Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. Informaciรณn Financiera 30 de junio de 2019
Contenido I.
Estados Financieros Consolidados No Auditados ....................................................................... 3
II.
Evaluación de la Situación Financiera .......................................................................................... 7
1)
Información Financiera ............................................................................................................... 7
2)
Indicadores Financieros del Emisor ........................................................................................ 11
3)
Análisis del Sector Económico .................................................................................................. 12
4)
Administración de los Riesgos.................................................................................................. 18
5)
Otros factores importantes ....................................................................................................... 22
2
I.
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS NO AUDITADOS EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD HAINA, S. A. Y SUBSIDIARIAS ESTADOS CONSOLIDADOS DE SITUACION FINANCIERA NO AUDITADOS (Valores expresados en dólares estadounidenses -US$-)
Al 30 de junio de 2019 2018 Activos Activos corrientes Efectivo y equivalentes de efectivo Documentos, cuentas por cobrar comerciales y otras Inventarios Saldo a favor de impuesto sobre la renta Gastos pagados por anticipado Total activos corrientes
54,297,414 165,062,575 36,197,896 1,094,748 256,652,633
62,906,499 102,603,613 39,745,511 2,220,348 5,128,737 212,604,708
643,061,452 10,727,593 910,441,678
1,110,174 654,818,469 6,895,133 875,428,484
Pasivos y Patrimonio Pasivos corrientes Deuda y préstamos por pagar a corto plazo Cuentas por pagar comerciales y otras Impuesto sobre la renta por pagar Arrendamientos por pagar Otros pasivos corrientes Total pasivos corrientes
33,333,260 116,992,186 6,347,697 2,022,729 1,365,099 160,060,971
33,333,327 75,798,954 1,299,680 110,431,961
Deuda y préstamos por pagar a largo plazo Impuesto diferido pasivo, neto Arrendamientos por pagar Provisión de desmantelamiento Otros pasivos no corrientes Total pasivos
280,684,386 70,001,085 9,896,906 2,686,273 3,000 523,332,621
318,976,716 64,521,252 2,264,569 3,000 496,197,498
289,000,000 28,900,000 69,246,974 (37,917) 387,109,057 910,441,678
289,000,000 28,900,000 61,330,986 379,230,986 875,428,484
Saldo a favor de impuesto sobre la renta Propiedad, planta y equipos Otros activos no corrientes Total activos
Patrimonio Capital pagado Reserva legal Ganancias retenidas Otro resultado integral Total patrimonio Total pasivos y patrimonio
3
EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD HAINA, S. A. Y SUBSIDIARIAS ESTADOS CONSOLIDADOS DEL RESULTADO INTEGRAL NO AUDITADOS (Valores expresados en dólares estadounidenses -US$-) Período de seis meses terminado el 30 de junio de 2019 2018 Ingresos Costo de combustible y compra de energía Gastos de operación y mantenimiento Gastos administrativos y generales Beneficios a empleados Depreciación y amortización Ganancia en cambio de moneda extranjera, neta Otros gastos, neto Utilidad en operaciones
256,505,841 (138,287,890) (17,269,258) (10,705,805) (9,781,397) (22,692,735) 836,998 (11,680) 58,594,074
184,229,499 (100,045,350) (13,484,898) (8,693,606) (9,907,933) (19,633,865) 1,503,243 (128,788) 33,838,302
Ingresos financieros Gastos financieros Gastos financieros, neto
15,674,419 (17,130,869) (1,456,450)
6,980,952 (13,333,502) (6,352,550)
Utilidad antes de impuesto sobre la renta Impuesto sobre la renta
57,137,624 (11,507,895)
27,485,752 (7,012,147)
Resultados integrales
45,629,729
20,473,605
4
EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD HAINA, S. A. Y SUBSIDIARIAS ESTADOS CONSOLIDADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NO AUDITADOS (Valores expresados en dรณlares estadounidenses -US$-)
Capital Pagado Saldo al 31 de diciembre de 2018 Resultados integrales Distribuciones a los propietarios Dividendos declarados Saldo al 30 de junio de 2019
289,000,000 -
289,000,000
Reserva Legal 28,900,000 -
28,900,000
Ganancias Retenidas
Otro Resultado Integral
Total Patrimonio
88,617,244
(37,917)
406,479,327
45,629,730
-
45,629,730
(65,000,000) 69,246,974
(37,917)
(65,000,000) 387,109,057
5
6
II. EVALUACIÓN DE LA SITUACIÓN FINANCIERA EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD HAINA, S. A. (Registro SIVEV-025) Estados Financieros Consolidados No Auditados al 30 de junio de 2019 La presente evaluación tiene como objeto exponer la condición financiera de la Empresa Generadora de Electricidad Haina, S. A. (“EGE Haina” o “la Compañía”), el sector donde desarrolla sus actividades económicas, entre otros factores descritos en la presente que son de interés para el inversionista, siendo su responsabilidad cualquier decisión de inversión que tome. 1) Información Financiera El presente análisis se realiza en relación a las variaciones mayores o iguales a un 5% sobre los estados financieros consolidados no auditados acumulados al 30 de junio de 2019 en comparación con los estados financieros no auditados acumulados al 30 de junio de 2018: Variaciones del Estado Consolidado de Situación Financiera Efectivo y equivalentes de efectivo Disminución de la disponibilidad de efectivo debido a menores cobranzas, menor inversión en propiedad planta y equipo, y la amortización programada de la deuda colocada en el 2014 (Registro SIVEM-078). Documentos, cuentas por cobrar comerciales y otras El mayor balance de cuentas por cobrar es principalmente debido al incremento en las ventas de energía producto de una mayor generación y un mayor precio promedio por la indisponibilidad de otras unidades de generación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (“SENI”), lo que ha influenciado la capacidad de pago de las distribuidoras y la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (“CDEEE”) e incrementado los días de cuentas por cobrar de 76 a junio de 2018 a 134 a junio de 2019. Inventarios La disminución es principalmente en los inventarios de combustibles debido a un efecto en tiempo de las compras. Saldo a favor de impuesto sobre la renta - Impuesto sobre la renta por pagar Al 30 de junio de 2018, la Compañía mantuvo un saldo a favor de impuesto sobre la renta, debido a que el total de los anticipos pagados durante el año resultó ser mayor al impuesto liquidado al final del período fiscal 2017. Para el año 2019, producto del incremento en la renta neta imponible del 2018, la Compañía deberá ingresar aproximadamente US$6 millones de impuestos en adición a los anticipos pagados.
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Gastos pagados por anticipado La disminución obedece a que durante el 2019 no se ha realizado el pago de la póliza de propiedad de la Compañía, si bien la misma ha sido contratada y hemos reconocido el pasivo incurrido a la fecha. Otros activos no corrientes El aumento es principalmente por el pago del “derecho de uso” de la línea de transmisión (propiedad estatal) utilizada por la planta Quisqueya 2 para inyectar energía al SENI. Cuentas por pagar comerciales y otras El incremento obedece principalmente a un mayor plazo de financiamiento en las cuentas por pagar relacionadas a las compras de combustibles. Arrendamientos por pagar Corresponde al reconocimiento del valor presente de los flujos futuros de los arrendamientos, tal cual lo establece la Norma Internacional de Información Financiera (“NIIF”) 16 – Arrendamientos. La NIIF 16 elimina el modelo de contabilidad dual para arrendatarios que distingue entre los contratos de arrendamiento financiero que se registran dentro del balance y los arrendamientos operativos para los que no se exigía el reconocimiento de las cuotas de arrendamiento futuras dentro del balance general. Deuda y préstamos por pagar La variación del total de la deuda financiera se debe principalmente a la amortización programada de los bonos corporativos colocados en el 2014 bajo el Registro SIVEM-078 por US$33 millones y una reducción de US$5 millones por devaluación del Peso dominicano de la deuda pendiente en esta moneda. Impuesto diferido pasivo, neto Se origina por la diferencia entre el valor en libro de los activos fijos y su saldo fiscal. El incremento es producto de la capitalización de los proyectos de expansión del Parque Eólico Larimar y de repotenciación de la Planta Barahona. Provisión de desmantelamiento Corresponde a la provisión de los costos de desmantelamiento de facilidades y reacondicionamiento de los terrenos arrendados para la planta Quisqueya 2, de conformidad con el contrato de arrendamiento.
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Variaciones del Estado Consolidado del Resultado Integral Ingresos Al cierre de junio de 2019, EGE Haina experimentó un incremento en sus ventas de 39%, o US$72 millones, comparado con 2018 principalmente debido i) al incremento en la generación térmica por la indisponibilidad de Sultana hasta junio de 2018, el despacho de Haina Turbo Gas en 2019 y el inicio de operación comercial durante el último cuarto de 2018 de Larimar 2, ii) al incremento en el precio promedio de energía del spot debido a la indisponibilidad de otros agentes del SENI; y iii) a los nuevos contratos de compra y venta de energía (“PPA” – por sus siglas en inglés: Power Purchase Agreement) con usuarios no regulados y CDEEE por Larimar 2. Los efectos antes mencionados están parcialmente compensados por la finalización del PPA con CEMEX en octubre de 2018 y la disminución de ventas de energía por el PPA con CEPM. Costo de combustible y compra de energía Al 30 de junio de 2019 EGE Haina presenta un aumento en este rubro de US$38 millones, o 38%, debido principalmente al incremento en la generación térmica, al aumento en los precios de los combustibles comparado con el mismo período de 2018 (8% fuel #6 y 13% fuel #2) y al incremento en el costo de derecho de conexión por la reliquidación ejecutada en el 2019. Gastos de operación y mantenimiento, y generales y administrativos Para el primer semestre del 2019, EGE Haina presenta un aumento en sus gastos consolidados de operación y mantenimiento, y generales y administrativos de US$6 millones cuando es comparado con el mismo período del año anterior. Este aumento se debe principalmente al monto recibido de la aseguradora en el 2018 por interrupción de negocios y recupero de costos vinculados al incidente en la planta Sultana del Este en septiembre de 2017, y al incremento en el 2019 de los honorarios de administración debido al aumento en los ingresos. Estos efectos fueron parcialmente compensados por menores gastos de consultoría profesional y de mantenimiento de Quisqueya II y Los Cocos. Depreciación y amortización El incremento en el gasto de depreciación y amortización es debido a la culminación y puesta en marcha del parque eólico Larimar II y del proyecto de eficiencia de la Planta Barahona durante el último trimestre de 2018. Ganancia en cambio Al 30 de junio de 2019, la ganancia en cambio disminuyó US$1 millones (44%) en comparación con el año 2018, debido a una menor devaluación del Peso dominicano frente al dólar con una mayor posición de activos financieros en pesos (cuentas por cobrar)
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Gastos financieros, neto Durante el primer semestre de 2019, EGE Haina reconoció mayores ingresos por intereses comerciales comparado con el 2018, debido en su mayoría a un incremento en la antigüedad de balances por cobrar a las distribuidoras estatales y la CDEEE; esta variación fue parcialmente compensada por la disminución de intereses ganados en inversiones de certificados financieros y la disminución en intereses capitalizados relacionados a los proyectos finalizados durante el último trimestre de 2018. Impuesto sobre la renta El gasto de impuesto sobre la renta aumentó en US$4 millones (64%) comparado con el primer semestre de 2018, principalmente debido a una mayor utilidad antes de impuesto en 2019 a raíz de los efectos explicados anteriormente.
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2)
Indicadores Financieros del Emisor Interinos No Auditados Al 30 de junio de 2019 2018
Indicadores Financieros Indicadores de Liquidez Indicador de liquidez corriente (ratio) Prueba ácida (ratio) Capital de trabajo neto (En millones de US$ Dólares)
$
Indicadores de Endeudamiento Total Pasivos / Capital Contable Común (ratio) Deuda Financiera / Total Pasivos (ratio) Deuda Largo Plazo / Deuda Total (ratio) Proporción de Deuda a Corto Plazo / Deuda Total Cobertura de Gastos Financieros Indicadores de Actividad Días de Inventario Días de Cuentas por Pagar Días de Cuentas por Cobrar Rotación de Inventario (Días) Rotación de Cuentas por Cobrar (Días) Rotación de Cuentas por Pagar (Días)
1.60 1.38 96.6 $
1.93 1.57 102.2
1.35 0.60 0.89 0.11 40.23
1.31 0.71 0.91 0.09 5.33
41 147 134 9 3 2
60 124 76 6 5 3
Indicadores Financieros EBITDA (Miles US$ Dolares) Flujo de Caja Operativo (Miles US$ Dolares)
80,461 93,332
52,098 (25,859)
Indicadores de Rentabilidad Rentabilidad Capital Contable Comun (ratio) Rentabilidad de la Inversión del Activo (ratio) Utilidad por Acción (US$ Dólares) Rendimiento de Activos Operacionales
23.00% 9.67% 1.99 $ 10.41%
10.20% 4.47% 0.89 5.44%
131.82 $ 4,310.6 8,238.5
109.45 3,661.5 7,500.0
Indicadores del Mercado Eléctrico Precio Spot Promedio (US$ Dólares / MWh) Capacidad instalada del SENI (MW) Generación del SENI (GWh)
$
$
11
3)
Análisis del Sector Económico
La Compañía desarrolla sus operaciones bajo normas específicas del Subsector Eléctrico en la República Dominicana, las cuales históricamente se han aplicado de manera estable. La Compañía no prevé modificaciones que vayan a alterar el curso normal del negocio. Descripción del Sector Económico o Industria El sector eléctrico en la República Dominicana está compuesto por entidades de carácter regulatorio – Ministerio de Energía y Minas, Comisión Nacional de Energía, Superintendencia de Electricidad –, y entidades que producen, transportan, distribuyen y consumen energía eléctrica. La mayor parte de la energía eléctrica que consume el país se produce y distribuye en el SENI, y la restante en algunos sistemas aislados, dentro de los cuales el más importante es el correspondiente al Consorcio Energético Punta Cana Macao, que abastece de energía a la principal zona turística del país. Los activos de transmisión que interconectan las instalaciones del SENI pertenecen a la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana, la cual es de propiedad estatal. Tanto la generación hidroeléctrica como la transmisión de electricidad están reservadas al Estado. Hay además algunos auto-productores que pueden inyectar sus excedentes de energía en el SENI. Los usuarios que tienen una capacidad instalada igual o superior a 1 MW pueden solicitar a la Superintendencia de Electricidad su certificación como Usuario No Regulado, con lo cual pueden negociar directamente con las empresas generadoras y distribuidoras los precios del suministro de energía.
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La siguiente tabla indica la capacidad instalada 1 de las compañías generadoras en la República Dominicana que operan dentro del SENI al 30 de junio de 2019:
Empresa AES ANDRES CDEEE CEPM CEPP CESPM DPP EGE HAINA EGEHID ELECTRONIC JRC GPLV GRUPO EOLICO DOMINICANO IC POWER OPERATION DR ITABO LAESA LEAR INVESTMENT LOS ORIGENES METALDOM MONTE RIO MONTECRISTI SOLAR FV PECASA PVDC SAN PEDRO BIO ENERGY SEABOARD
Capacidad Instalada [MW] 319 376 8.3 76.9 300 324 679.6 609.8 30 194.5 34 50 294 111 285.1 60.7 42 39.4 58 50 225.3 35 108 4,310.6
% 7.4% 8.7% 0.2% 1.8% 7.0% 7.5% 15.8% 14.1% 0.7% 4.5% 0.8% 1.2% 6.8% 2.6% 6.6% 1.4% 1.0% 0.9% 1.3% 1.2% 5.2% 0.8% 2.5% 100.0%
Demanda de Energía Durante el período de 2012 a 2018 la tasa de crecimiento promedio anual de la demanda de energía en el SENI fue de 4%. Durante el año 2017 la demanda punta del SENI fue de 2,230 MW y se produjo en el mes de mayo. Al 31 de diciembre de 2018 la demanda de potencia de punta en este sistema alcanzó a 2,234 MW, y ella se produjo el 4 de julio a las 24:00 horas. Para el año 2019, el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado (“OC”), proyecta una demanda de potencia de punta de 2,388 MW, un 7% superior a la demanda real del 2018. Comparando el primer semestre del año 2019 contra el mismo período del año 2018 el incremento de la demanda de energía es 10%.
1
Fuente: Organismo Coordinador
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Al margen de la incorporación de nuevos actores en la demanda energética nacional, en general la demanda de electricidad ha tenido un incremento constante, pero restringido debido al racionamiento en la entrega de energía que las empresas distribuidoras han venido aplicando a sus clientes con el objeto de disminuir sus déficits financieros. La demanda neta de energía había venido creciendo sostenidamente entre los años 2010 a 2013. En el año 2014 presentó una reducción del 3%, debido al retiro del consumo de energía de la mina de PVDC, lo que coincidió con la entrada en operaciones de la Central Quisqueya 1, propiedad de PVDC, empresa que empezó a actuar como auto-productor de energía eléctrica. Luego de ese año, la demanda de energía ha mantenido una tasa de crecimiento positiva. La siguiente tabla detalla la demanda por año y la tasa anual de crecimiento de la energía y la capacidad pico a través del SENI2 para el período comprendido desde el año 1991 al 2018:
Año No. 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2
DEMANDA ENERGIA Y CAPACIDAD TASA DE DEMANDA CRECIMIENTO Capacid Energía Capacidad Energía ad (GWh) (MW) (%) (%) 3,457 689 4,564 835 32.0 21.2 5,353 927 17.3 11.0 5,653 969 5.6 4.5 5,478 968 -3.1 -0.1 6,615 1,168 20.8 20.7 7,236 1,261 9.4 8.0 7,693 1,363 6.3 8.1 9,049 1,486 17.6 9.0 9,522 1,670 5.2 12.4 9,511 1,705 -0.1 2.1 10,231 1,631 7.6 -4.3 10,385 1,712 1.5 5.0 8,723 1,695 -16.0 -1.0 9,711 1,647 11.3 -2.8 10,593 1,708 9.1 3.7 11,030 1,724 4.1 0.9 11,392 1,855 3.3 7.6 11,178 1,689 -1.9 -8.9 12,012 1,751 7.5 3.7 12,478 1,827 3.9 4.3 13,356 2,001 7.0 9.5 13,851 2,089 3.7 4.4 13,464 1,912 -2.8 -8.5 14,177 2,014 5.3 5.3 14,900 2,176 5.1 8.0 15,283 2,230 2.6 2.5 15,702 2,234 2.7 0.2
Fuente: Organismo Coordinador
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Oferta de Energía Al 30 de junio de 2019, la capacidad instalada del SENI era de 4,311 MW. La generación de la electricidad entregada a través del SENI es altamente dependiente de la generación térmica, la cual al 30 de junio de 2019 representaba el 85% de la producción total, con el restante 15% producido en base a otras fuentes de energía, como son, la generación hidroeléctrica, eólica, solar fotovoltaica y biomasa. La siguiente tabla indica la capacidad instalada3 en el SENI por tipo de combustible al 30 de junio de 2019: Combustible Agua Carbón Viento Gas Natural Fuel #6 y #2 Fuel #2 Fuel #6 Solar Biomasa Total
Capacidad Instalada (MW) 610 688 317 751 185 434 1,203 88 35 4,311
El despacho de energía de cada planta generadora es programado por el OC en función de una lista de mérito, que a su vez es preparada empleando los costos variables de producción de cada unidad, donde las plantas generadoras de costos menores tienen mayor probabilidad de estar despachando en la base del sistema. Es necesario tener en consideración, sin embargo, que los sistemas eléctricos requieren tanto de unidades generadoras que operan en base (con costos variables bajos), como unidades de arranque rápido que puedan utilizarse para las horas de punta y/o para condiciones de emergencia, las cuales normalmente tienen costos variables más elevados. Por tanto, si bien la lista de mérito del OC es un ordenamiento que ayuda a programar el despacho de las unidades, el despacho en tiempo real toma también en consideración aspectos como las restricciones en el sistema de transmisión, el despacho preferente de la energía proveniente de fuentes renovables, los tiempos mínimos de operación de cada unidad, los valores mínimos de potencia que cada unidad debe entregar, la provisión de servicios de regulación de frecuencia, etc.
3
Fuente: Organismo Coordinador
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El lugar que cada unidad ocupa en el orden de mérito depende del costo variable declarado para cada unidad de generación, el cual a su vez depende del costo del combustible usado y de la eficacia térmica de esas unidades (Heat Rate). En el caso de las plantas hidroeléctricas, estas pueden presentar limitaciones en su producción de energía, ya que el uso primordial del agua disponible tiene como destino el consumo humano y el regadío – es decir, para el suministro de agua potable y no potable para industrias, operaciones comerciales, residencias y la agricultura. Por tanto, el uso de agua para generación eléctrica queda sujeto a la disponibilidad restante, la cual a su vez está afectada por la disminución de la capacidad de los embalses debido a sedimentación y, adicionalmente, a una eventual reducción del nivel de agua a consecuencia de sequías. Por lo general, el orden de despacho se establece considerando en primer lugar las energías renovables, como la eólica, solar y biomasa, seguido de las hidroeléctricas de pasada, luego las instalaciones hidroeléctricas de embalse, seguidos por las plantas a gas natural de AES Andrés y DPP, las unidades de Itabo y EGE Haina que operan a carbón, seguidas por varios generadores a HFO 6 y diésel, incluyendo las plantas Quisqueya 2 y Sultana del Este y Palenque. El cambio en los precios relativos de los combustibles puede también producir alteraciones en el orden de mérito en que son despachadas las unidades. Para el año 2018, en el SENI el total de la capacidad firme preliminarmente asignada por el OC a todos los generadores fue de aproximadamente 2,280 MW y la asignación de capacidad firme promedio que correspondió a EGE Haina fue de 336 MW, un 15% del total de la Potencia Firme. La demanda máxima preliminar calculada por el OC hasta el 31 de mayo de 2019 es 2,320 MW.
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La siguiente tabla presenta la lista de mĂŠrito de despacho publicada por el OC para el 30 de junio de 2019 y que muestra el orden de prioridad de las diferentes plantas generadoras dentro del sistema:
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Situación financiera del Sector Eléctrico Las empresas distribuidoras estatales racionan permanentemente el suministro de energía a sus clientes, con el objeto de disminuir sus déficits financieros. Entre las razones para estos déficits financieros pueden señalarse las aún elevadas pérdidas de energía –que para el año que finaliza al 31 de marzo de 2019 ascendieron a 28% 4 de la energía entregada–, la sobredotación de personal y el mal estado de las redes. Aún con estas restricciones, la demanda de electricidad en los últimos años ha crecido en el orden del 4% anual promedio, principalmente por el crecimiento de la demanda industrial y minera en el país, alcanzando en el SENI los 15,702 GWh para el año 2018. La situación deficitaria de las empresas distribuidoras estatales, provoca que normalmente se atrasen en los pagos de sus facturas a las empresas generadoras. Sin embargo, las empresas distribuidoras han venido haciendo frente a estos compromisos, mediante el uso de los subsidios recibidos del Gobierno y los contratos de reconocimiento de deuda y pago firmados para estos fines entre las distribuidoras, la CDEEE y los generadores; los cuales han sido monetizados a través del sistema financiero dominicano. A mediados de marzo 2019, a través de los Acuerdos de Reconocimiento de Deuda y Pago firmados con las empresas distribuidoras y la CDEEE, sumado a ciertos pagos adicionales realizados por dichas empresas, EGE Haina cobró US$142 millones con lo cual fueron cubiertas las facturas pendientes de las empresas distribuidoras y la CDEEE correspondientes a la energía vendida al 31 de diciembre de 2018. Al 30 de junio de 2019, EGE Haina mantenía deudas pendientes por cobrar a las empresas distribuidoras y la CDEEE por US$147 millones, cuyo detalle se indica en la tabla siguiente: Empresa EDE Norte EDE Sur EDE Este CDEEE
No Vencida Jun-19 May-19 Apr-19 Mar-19 120+ 8.5 9.8 12.3 8.7 39.3
6.3 8.1 15.9 4.6 35.0
4.9 6.0 8.9 3.5 23.3
5.1 7.2 14.1 3.8 30.2
0.0 0.8 11.9 2.1 14.9
0.0 0.0 2.8 1.4 4.2
Total 24.9 32.0 65.9 24.1 146.8
Publicación de CDEEE. Indicadores-de-Desempeño-Enero-Marzo 2019.xlsx (www.cdeee.gob.do) consultada el 16 de julio de 2019. 4
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4)
Administración de los Riesgos
Las operaciones de la Compañía la exponen a una variedad de riesgos operativos y financieros: riesgo de mercado (incluyendo riesgo de tasa de cambio, de tasa de interés en el valor razonable, de tasa de interés en flujos de efectivo y de precio), riesgo de crédito y riesgo de liquidez. Riesgo de tasa de cambio La moneda funcional de la Compañía es el Dólar Estadounidense. Como resultado de las operaciones que realiza la Compañía en otras monedas distintas a la funcional, la misma está expuesta al riesgo por tipo de cambio cuando los valores de sus activos y pasivos están denominados en moneda extranjera (diferente a la funcional) y, por lo tanto, su valoración periódica depende del tipo de cambio de la moneda extranjera vigente en el mercado financiero, principalmente el Peso dominicano y el Euro. El riesgo de tipo de cambio consiste en el reconocimiento de diferencias cambiarias en los ingresos y gastos de la entidad, resultantes de variaciones en los tipos de cambio entre la moneda funcional de la Compañía y la respectiva moneda extranjera. Este riesgo depende de la posición neta en moneda extranjera. Para reducir su exposición al riesgo de tasa de cambio, la empresa ha venido realizando colocaciones de deuda en el mercado de valores local en Pesos Dominicanos las cuales se compensan con los activos en esta moneda, principalmente compuestos por las cuentas por cobrar por las ventas al mercado spot. Riesgo de tasa de interés El riesgo de tasa de interés es el riesgo de que el valor razonable o los flujos de efectivo futuros de un instrumento financiero puedan fluctuar como consecuencia de las variaciones en las tasas de interés de mercado. La exposición de la Compañía a dicho riesgo se refiere básicamente a las obligaciones a largo plazo con tasas de interés variables. Al 30 de junio de 2019, la totalidad de la deuda a largo plazo de la Compañía está compuesta por bonos corporativos colocados en el Mercado de Valores local pactados a tasa fija por lo que no está expuesta al riesgo de tasa de interés. La empresa mantiene una exposición limitada al riesgo de tasa de interés, en el uso de líneas de crédito de corto plazo, las cuales periódicamente pueden revisar su precio, de acuerdo a las condiciones del mercado.
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Riesgo de precios de combustibles La Compañía está expuesta al riesgo resultante de la fluctuación del precio internacional de combustibles. Debido a que la República Dominicana no es un productor de combustibles, la Compañía compra el combustible utilizado para la generación de energía de suplidores internacionales a precios basados en índices internacionales más un cargo de transporte. En general, el costo de fuel para la Compañía se determina por referencia al índice publicado por Platts, que es el mismo utilizado en las fórmulas de indexación incluidas en los precios de los contratos de venta de energía. Adicionalmente, los precios de energía declarados para las transacciones en el mercado spot, incluyen las fluctuaciones de los precios de combustible por lo que la Compañía tiene una cobertura natural contra estas variaciones. EGE Haina también está expuesta al riesgo resultante de cambios en el costo del carbón. Actualmente adquiere el carbón necesario para la operación de su unidad Barahona de la mejor oferta existente en el mercado. El costo variable de esta planta ha resultado históricamente más económico que el precio marginal del sistema. Riesgo de crédito El riesgo de crédito es el riesgo de que una de las contrapartes no cumpla con las obligaciones derivadas de un instrumento financiero o contrato de compra-venta y esto se traduzca en una pérdida financiera. El riesgo de crédito surge principalmente de las cuentas de efectivo y equivalentes de efectivo, y de las cuentas por cobrar comerciales. Los principales activos financieros que potencialmente exponen a la Compañía a la concentración de riesgo crediticio consisten principalmente de cuentas por cobrar por las ventas de energía y potencia en el SENI. Los principales compradores son las compañías distribuidoras y la CDEEE. A pesar de que estas cuentas muestran atrasos en sus pagos corrientes, la Compañía no ha tenido historial de incobrabilidad con dichas entidades. Así mismo, la empresa mantiene contratos de Compra-Venta de Energía con importantes clientes industriales del país, los cuales mantienen al día sus cuentas por pagar con la empresa. Respecto a los riesgos del efectivo y equivalentes de efectivo, la máxima exposición de la Compañía a raíz de fallas de la contraparte sería el valor registrado de dichos activos. La calidad crediticia de los activos financieros, es evaluada en función de los niveles de patrimonio y la calificación crediticia otorgada por organismos externos a las instituciones en donde se encuentran dichos activos financieros.
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Riesgo de liquidez El riesgo de liquidez es el riesgo de que la Compañía no pueda cumplir con sus obligaciones. Para mitigar ese riesgo, la Compañía monitorea sus necesidades de liquidez de manera que tenga suficiente efectivo para cumplir con sus requerimientos operativos y así mismo, mantiene la disponibilidad de líneas de crédito con bancos locales e internacionales para ser utilizadas en caso de necesitarlas. Al 30 de junio de 2019, la empresa mantenía facilidades de crédito disponibles para necesidades de capital de trabajo por unos US$123 millones a través de distintas instituciones financieras locales e internacionales, a tasas competitivas de mercado. Riesgo de abastecimiento de combustible Dado que la Compañía opera en una zona del Caribe que está expuesta a fenómenos climáticos que eventualmente pueden ser severos, la misma está expuesta a que las embarcaciones que transportan combustible hacia la isla se vean impedidas de zarpar oportunamente desde los puertos de origen, o bien que no puedan efectuar la descarga en las fechas previstas. La Compañía cuenta con una capacidad de abastecimiento suficiente y una política interna que le permite tener almacenados permanentemente entre un tercio a un cincuenta por ciento de sus necesidades mensuales de consumo de combustible, de modo que en la práctica la probabilidad de no poder producir energía por retrasos en los embarques de combustible es muy baja. Riesgo operativo Al 30 de junio de 2019, un 43% de las ventas de EGE Haina se realizan bajo contratos PPA’s con las empresas distribuidoras del Estado: EDE Norte, EDE Sur y EDE Este, la CDEEE, CEPM y usuarios no regulados. Si por alguna razón las unidades de generación de la empresa no estuviesen disponibles para generar, ésta podría tener que comprar energía en el mercado spot para cumplir con sus obligaciones bajo estos contratos, a precios superiores al de los mismos. Sin embargo, la empresa cuenta con una diversificación en sus activos de generación por zona geográfica y tecnología que le permite mitigar este riesgo, así como otros relacionados a desastres naturales. Como parte de la cobertura de riesgos, la empresa cuenta con adecuadas pólizas de seguro para hacer frente a estos eventos.
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