo industrial en Santa Cruz, la expansin de la minera en Oruro y Potos, el consumo domstico en La Paz y los mega proyectos mineros San Cristbal y San Bartolom. En el 2008, la demanda mxima de potencia de todo el SIN, registrada por el sistema de medicin comercial fue de 899 MW, mayor en 0,4% con respecto al 2007. Este menor crecimiento con respecto a aos anteriores (en el 2007 la demanda mxima creci en 10,1% con respecto al ao anterior) se debi a polticas implementadas por el gobierno para evitar el racionamiento (focos ahorradores, principalmente). Por su parte, la energa comprada por las distribuidoras tuvo un incremento del 9,6% en el 2008 (8,8% en el 2007). Estos incrementos son los ms altos registrados en los ltimos 10 aos explicado principalmente por el inicio de operaciones de Minera San Cristbal.

600

650700

750800850

900950

2002 2003 2004 2005 2006 2007 20083000

3500

4000

4500

5000

5500

potencia (max M W) energa (GWh)

En el sistema elctrico boliviano, la distribucin se encuentra regulada, donde cada empresa tiene en concesin un territorio delimitado para ejercer sus actividades y una tarifa a cobrar regulada por la Superintendencia de Electricidad. En la actualidad existen

1 El 21 de marzo de 2006, se estableci la Tarifa Dignidad por medio del Decreto Supremo 28653. Por medio de esta tarifa se reduce, en promedio, un 25% del costo de la electricidad para los usuarios de energa elctrica que consumen hasta 70 KWh/mes en el rea urbana y 30 KWh/mes en el rea rural. La tarifa entr en vigencia emn marzo 2006 y durar 4 aos.

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dos empresas que superan los 1.000 GWh vendidos al ao. El Grupo Iberdrola est presente en la propiedad de dos empresas (Electropaz y Elfeo). Por su parte, los Consumidores No Regulados (Empresa Minera Inti Raymi S.A, Complejo Metalrgico Vinto S.A., Coboce Ltda. y desde diciembre 2006, Minera San Cristbal) corresponden a aquellas empresas que tienen una demanda de potencia igual o mayor a 1 MW y que estn en condiciones de contratar, en forma independiente el abastecimiento directo de electricidad con el generador o distribuidor u otro proveedor.

Consumo de Energa Elctrica

Clientes Consumo en GWh Empresa Operacin 2007 2008* 2007 2008 08/07 %

Cre Santa Cruz 298,347 313,892 1,660.8 1,749.3 5.3%

Electropaz La Paz 392,173 404,983 1,290.9 1,297.8 0.5%

Elfec Cochabamba 295,622 318,960 812.9 838.5 3.1%

Elfeo Oruro 56,862 59,452 311.7 334.7 7.4%

Cessa Sucre 51,360 55,267 157.9 173.0 9.6% Sepsa Potos 56,604 61,261 232.9 275.2 18.2% No Regulados 219.1 469.5 114.3% Total 1,150,968 1,213,815 4,686.2 5,138.0 9.6%

* a Septiembre 2008 Fuente: Comit Nacional de Despacho de Carga

El hecho de operar bajo un sistema regulado, si bien es cierto que, por una parte tiene las ventajas de la mayor estabilidad que otorga, por la otra tiene el riesgo de cambios que se puedan introducir al sistema y que afecten el retorno esperado de las inversiones ya realizadas. Este riesgo se va mitigando en la medida que exista mayor estabilidad poltica, y que el sistema bajo el cual se fijan los precios de la energa encuentre una mayor aceptacin entre los usuarios.

Para el caso de la distribucin, las tarifas se calculan cada 4 aos. La primera fijacin que debi decretarse en 1998, fue definida en 1999 para el perodo 1999-2002 debido a un atraso en el proceso. En el 2003, se mantuvieron las tarifas del 2002. Por su parte, el Estudio Tarifario para el siguiente perodo, tambin sufri un retraso, concluy en enero 2004 para el perodo 2004-2007. El proceso tarifario 2008 2011, se inici en febrero de 2007 y concluy en noviembre de 2007. En Julio de 2007, la SSDE aprob, para las empresas distribuidoras, la tasa de retorno para el perodo 2008 2011, la misma que correspondi a un 10,1%. En noviembre de 2007, se aprobaron por Resolucin Administrativa de la SSDE, los nuevos cargos base para el perodo 2008 2011. Esta aprobacin simplific la estructura tarifaria uniformizando los sistemas de facturacin y eliminando categoras inconsistentes. Esta situacin permite ms claridad en la clasificacin de clientes y evita problemas de categorizacin. El Decreto Supremo No. 29598 del 11 de junio 2008, dispuso modificar las frmulas de indexacin de los cargos componentes de las tarifas base de distribucin al incorporar la variacin del tipo de cambio. De esta manera, las tarifas se indexan a la variacin del dlar y la UFV en una proporcin que vara por empresa (30/70 aproximadamente).

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Otros aspectos importantes durante el perodo de regulacin se refiere a: (i) Frente a variaciones considerables en la demanda, la compaa tiene la facultad de pedir una revisin extraordinaria en las tarifas, de modo que los valores a cobrar incluyan el nuevo escenario; (ii) El concepto de fuerza mayor se encuentra presente en el marco regulatorio, el cual permite a las distribuidoras frente a problemas de suministro ocasionados por eventos catastrficos, no pagar compensaciones por energa no entregada, lo cual protege a las distribuidoras de electricidad; y, (iii) Se determina un compromiso mnimo de inversin y existe obligatoriedad de realizar las inversiones, siempre y cuando se cumplan las proyecciones de demanda. El clculo de la tarifa se realiza en base al concepto de precios mximos, en el cual se proyectan costos (utilizando como base, los costos eficientes de la compaa) por los prximos 4 aos e ingresos, que incluyen estimaciones de demanda de energa, potencia y numero de clientes. Con esto se calcula una tarifa que permita cubrir los costos ms una rentabilidad regulada sobre el Patrimonio Afecto a la Concesin2 de la compaa. Las generadoras bolivianas en general no realizan contratos de largo plazo con empresas distribuidoras o clientes no regulados, ya que existe una alta incertidumbre en cuanto a las condiciones futuras de la actividad. De esta manera, las compaas generadoras venden energa a precio spot a travs del CNDC y los distribuidores venden a los consumidores finales a precio de nodo corregido, que incorpora las diferencias entre precio spot y precio de nodo que se haya producido en el perodo anterior (1 ao). Estas diferencias se van registrando mensualmente en cuentas por pagar y cuentas por cobrar a los clientes finales, que se acumulan en un denominado Fondo de Estabilizacin3, el cual acumula las variaciones del precio de nodo (se calcula cada 6 meses) que eventualmente no hubieran podido ser traspasadas a los usuarios finales, as como las diferencias spot-nodo (se acumulan cada mes). Segn los montos de este fondo, se traspasar al usuario final una tarifa equivalente al precio de nodo multiplicado por un Factor de Estabilizacin. Este precio resultante llamado Precio de nodo de aplicacin, es tambin el que el distribuidor paga al generador, por lo que de existir variaciones spot/nodo (el generador debe recibir spot), el generador compensar estas diferencias con el Precio de Aplicacin.

Inicialmente, las cuentas de balance de los generadores incluan una cuenta por cobrar que se originaba por las diferencias spot-nodo que no eran traspasadas al consumidor. Esta deuda del sistema hacia generadores ha disminuido con el tiempo debido a la existencia del Factor de Estabilizacin, el cual al ser mayor a uno y dada la coyuntura de diferenciales spot-nodo, ha compensado todo ese activo por cobrar de las generadoras originado por aos en que los precios spot eran superiores al nodo. El otro componente del costo es la potencia, la cual se determina en funcin de una estimacin que realiza el CNDC de la potencia mxima, la cual reparte entre los distribuidores, los que posteriormente traspasarn su costo al consumidor. Una vez conocida la potencia mxima real del SIN en el ao elctrico (de noviembre a octubre), se

2 Definido como el total de activos elctricos en uso (netos de depreciacin) mas KT (1/12 de las ventas anuales), menos las donaciones y menos las deudas de largo plazo asociadas a las compras de activos elctricos.

3 El 23 de diciembre 2003, el gobierno nacional emiti el DS 27302, que establece la vigencia de los fondos de estabilizacin y que ha sido reglamentado por la resolucin SSDE 045-2004 Dicha resolucin establece el tratamiento de los montos correspondientes a las diferencias generadas en las transacciones de electricidad en el mercado elctrico mayorista, el tratamiento de los saldos de los fondos de financiamiento de los generadores y el tratamiento de los fondos de financiamiento de los distribuidores.

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reliquida los costos de potencia con las cantidades reales. Esta proyeccin implica que es posible sub o sobreestimar los costos de potencia. Finalmente, es importante mencionar la relacin existente entre el consumo de electricidad y la variacin de la actividad econmica del pas. En el 2008, el PBI creci en 6,15% (preliminar), mientras que el consumo de energa elctrica lo hizo en 9,6%. Cabe mencionar que en el ltimo trimestre del 2008, se mostr una desaceleracin del crecimiento en la demanda de energa explicada principalmente por la crisis que ha afectado el sector minero. De esta manera, para el presente ao se esperara un menor crecimiento en la economa y el sector.

4,64%

7,80%8,80%

4,76%

2,05%

9,60%

5,90%

4,80%4,17%

6,15%

2,71%2,49% 4,56%

4,42%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Var % Consumo Energa Var % PIB

Caractersticas de los Instrumentos Bonos ELECTROPAZ (UFV)

Los Bonos Electropaz estn denominados en bolivianos con mantenimiento de valor respecto a la Unidad de Fomento de Vivienda (UFV) por un monto de Bs.190,4 millones UFV. La fecha de emisin fue el 16 de octubre de 2006.

Uso de los fondos: Los recursos obtenidos de la emisin se destinaron al refinanciamiento de pasivos financieros, al pago de los costos de la emisin de los bonos, al pago de costos por amortizaciones anticipadas de las obligaciones financieras presentes y a capital de trabajo.

Serie nica: La serie nica est compuesta por 238 bonos con un valor nominal de Bs. 800 mil UFV cada uno a 8 aos plazo que vencen el 4 de septiembre 2014. La amortizacin es parcial en tres partes: 33% del valor nominal inicial del bono en el cupn 12,33% del valor nominal inicial del bono en el cupn 14 y el saldo del capital al vencimiento. Los intereses se devengan desde la fecha de emisin y se pagan semestralmente (cupones 1 al 16).

Tasa de Inters: La serie nica devengar un inters nominal anual fijo de 6,05%, el cual ser pagado semestralmente.

Resguardos: Los principales resguardos de la emisin se pueden apreciar en la siguiente tabla.

Resguardos Se observa Lmite de Endeudamiento S Cobertura de Ss de Deuda Mnima S Relacin Corriente mnima No Resguardo ante arriendo o venta de activos esenciales S Resguardo ante fusiones S Resguardo ante nueva deuda S Participacin mnima de los socios No Resguardo para Pago de Dividendos S

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Mantener activos Libres de Gravamen No Seguros por Activos operacionales S Entrega de Informacin S

Lmites de Resguardos

Indice Actual (al 31 dic 08)

Lmite del Resguardo

Endeudamiento 0,64 veces 1,20 veces Cobertura de deuda 3,46 veces > 1,05 veces

Garantas: La emisin cuenta con una garanta quirografaria.

Rescate Anticipado: La Sociedad se reserva el derecho de redimir anticipadamente los bonos, parcialmente, por sorteo de acuerdo a lo establecido en los Artculos 662 al 667, en lo aplicable del Cdigo de Comercio, sujeto a una compensacin monetaria por el monto a capital redimido anticipadamente, calculada sobre una base porcentual respecto al saldo a capital vigente redimido anticipadamente, en funcin a los das de vida de la Emisin.

Plazo de vida remanente de la emisin

Compensacin por el saldo a capital vigente

redimido anticipadamente 2.880-2.521 2.00%

2.520-2.161 1.75%

2.160-1.801 1.50%

1.800-1.441 1.25%

1.440-1.081 1.00%

1.080-721 0.75%

720-361 0.00%

360-1 0.00%

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Resumen Financiero - Electropaz S.A. (Cifra en USD de cada ao)Tipo de Cambio Bs/USD a final del Perodo 7,07 7,07 7,67 8,08 8,06

dic-08 dic-07 dic-06 dic-05 dic-04RentabilidadEBITDA 20.223.730 19.402.698 16.115.807 12.149.412 12.313.593 Margen EBITDA (%) 24,0% 20,5% 20,2% 18,6% 20,4%(FFO - Gastos Fijos) / Capitalizacin Ajustada (%) 30,0% 28,1% 30,7% 15,2% 13,7%FCF / Ingresos Operacionales (%) 2,0% -4,0% 2,1% -2,5% 9,4%Retorno sobre Patrimonio Promedio (%) 15,5% 16,5% 7,5% 9,1% 6,9%Cobertura (x) FFO / Gastos Financieros 4,3 5,3 4,3 3,7 3,5EBITDA / Gastos Financieros 2,5 3,1 2,2 3,5 3,8EBITDA/ Servicio de Deuda 1,7 1,4 1,4 1,3 1,6FFO / Gastos Fijos 4,3 5,3 4,3 3,7 3,5FCF / Servicio de Deuda 0,8 0,2 0,8 0,2 1,2FCF + Caja y Valores Lquidos / Servicio de Deuda 0,9 0,3 1,3 0,5 2,0CFO / Inversiones en Activos Fijos 2,2 1,7 1,2 0,8 2,8Estructura de Capital y EndeudamientoDeuda Financiera Total Ajustada / FFO+Gto Fin. +Arriendos 1,3 1,4 1,3 2,8 3,3Deuda Financiera Total / EBITDA 2,2 2,4 2,5 2,9 3,0Deuda Financiera Neta Total / EBITDA 2,1 2,3 2,1 2,6 2,5Costo de Financiamiento Estimado (%) 17,5% 14,6% 19,1% 9,6% 8,6%Deuda Financiera Corto Plazo / Deuda Financiera Total 0,1 0,2 0,1 0,2 0,1Balance Activos Totales 142.922.074 144.398.341 119.024.267 98.610.875 101.592.910 Caja y Valores Lquidos 1.576.286 2.083.594 6.085.912 3.000.997 6.157.062 Deuda Financiera Corto Plazo 4.036.053 7.326.262 4.075.410 6.241.868 4.316.835 Deuda Financiera Largo Plazo 39.560.380 39.560.380 35.876.068 28.946.267 32.420.286 Deuda Financiera Total 43.596.434 46.886.642 39.951.478 35.188.135 36.737.121 Deuda Fuera de Balance 0 0 0 0 0 Deuda Financiera Total Ajustada 43.596.434 46.886.642 39.951.478 35.188.135 36.737.121 Patrimonio Total 69.894.093 73.763.972 59.724.625 49.202.763 44.912.617 Capitalizacin Ajustada 113.490.527 120.650.614 99.676.104 84.390.898 81.649.739 Flujo de CajaFlujo Generado por las Operaciones (FFO) 26.166.623 27.536.592 23.411.433 9.342.619 7.952.460 Variacin del Capital de Trabajo -7.810.836 -12.478.785 -14.284.876 -4.268.241 868.959 Flujo de Caja Operativo (CFO) 18.355.787 15.057.806 9.126.556 5.074.378 8.821.419 Flujo de Caja No Operativo / Flujo de Caja No Recurrente 0 0 0 0 0 Inversiones en Activos Fijos -8.369.989 -9.002.981 -7.440.638 -6.701.487 -3.152.293 Dividendos Comunes -8.330.722 -9.827.324 0 0 0 Flujo de Caja Libre (FCF) 1.655.076 -3.772.499 1.685.918 -1.627.109 5.669.125 Adquisiciones y Ventas de Activos Fijos, Netas 0 0 0 0 0 Otras Inversiones, Neto 0 0 0 0 0 Variacin Neta de Deuda -2.157.960 -1.563.663 262.631 -1.585.682 -1.824.353 Variacin Neta de Capital 0 0 0 0 0 Otros Financiamientos, Netos 0 0 0 0 0 Variacin de Caja Total -502.884 -5.336.162 1.948.549 -3.212.791 3.844.772 ResultadosIngresos Operacionales 84.332.437 94.593.362 79.620.924 65.231.242 60.462.773 Variacin de Ventas (%) -10,8% 18,8% 22,1% 7,9% 10,5%EBIT Operacional 13.422.851 13.002.439 10.366.074 7.096.938 7.361.143 Gastos Financieros -7.932.047 -6.335.468 -7.180.371 -3.452.751 -3.223.018 Resultado Neto 11.115.023 11.004.984 4.107.511 4.290.145 3.000.010 Vencimientos de Deuda Financiera (a diciembre 31, 2008)Ao 2010 2011 2012 2013 2014Vencimientos 0 0 15.883.313 16.518.645 17.699.979

EBITDA = EBIT + Depreciacin y Amortizacin. EBIT = Resultado Operacional. FFO = Utilidad Neta + Depreciacin y Amortizacin + Resultado Venta de Activos + Castigos y Provisiones + Resultado Inversin en Empresas Relacionadas + Otros Ajustes alResultado Neto + Variacin Otros Activos + Variacin Otros Pasivos Dividendos Pref. CFO = FFO + Variacin Capital de Trabajo.FCF = CFO + Flujo de Caja No Operativo & Flujo de Caja No Recurrente + Inversin en Activos Fijos + Dividendos Comunes. Gastos Fijos = Gastos Financieros + Dividendos Preferentes + Arriendos

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