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  • 1. Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A. Informe de Clasificación Contactos: Leyla Krmelj lkrmelj@equilibrium.com.pe Mauricio Durand mdurand@equilibrium.com.pe 511-616 0400 La nomenclatura “pe” refleja riesgos sólo comparables en el Perú. Página 1 de 22 Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A. Lima, Perú 09 de julio de 2013 Clasificación Categoría Definición de Categoría PETROPERÚ -Capacidad de Pago- AA+.pe Refleja muy alta capacidad de pagar el capital e intereses en los términos y condiciones pactados. Las diferencias entre esta clasificación y la inmediata superior son mínimas. “La clasificación que se otorga no implica recomendación para comprar, vender o mantener acciones o instrumentos del Empresa clasificada” ------------------------En MM de S/. ------------------------ Dic12 Mar13 Dic12 Mar13 Activos: 6,246.1 6,928.5 Patrim.: 2,759.8 2,817.8 Pasivos: 3,486.3 4,110.7 ROAE*: 2.44% 1.02% Util. Neta: 66.2 58.1 ROAA*: 1.05% 0.43% Historia de Clasificación: Emisor PETROPERÚ S.A.→ AA+.pe (19.10.2011). (*) Al 31 de marzo de 2013 los indicadores se presentan anualizados. Para la presente evaluación se han utilizado los Estados Financieros Auditados de Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A. al 31 de diciembre de 2009, 2010, 2011 y 2012, así como Estados Financieros No Auditados al 31 de marzo de 2012 y 2013, e información adi- cional proporcionada por PETROPERÚ. Fundamento: Luego del análisis efectuado, el Co- mité de Clasificación de Equilibrium decidió mante- ner la categoría AA+.pe asignada a la Capacidad de Pago de Petróleos del Perú - PETROPERÚ S.A. (en adelante PETROPERÚ). La categoría otorgada se sustenta en el respaldo que le otorga el Estado Peruano como único accionista (calificado en Baa2 por Moody’s Investors Service), la posición que mantiene en el mercado mayorista de combustibles, la importancia estratégica de PETROPERÚ al ser la principal empresa de hidro- carburos del país, sumado a la ubicación geográfica de las cinco refinerías que la componen1 , en especial aquella adyacente a los campos productores de petró- leo en el norte del país. Aporta igualmente a la clasi- ficación otorgada el amplio acceso al crédito que registra PETROPERÚ, sumado a que a la fecha no mantiene activos en garantía sobre los préstamos otorgados. Asimismo, se considera positiva la im- plementación y mejora de estándares de Buen Go- bierno Corporativo, los mismos que se detallan en el cuerpo de este informe. No obstante lo anterior, la clasificación se ve limitada por la volatilidad del margen del negocio dada su dependencia con los precios internacionales, el im- pacto por tipo de cambio en sus operaciones, así como por la imposibilidad de recuperar el IGV en la región amazónica, dados los beneficios tributarios existentes en dicha región. Asimismo, PETROPERÚ mantiene aspectos por mejorar, entre los que se en- cuentra la rígida estructura orgánica que mantiene, sumado a la ausencia de un mecanismo efectivo que permita un adecuado cambio generacional de profe- 1 PETROPERÚ cuenta con cinco refinerías, de las cuales una es alquila- da a Maple Gas Corporation. sionales y técnicos que asuman la gestión en el me- diano plazo. PETROPERÚ es una empresa estatal de derecho privado, íntegramente de propiedad del Estado Pe- ruano que al primer trimestre de 2013 participa en el downstream2 de la cadena de valor de la industria de petróleo: refinación, transporte, distribución y co- mercialización a nivel nacional. La Compañía se rige por su Ley Orgánica aprobada por el Decreto Legis- lativo N° 043, su Estatuto Social, Ley N° 28840 – Ley del Fortalecimiento y Modernización de la Com- pañía y, supletoriamente, por la Ley General de So- ciedades. Es importante señalar que el 27 de abril de 2013, se publicó el Decreto Supremo N° 012-2013- EM, mediante el cual se aprobó el Reglamento de la Ley N° 28840, Ley que se promulgó en el 2006 y que declara de interés nacional el fortalecimiento y mo- dernización de PETROPERÚ. La misma Ley le brinda autonomía económica, financiera y adminis- trativa, excluyéndola del ámbito de FONAFE con respecto las normas y reglamentos del SNIP3 ; asi- mismo, estipula el reintegro por parte del Tesoro Público de los gastos de remediación ambiental en unidades privatizadas y la aplicación de utilidades netas distribuidas en proyectos de inversión. Es de señalar que como parte de la estrategia del Estado de participar de manera integrada en el nego- cio de hidrocarburos, se autorizó a la Compañía en el 2004 a participar en el upstream4 de la industria, permitiéndole suscribir contratos de exploración y explotación con PERUPETRO S.A. De esta manera, PETROPERÚ participará en la explotación del Lote 1-AB una vez que culmine la concesión de Pluspetrol 2 "Downstream": Refino, comercialización y distribución. 3 Sistema Nacional de Inversión Pública. 4 Upstream": Exploración y producción.
  • 2. Página 2 de 22 en el año 2015. Asimismo, a partir del mes de abril de 2013 PETROPERÚ ingresó al mercado de explo- ración y producción de hidrocarburos (upstream) con la oficialización de sus operaciones en el Lote 64 ubicado en Loreto. En tal sentido, mediante Decreto Supremo N° 011-2013-EM de fecha 27 de abril de 2013 se autorizó a PERUPETRO S.A. a suscribir con las empresas Talismán Perú B.V., Hess Perú Inc., Sucursal del Perú y con PETROPERÚ, con la inter- vención del Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), la Cesión de la Posición Contractual en el Contrato de Licencia – Lote 64. Vale resaltar que la empresa Talismán Perú B.V. ya había realizado cua- tro perforaciones, de las cuales dos registraron resul- tados exitosos. Se estima que el Lote 64 tiene 42 millones de barriles de reservas probadas; asimismo, la producción de ambos pozos ascendería a 7,600 barriles diarios, con un bajo contenido de azufre. Según lo señalado por PETROPERÚ, la incursión a este mercado le permitiría obtener ingresos futuros por más de US$225 millones. A la fecha del presente análisis, PETROPERÚ man- tiene los siguientes desafíos: i) lograr la integración vertical (retorno al upstream), ii) desarrollar el pro- yecto de modernización de la Refinería Talara (PMRT), iii) la masificación del gas natural, iv) participar en el polo petroquímico y v) el desarrollo del proyecto de Transporte de Crudo Pesado. Estos desafíos implicarán desembolsos importantes a lo largo de los siguientes ejercicios. De esta manera, según lo señalado por la Compañía, en el 2013 tiene proyectado destinar S/.1,362.5 millones a proyectos de inversión, de los cuales S/.1,331.4 millones se destinarían al Proyecto de Modernización de la Refi- nería de Talara (PMRT). Asimismo, de considerar el total de recursos destinados a proyectos de inversión entre los ejercicios 2013-2017, los mismos ascender- ían aproximadamente a S/.8,557.1 millones, de los cuales el 85.8% correspondería al PMRT. En tal sentido, el PMRT considera la construcción de nue- vas instalaciones industriales y la modernización y ampliación de la infraestructura existente, lo cual permitirá reducir el contenido de azufre de los com- bustibles, procesar crudos más pesados, aumentar la capacidad total de carga de 65 MBD5 hasta los 95 MBD, entre otros. Según lo manifestado por PETROPERÚ, estas ampliaciones y mejoras contri- buirán a atender parcialmente el crecimiento estima- do de la demanda en los próximos años, mitigando - mas no sustituyendo totalmente- la importación de combustibles en el futuro. La modalidad de ejecución del proyecto es mediante un contrato FEED-EPC6 , el mismo que fue suscrito con la empresa Técnicas Reunidas de España, bajo la modalidad Open Book Estimate que permitirá el desarrollo de la ingeniería de detalle, cotización y colocación de órdenes de 5 Miles de barriles por día. 6 Este componente se refiere al desarrollo de las Fases FEED (Front End Engineering Design) y EPC (Engineering, Procurement & Construc- tion). La Fase FEED comprende la Etapa de Ingeniería Básica Extendida y la Etapa de Pre Construcción; la Fase EPC comprende completar la Ingeniería de Detalle, adquisición de materiales y construcción hasta la puesta en marcha de todas las instalaciones del Proyecto. compra de equipos críticos así como desarrollar el estimado de costos a ser incurridos. La estimación del costo de este proyecto será determinado por Técnicas Reunidas, el mismo que se estima ascender- ía aproximadamente a US$2,780 millones correspon- dientes a PETROPERÚ y otros US$800 millones para el desarrollo de las plantas de apoyo de servicios correspondientes a inversiones de terceros. A efectos de contar con los recursos para el financiamiento del PMRT, PETROPERÚ cuenta con una política de dividendos en donde las utilidades se destinarán a los proyectos de inversión para la modernización y am- pliación de sus actividades. No obstante lo anterior, como los recursos propios no serán suficientes para financiar el proyecto, PETROPERÚ ha contratado -mediante licitación- los servicios del banco de inversión Société Générale, con la finalidad de que estructure un financiamiento de mediano plazo, ya sea mediante un crédito banca- rio, emisión de bonos (locales o internacionales) o la combinación de las estrategias mencionadas. Mien- tras el mediano plazo se concrete, Société Générale estructuraría un crédito puente de entre US$300 y 500 millones a un plazo entre 12 y 18 meses (térmi- nos finales aún no anunciados), para que la construc- ción del proyecto pueda iniciarse. Al 31 de diciembre de 2012, PETROPERÚ registró en promedio ventas correspondientes a 108.4 MBD (105.2 MBD en promedio a lo largo del 2011), de los cuales el 89.6% fue destinado al mercado local. Si bien PETROPERÚ ha generado utilidades en los últimos años, la volatilidad de los precios del crudo y el reducido margen bruto hace de éste un negocio de volúmenes, dados los variables e importantes costos de abastecimiento de materia prima (inventarios) que demandan fuertes importes de capital de trabajo. En línea con lo anterior, al cierre del ejercicio 2012 PETROPERÚ obtuvo un resultado neto de S/.66.2 millones, el mismo que retrocedió en 88% en rela- ción al 2011 sustentado en una importante contrac- ción del resultado bruto tanto en valores absolutos como relativos producto de la caída de los precios internacionales del crudo y productos combustibles a lo largo de algunos meses del 2012, conllevando a que tengan que realizar inventarios adquiridos a precios mayores. A nivel de exportaciones, impacta- ron las menores salidas de Residual 6 y los costos por las mayores importaciones de Diesel 2 de bajo azu- fre. Durante el mismo ejercicio, si bien la carga ope- rativa no registra mayor variación en términos relati- vos, es de señalar que la misma incluye S/.234 millo- nes por IGV no recuperado en la Amazonía. Los menores resultados registrados en el 2012 impactaron en sus indicadores de rentabilidad, generación y coberturas, no mostrando mayor recuperación a lo largo del primer trimestre del año en curso. No obs- tante, PETROPERÚ continúa registrando una holga- da cobertura de sus gastos financieros, toda vez que toma deuda con entidades bancarias solo para finan- ciar capital de trabajo (compra de crudo y productos, especialmente Diesel de bajo azufre), mientras que, hasta el momento, sus inversiones han venido siendo financiadas con recursos propios. Sin embargo, para
  • 3. Página 3 de 22 el presente ejercicio se espera un incremento en la palanca contable y financiera de PETROPERÚ a raíz de la toma de financiamiento externo para las nuevas inversiones, principalmente para el PMRT. En este sentido, Equilibrium considera que la ejecu- ción del PMRT constituirá un desafío para PETROPERÚ y el Estado Peruano, dado el monto de las inversiones estimadas para el Proyecto. Esto último demandará de su accionista un soporte sólido, en la medida que la generación de PETROPERÚ podría verse afectada producto de la volatilidad que domina el precio del petróleo. Asimismo, se deberá incorporar y gestionar las mayores capacidades que representará la nueva Refinería de Talara después de la puesta en marcha de la expansión, con las debili- dades que presenta actualmente PETROPERÚ, ya que las mismas podrían -no obstante que el Proyecto se viene gestionando de acuerdo a estándares inter- nacionales- potenciar riesgos y generar espacios que le resten eficiencia a la Empresa. Equilibrium opina que el PMRT, los demás proyectos en marcha, así como los nuevos encargos efectuados por el Estado, requieren de una organización integra- da, robusta, ágil, flexible y transparente, con adecua- do soporte tecnológico y profesionales calificados que manejen las expansiones y las nuevas operacio- nes de manera eficiente y rentable, sin considerar el soporte financiero que deberá otorgar el Estado. Finalmente, Equilibrium considera que la calidad soberana del Estado Peruano respalda la clasificación otorgada a la Empresa. Una vez iniciada la ejecución del PMRT, la perma- nencia de la clasificación asignada dependerá funda- mentalmente del éxito en su ejecución en materia de cumplimiento de los costos y tiempos estimados, así como de su implementación y la adecuación de la Empresa a los nuevos requerimientos de gestión que dicho proyecto demandará. La clasificación se encuentra sujeta igualmente a los criterios de racionalidad económica con la que se aprueben y ejecuten los nuevos proyectos en el futu- ro, tomando en cuenta que la gestión de PETROPERÚ se encuentra expuesta a injerencia política. Fortalezas 1. Calidad soberana del Estado Peruano como accionista de PETROPERÚ. 2. Importante posición en el mercado nacional de combustible y la importancia estratégica al ser la principal em- presa de hidrocarburos del país. 3. Ubicación estratégica de una de las refinerías que se encuentra cercana a los campos productores de petróleo. 4. Amplio acceso a fuentes de financiamiento en condiciones flexibles y competitivas. Debilidades 1. Marco legal y estructura orgánica rígidos. 2. Volatilidad en los márgenes. 3. Ausencia de cuadros directivos para afrontar el cambio generacional. 4. Crédito fiscal no utilizable por beneficios tributarios en región amazónica. Oportunidades 1. Repotenciación hacia la integración vertical. 2. El PMRT incrementará sustancialmente la capacidad productiva de PETROPERÚ. 3. Asociación en participación con empresas privadas en negocios de explotación de hidrocarburos, tales como el Lote 1-AB y otros que se liciten. 4. Desarrollo y aplicación de principios de Buen Gobierno Corporativo mediante PROSEMER. Amenazas 1. Injerencia política sobre su gestión. 2. Volatilidad de los precios del crudo.
  • 4. Página 4 de 22 EL MERCADO DE HIDROCARBUROS Según información obtenida del Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Hidrocarburos (Primer Semestre de 2012) publicado por el Organismo Su- pervisor de la Inversión en Energía y Minería – OSINERGMIN, el sector de hidrocarburos (exclu- yendo la explotación de gas natural seco), es un im- portante jugador para la economía local, habiendo generado en el 2010 el 2.5% del Producto Bruto Interno (PBI); asimismo, es el principal recaudador de Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) con el 60% del total recaudado, habiendo superado los US$2,000 millones el monto acumulado de las regalías entre los años 2007-2011. En línea con lo anterior, según Reporte de Inflación a marzo de 2013 del BCRP, del total de proyectos de inversión anunciados para el período 2013-2014 (US$32,036 millones), el 15.6% corresponde al sec- tor de hidrocarburos. Las inversiones totales para el período mencionado se incrementan en US$0.9 mil millones en relación a las consideradas al tercer tri- mestre de 2012 explicado por los mayores anuncios de inversión en el sector de hidrocarburos, en donde la empresa Pacific Rubiales Energy anunció el desa- rrollo de cinco lotes. Es de mencionar que dichas proyecciones no incluyen la importante inversión de PETROPERÚ en la modernización de la Refinería de Talara. El BCRP proyecta para el 2013 un crecimiento del sector de hidrocarburos de 9.6% asociado a la mayor producción de líquidos de gas natural prevista en el Lote 88 de Pluspetrol ante el incremento de la de- manda externa observada desde el tercer trimestre de 2012. Asimismo, también contribuiría la expansión gradual de la producción de petróleo de Savia Perú en el Lote Z-2B en Piura y la mayor producción de gas natural prevista en el Lote 57 de Repsol. El Mercado Internacional: Precios y Capacidad de Refino Entre enero de 2006 hasta mediados del 2008 la evolución de los precios referenciales del petróleo a nivel mundial registró un incremento acelerado al pasar de US$62 a US$140 por barril, para luego retroceder de manera importante producto de los efectos de la crisis financiera internacional, ubicándo- se en US$37 por barril a fines del 2008. A partir del 2011, los precios fluctúan entre US$128 y US$75 por barril, producto de la todavía incertidumbre que exis- te en relación al crecimiento mundial. En el transcurso del 2012 el precio del crudo WTI7 continuó con un comportamiento volátil, mostrando períodos con tendencia a la baja. En tal sentido, du- rante el primer trimestre de 2012 se registró una 7 El petróleo WTI (West Texas Intermidiate o Texas Light Sweet) es un petróleo que contiene el promedio de características del petróleo extraí- do en campos occidentales de Texas (USA). El precio del petróleo WTI es utilizado como referencia principalmente en el mercado norteameri- cano (Nueva York). tendencia ascendente hasta mediados del mismo período producto de las tensiones en Medio Oriente generadas por el programa nuclear de Irán, para pos- teriormente (segundo trimestre) registrar una tenden- cia a la baja producto de la situación del mercado laboral en Estados Unidos, elevados inventarios, así como por una posible desaceleración de la economía mundial. Si bien a partir del mes de julio de 2012 se registró una recuperación en el precio producto del plan de impulso anunciado por la Reserva Federal de Estados Unidos, posteriormente las cotizaciones retomaron la tendencia decreciente influenciada por el aumento de las existencias de crudo y gasolina en Estados Unidos, registrando una leve recuperación a fines de diciembre producto de la expectativa de que el Gobierno de Estados Unidos llegue a un acuerdo orientado a evitar el abismo fiscal. Según lo señalado por el BCRP8 , en los dos primeros meses del 2013 la cotización del WTI aumentó en 8% al pasar de US$88 el barril en diciembre 2012 a un promedio mensual de US$95 en febrero 2013. Dicho incremento se registró principalmente en el mes de enero y estuvo asociado a la reducción de los eleva- dos niveles de producción efectiva de la OPEP9 en los meses de noviembre y diciembre de 2012 (Arabia Saudita redujo su producción) y la disminución de inventarios de crudo en Oklahoma por la entrada en operaciones del oleoducto Cushing (transporta petró- leo desde ese lugar hacia las refinerías del Golfo de México). No obstante, el comportamiento al alza en el precio se viene revirtiendo desde la quincena de febrero, luego de que se continuara revisando la producción de crudo de Estados Unidos y se redujera la proyección de demanda mundial de petróleo de acuerdo a la Agencia Internacional de Energía. En lo que va del 2013, hasta el cierre del mes de enero el precio del crudo WTI mostró una tendencia ascendente, alcanzando un valor máximo a raíz de los anuncios de la Reserva Federal, a lo cual se suma la devaluación del dólar frente a otras monedas. No obstante, posteriormente la cotización descendió hasta un mínimo por noticias negativas sobre la eco- nomía de China y Europa, para finalmente cerrar el primer trimestre de 2013 al alza producto del creci- miento de la economía estadounidense, el mismo que fue mayor a la cifra estimada. Según el OSINERGMIN se esperaría que la demanda mundial de energía se mantenga elevada sustentado en economías en desarrollo como China e India. De esta manera, la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) proyecta que el precio internacional subiría en los próximos años. 8 Reporte de Inflación Marzo 2013 9 Organización de Países Exportadores de Petróleo
  • 5. Página 5 de 22 Fuente: BCRP / Elaboración: Equilibrium Para los siguientes ejercicios, la mayor demanda de energía que se proyecta implicaría la necesidad de incrementar la capacidad de refinación a nivel mun- dial. De esta manera, la IEA estima que al 2016 la capacidad mundial alcance los 102.7 MMBD, susten- tando en el crecimiento de la capacidad de países como China y Medio Oriente. El Mercado Local La demanda de combustibles líquidos mantuvo la tendencia positiva observada desde años anteriores, creciendo la gasolina en 4.5%, el turbo y el diesel en 3.6%, aunque afectados por el menor consumo de residual, que ha disminuido en 37.6% debido a la no generación eléctrica por parte de un operador relevan- te del mercado local en el sur y a la menor demanda de combustible del sector pesca por la menor activi- dad desarrollada. La demanda conjunta en el 2012 ascendió a 152.9 MBD, 0.8% mayor al promedio del 2011 que fue de 157.7 MBD. Es de señalar como hecho relevante que en el mes de marzo de 2012 se publicó la Resolución Ministerial N° 139-2012 MEM/DM (con fecha de aplicación a partir del 16 de julio) mediante la cual se establece la prohibición de comercializar y utilizar Diesel B5 con un contenido de azufre mayor a 50 ppm en Lima, Arequipa, Cusco, Puno, Madre de Dios y en la Pro- vincia Constitucional del Callao, limitando la deman- da del diesel producido por las refinerías peruanas. Asimismo, se publicó el Decreto de Urgencia N° 005/2012 que establece que a partir del mes de agosto del mismo año los únicos productos dentro del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo son el GLP Envasado, el diesel para uso vehicular de alto y bajo azufre, así como el diesel y residual para la generación eléctrica de los sistemas aislados. A la fecha las refinerías La Pampilla y Talara concen- traron aproximadamente el 90% de la demanda na- cional de petróleo crudo. En tal sentido, el volumen total de ventas en el 2012 alcanzó los 201.8 MB/DC de los cuales el 48% fue abastecido por PETROPERÚ. El incremento en relación al ejercicio anterior se debió a la mayor demanda del GLP, gaso- lina, gasoholes y Diesel B5 de bajo azufre. Producción y Reservas Locales Las principales empresas productoras a nivel local son Petrobras, Savia y Pluspetrol, que explican aproximadamente el 75% de la producción total, la misma que ha venido disminuyendo producto de la incorporación de otros lotes y empresas a la produc- ción de crudo. La selva es la principal zona de producción, la misma que explica aproximadamente el 40% del total. No obstante, es de señalar que la costa ha logrado alcan- zar, a lo largo de los últimos años el nivel de produc- ción de la selva, a pesar de que en el 2011 la inver- sión en exploración y explotación ha sido menor (US$6.2 millones en la costa vs. US$507.3 millones en la selva). Fondo de Estabilización de Precios de los Combus- tibles Derivados del Petróleo (FEPC) El Fondo para la Estabilización de Precios de los Combustibles fue implementado en el año 200410 con la finalidad de mitigar en el mercado local los efectos de la volatilidad de los precios internacionales del crudo, asumiendo que dichos precios presentarían alzas y bajas sucesivas11 , mientras que los precios en el mercado local se moverían dentro de una banda de mínimos y máximos fijada por el Estado. Así, la compensación que se otorga a las refinerías por man- tener el precio ex planta dentro de la banda de precios prefijada para cada combustible se determina sobre la base de los Precios de Paridad de Importación – PPI de cada uno de los combustibles calculados por OSINERGMIN y estimados sobre la base de los marcadores internacionales equivalentes establecidos por las normas correspondientes. La primera actualización de bandas por parte de OSINERGMIN se realizó el último jueves del mes de junio de 2010, mediante Resolución N° 169-2010- OS/DC, habiendo designado el Consejo Directivo a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) como área encargada de actualizar y publicar, en lo sucesivo, dichas bandas, de acuerdo a un cronograma establecido. Es de señalar que, de acuerdo a lo señalado en el numeral 4.1 del Artículo 4° del Decreto de Urgencia 005-2012, en la actualización de las bandas realizada el 30 de agosto de 2012 se excluyeron del Fondo el GLP a Granel, las gasolinas y los gasoholes de 84 y 90 octanos, continuando dentro de los alcances del Fondo únicamente el GLP Envasado, el Diesel B5 (destinado a uso vehicular y actividades de genera- ción eléctrica en sistemas aislados) y el Petróleo Industrial 6 destinado igualmente a actividades de 10 Decreto Urgencia N° 010-2004. 11 Esto es, cuando el precio referencial de mercado (precio paridad de importación - PPI) de los combustibles superase el límite de la banda previamente establecida, el fondo compensaría el diferencial entre el límite máximo de la banda y el precio referencial de mercado, mientras que una reducción por debajo del límite mínimo de la banda de precios, requeriría del aporte a favor del fondo. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 PrecioPetróleo WTI Ene-08 a May-13 USD/bbl
  • 6. Página 6 de 22 generación eléctrica en sistemas aislados. Adicional- mente, de acuerdo al numeral 4.3 del Artículo 4° del mismo Decreto de Urgencia, a partir de agosto 2012 la banda del Diesel B5 solo es aplicable al destinado a uso vehicular. De acuerdo a la normativa vigente, la última actuali- zación de las bandas de precios de combustible – tomando como referencia la fecha de elaboración del presente informe- se aprobó mediante Resolución de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria OSINERGMIN N° 034-2013-OS/GART (medido a la fecha del presente informe), los mismos que estarán vigentes desde el jueves 25 de abril de 2013 hasta el miércoles 26 de junio de 2013, según se detalla: Productos Límite Superior de Banda Límite Inferior de Banda GLP Envasado 1.70 1.64 Diesel B5 8.60 8.50 Diesel B5 GGEE SEA 9.17 9.07 PIN 6 GGEE SEA 6.21 6.11 Fuente: OSINERGMIN N° 034-2013-OS/GART Antecedentes Legales del FEPC • Decreto Supremo N° 007-2003-EM y modificato- rias: Se encarga a OSINERG (hoy OSINERGMIN) la publicación semanal de los precios de referencia de las gasolinas para uso automotor, kerosene, tur- bo, diesel, gas licuado de petróleo (GLP) y petróle- os industriales (PIN 6 y PIN 500). • Decreto de Urgencia N° 010-2004: Se crea el “Fon- do para la Estabilización de Precios de los Combus- tibles Derivados del Petróleo”, y sus modificatorias. • Decreto Supremo N° 142-2004-EF: Se aprobaron las normas reglamentarias y complementarias del Decreto de Urgencia N° 010-2004, y sus modifica- torias. • Decreto Supremo N° 042-2005-EM: Se aprueba el Texto Único Ordenado de la Ley N° 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos. • Resolución Directoral N° 122-2006-EM/DGH: Se establecen nuevos lineamientos para la determina- ción de los Precios de Referencia de los combusti- bles derivados del petróleo y los lineamientos para la determinación de los precios de referencia para la actualización de las Tarifas en Barra (incluye sus modificatorias). • Decreto Supremo N° 021-2007-EM: Se aprueba el Reglamento para la Comercialización de los Bio- combustibles. • Decreto de Urgencia N° 027-2010: Modifica el Decreto de Urgencia N° 010-2004 y dicta medidas para la mejor aplicación del FEPC. • Decreto Supremo N° 133-2010-EF: Modifica el Reglamento del Decreto de Urgencia N° 010-2004 aprobado mediante Decreto Supremo N° 142-2004- EF. • Resolución Directoral N° 124-2010/MEN/DGH: Complementa los lineamientos aprobados mediante Resolución Directoral N° 122-2006-EM/DGH, en lo referente a la determinación del precio de refe- rencia del Diesel 2. • Resolución Directoral N° 140-2010-EM/DGH: Aprueba la relación de empresas que formaran par- te de la Comisión Consultiva para la determinación de la Banda de Precios del Fondo de Combustibles, modificada por la Resolución Directoral N° 112- 2012-MEM/DGH. • Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N° 169-2010-OS/CD: Se designa a la Gerencia Ad- junta de Regulación tarifaria (GART) de OSINERGMIN como área encargada de actualizar y publicar las Bandas. Asimismo, esta resolución designa al representante y alterno de OSINERGMIN en la Comisión Consultiva y esta- bleció la Banda de Precios correspondiente al mes de junio de 2010. • Decreto Supremo N° 069-2010-EM: Se modifican las normas reglamentarias y complementarias del Decreto de Urgencia N° 010-2004. En virtud de lo cual, entre otros, se incorpora como productos en el Fondo de Combustibles al Diesel BX y al Gasohol. • Decreto Supremo N° 265-2010-EF: Se modifica el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) para los ga- soholes, para la gasolina de 97 octanos y para el GLP. • Decreto Supremo N° 270-2010-EF: Modifica el ISC para el Diesel BX (DB2 y DB5) y para el GLP. • Decreto Supremo N° 097-2011-EF: Modifica el ISC para el Diesel B5, para las gasolinas, gasoholes y petróleos industriales. • Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N° 136-2011-OS/CD: Aprueba la nueva Norma “Procedimiento para la Publicación de los Precios de Referencia de los Combustibles Derivados del Petróleo” y a su vez deja sin efecto la Norma apro- bada mediante Resolución N° 103-2007-OS/CD. • Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N° 156-2011-OS/CD: Modifica la Resolución N° 169-2010-OS/CD, designándose nuevos represen- tante y alterno de OSINERGMIN ante la Comisión Consultiva del Fondo de combustibles. • Decreto de Urgencia N° 060-2011, del 23 de di- ciembre de 2011: Se amplía la vigencia del Decreto de Urgencia N° 010 hasta el 31 de diciembre de 2012 y se excluyen de los alcances del Fondo a los petróleos industriales (PIN 6 y PIN 500). • Decreto de Urgencia N° 005-2012: Incluyen como producto dentro de los alcances del Fondo a los Petróleos Industriales utilizados en actividades de generación eléctrica en sistemas aislados. • Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N° 082-2012-OS/CD: Aprueba el Procedimiento para la Publicación de la Banda de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo, modificado por la Resolución N° 171-2012-OS/C. • Resolución Directoral N° 112-2012-MEM/DGH: Modifica la Resolución Directoral N° 140-2010- EM/DGH, en lo referente a la conformación de la Comisión Consultiva. • Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N° 069-2012-OS/CD: Aprueba el procedimiento
  • 7. Página 7 de 22 para la adecuación del SCOP al Decreto de Urgen- cia 005-2012, modificada por la Resolución de Consejo Directivo OSINERGMIN N° 187-2012- OS/CD. • Resolución de la Gerencia Adjunta de Regulación y Tarifaria OSINERGMIN N° 074-2012-OS/GART: Actualiza las Bandas de Precios correspondientes al mes de octubre de 2012, con vigencia del 25 de oc- tubre hasta el 26 de diciembre de 2012. • Ley N° 29952: Ley de equilibrio financiero del presupuesto del sector público para el año fiscal 2013, que mediante la Sétima Disposición Com- plementaria Final, dispone la vigencia permanente del Fondo para la Estabilización de Precios de los Combustibles Derivados del petróleo. • Resolución de la Gerencia Adjunta de Regulación y Tarifaria OSNERGMIN N° 013-2013-OS/GART: Actualiza las Bandas de Precios con vigencia del 28 de febrero hasta el 24 de abril de 2013. • Resolución de la Gerencia Adjunta de Regulación y Tarifaria OSINERGMIN N° 034-2013-OS/GART: Actualiza las Bandas de Precios con vigencia del 25 de abril hasta el 26 de junio de 2013. Precios El precio de importación de crudo sigue la evolución del WTI, habiendo registrado un precio promedio de US$94.13 por barril a lo largo del 2012, el mismo que disminuye en relación al 2011 (promedio de US$95.08). Durante el 2013 (fecha corte 22 de mayo), se registra un precio promedio de US$93.98. Es de señalar que a partir de mayo de 2012, los pre- cios referenciales publicados por OSINERGMIN para los productos incluidos en el FEPC (GLP, gasoholes de 84 y 90 octanos, así como Diesel B5) fueron me- nores a la banda de precios publicada por la DGH, generando aportes hasta fines de agosto en el caso de las gasolinas/gasoholes y hasta fines del año para el caso del GLP y Diesel B5. Anteriormente se habían generado compensaciones. A partir del mes de agosto de 2012, las gasolinas/gasoholes de 84 y 90 octanos se excluyen del FEPC, situación que se mantendrá siempre que el PPI se ubique 5% por debajo del lími- te superior de la banda de precios correspondiente. PETROPERÚ – DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO Perfil Petróleos del Perú - PETROPERÚ es una empresa estatal de derecho privado que desarrolla sus activi- dades en el sector Energía y Minas, Sub Sector Hidrocarburos. El objeto social es promover la inver- sión en las actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos de acuerdo a lo establecido en la Ley N° 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, en todas las fases de la industria y comercio de los Hidrocarburos incluyendo sus derivados, la industria petroquímica básica e intermedia y otras formas de energía. PETROPERÚ está organizada y funciona como una sociedad anónima de acuerdo con lo dispuesto por el Decreto Legislativo N° 043, Ley de la Empresa Petróleos del Perú emitida el 04 de marzo de 1981 y sus modificatorias que además dispone que el Estado Peruano es propietario de todas las acciones repre- sentativas del capital social de la Compañía y el Decreto Supremo N° 006-2009-EM que dispone que la Junta General de Accionistas (JGA) de PETROPERÚ estará conformada por cinco integran- tes que ejercerán la representación del Estado. En el año 2004, PETROPERÚ fue excluida de una de las modalidades de promoción de la inversión priva- da de las empresas del Estado. Además, se le autorizó expresamente a negociar contratos con PERUPETRO S.A. en exploración y/o explotación y/o de operacio- nes de servicios petroleros conforme a Ley. En julio de 2006, mediante Ley N° 28840, Ley de Fortalecimiento y Modernización de Petróleos del Perú S.A., se deroga la norma mediante la cual fue incorporada dentro del proceso de promoción de la inversión privada y se declara de interés nacional el fortalecimiento y modernización de PETROPERÚ, ampliando su objeto social y brindándole autonomía económica, financiera y administrativa, excluyéndola a su vez del ámbito de FONAFE de las normas y reglamentos del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP), buscando dinamizar los procesos de adquisiciones y contrataciones en coordinación con el Organismo Supervisor de las Contrataciones del Estado – OSCE. En línea con lo anterior, Equilibrium considera posi- tivo que finalmente se haya aprobado el Reglamento de la Ley N° 28840, Ley de Fortalecimiento de Mo- dernización de la Empresa Petróleos del Perú – PETROPERÚ, la misma que fue aprobada mediante Decreto Supremo N° 012-2013-EM, publicado el 27 de abril de 2013 en el diario oficial “El Peruano”. A la fecha del presente análisis, PETROPERÚ cuenta con cinco refinerías, de las cuales opera cuatro: Refi- nería Talara, Refinería Conchán, Refinería Iquitos y Refinería El Milagro, mientras que la Refinería Pu- callpa se encuentra arrendada a Maple Gas Corpora- tion. Es de señalar resaltar igualmente que a la fecha PETROPERÚ genera sus propios ingresos y no de- pende de la partida presupuestaria. Propiedad Al 31 de marzo de 2013, la composición del acciona- riado de PETROPERÚ es la siguiente: Accionistas Clase N° Acciones % Estado Peruano A 1,442´772,360 80 Estado Peruano B 360’693,090 20 Total 1,803’465,450 100 Es de señalar que con fecha 13 de mayo de 2013 se aprobó incrementar el capital social en S/.59.6 millo-
  • 8. Página 8 de 22 nes producto de la capitalización de parte de las utilidades distribuibles del ejercicio 2012. De esta manera, al 31 de mayo de 2013, el capital social de PETROPERÚ ascendió a S/.1,863’039,055 represen- tado por 1,863’039,055 acciones nominativas de un valor nominal de S/.1.0 cada una. La JGA está constituida por cinco miembros en re- presentación del Estado, designados por Decreto Supremo y compuesto de la siguiente manera: el Ministro de Energía y Minas, quien la preside, el Ministro de Economía y Finanzas, el Viceministro de Energía del Ministerio de Energía y Minas, el Vice- ministro de Economía del Ministerio de Economía y Finanzas y el Secretario General del Ministerio de Energía y Minas.12 Cada integrante de la JGA ejerce la representación de las acciones del 20% del capital social.13 En virtud de la entrada en vigencia del Decreto Le- gislativo N°1031, que promueve la eficiencia de la actividad empresarial del Estado, se incrementó la participación de las acciones de las empresas de propiedad del Estado a 20% como mínimo de su capital social inscrito en el Registro Público de Mer- cado de Valores (RPMV). En tal sentido, mediante Ley N° 29817 (artículo 5°) se autorizó a PETROPERÚ a transferir hasta un 20% de las accio- nes del capital social en el RPMV. Producto de lo señalado anteriormente, a la fecha PETROPERÚ mantiene las acciones Clase B (20% de su capital social) listadas en el RPMV y en el Registro de Valores de la Bolsa de Valores de Lima (RBVL); consecuentemente, se encuentran sujeta a las disposiciones que emita la Superintendencia del Mercado de Valores (SMV). Esto último implica el cumplimiento de las obligaciones de información de Hechos de Importancia, Otras Comunicaciones, adecuación plena a las normas internacionales de información financiera – NIIF, entre otros aspectos. Directorio El Directorio de PETROPERÚ está conformado por seis miembros, de los cuales cinco son designados por la JGA y uno por los trabajadores de PETROPERÚ. Se debe destacar que de acuerdo al Artículo 47° del Estatuto de PETROPERÚ el Direc- torio debe estar conformado por dos directores inde- pendientes. Con fecha 09 de enero de 2013, la Junta Universal de Accionistas formalizó la renuncia de los señores Humberto Campodónico Sánchez (quien ocupaba la Presidencia del Directorio), Fernando Sánchez Alba- vera y de Ramiro Portocarrero Lanatta. Asimismo, en la misma JUA se designó a los siguientes miembros para conformar el Directorio: 12 Decreto Supremo Nº056-2008-EM. 13 Decreto Supremo Nº 006-2009-EM Directores Cargo Hector Fernando Reyes Cruz Presidente del Directorio Luis Baba Nakao Director Independiente Germán Alarco Tosoni Director Jorge Parodi Quesada Director Juan Manuel Castillo More Director (representante de los trabajadores) Amadeo Ato Campos Director Suplente (representante de los trabajadores) El Ing. Héctor Reyes Cruz, actual Presidente del Directorio de PETROPERÚ, ocupaba anteriormente la Gerencia Adjunta de la Gerencia General, habién- dose desempeñado anteriormente en cargos gerencia- les en casi todas las áreas de PETROPERÚ a lo largo de 38 años. Plana Gerencial A la fecha del presente análisis, la Plana Gerencial se encuentra conformada por los siguientes funciona- rios: Gerente Cargo Luis Guillermo Lem Arce Gerente General Rubén Martín Contreras Arce Secretario General José Alfredo Coronel Escobar Gerente de Planeamiento Corporativo José Antonio Coz Calderón Gerente de Exploración y Explotación Ivanna Loncharich Lozano Sec. Gobierno Corporativo Manuel Nele Martel Martel Gerente de Finanzas (E) Jaime Eyzaguirre Semina- rio Gerente de Administración (E) Gustavo Adolfo Navarro Valdivia Gerente Comercial Luis Eduardo Cuba Velao- chaga Gerente Departamento Legal Rubén Henderson Vidal Rojo Gerente Departamento de Información Financiera Janes Edgardo Rodríguez López Gerente de Auditoría Interna Miguel Ángel Pérez Nava- rro Gerente de Refinación y Ductos (E) Ángel Arévalo Mendoza Gerente Departamento Relaciones Corporativas (E) Es de señalar que en relación a la evaluación anterior efectuada por Equilibrium, se han dado cambios en varias gerencias, entre las que se encuentran la Ge- rencia de Finanzas, Relaciones Corporativas y Admi- nistración. Estructura Organizacional Mediante acuerdo de Directorio adoptado en sesión de fecha 14 de junio de 2013 se modificó la Estructu- ra Básica de la Organización de PETROPERÚ, cam- biando el nivel de reporte de la Gerencia del Depar- tamento de Relaciones Corporativas hacia la Geren- cia General, según se detalla:
  • 9. Página 9 de 22 PETROPERÚ mantiene una estructura organizacio- nal constituida por órganos de línea en la que cada operación se encuentra representada en una Gerencia. Se destaca la Gerencia de Planeamiento Corporativo -la que ha alcanzado un rol importante en las opera- ciones de la Empresa- facilitando una gestión técnica e integral de sus operaciones. Para el desarrollo de los proyectos en cartera, la estructura orgánica incor- pora órganos consultores específicos que coordinan directamente con la alta dirección, lo cual se justifica dada la importancia y magnitud de los proyectos a desarrollar. Se destaca igualmente la creación de la Secretaría de Gobierno Corporativo como unidad orgánica, la misma que tiene como funciones: i) efectuar los diagnósticos de Gobierno Corporativo, ii) proponer estándares de Buen Gobierno Corporativo, iii) brin- dar soporte operativo y técnico a los Comités de Directorio y Gerenciales, iv) supervisar el cumpli- miento de los estándares de Gobierno Corporativo y v) capacitar al personal de PETROPERÚ. Si bien la estructura orgánica de PETROPERÚ ha permitido cumplir sus objetivos, presenta cierta rigi- dez que limita los niveles de competitividad que podrían alcanzar de no tener estas restricciones. No obstante, dicho aspecto viene siendo superado pro- ducto de la conformación de Comités Especializados (Comité de Suministro y Demanda, Comité de Im- portación y Exportación, Comité de Precios y Comité de Refinación) constituidos por profesionales expe- rimentados que se complementan con la Gerencia Comercial y Gerencia de Planeamiento Corporativo, lo que permite adoptar decisiones rápidas y técnicas. Equilibrium considera que en el corto y mediano plazo PETROPERÚ enfrentará el gran desafío que es conjugar su actual estructura organizativa con las nuevas funciones y actividades que se deriven de la ejecución y puesta en marcha del PMRT, dada la magnitud del mismo. Sistemas de Gestión y Certificación PETROPERÚ S.A. ha venido certificando sus proce- sos e instalaciones obteniendo certificaciones bajo el ISO 14001, Sistemas de Gestión Ambiental SGA- ISO 14001, Sistemas de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional OHSAS 18001. Asimismo la Autoridad Portuaria Nacional otorgó refrenda al Reconocimiento del Certificado de calidad para las operaciones del oleoducto, entre otros, lo cual evi- dencia un avance importante en la implementación de procesos con estándares internacionales. A partir del 2009, PETROPERÚ viene aplicando el Código Marco de Buen Gobierno Corporativo de Empresas del Estado que consta de 32 principios. Asimismo, cuenta desde el 30 de noviembre del 2010 con un Código de Buen Gobierno aprobado por su Directorio. Es de señalar que durante el 2012, la firma PwC evaluó y validó los estándares de Buen Gobierno Corporativo de PETROPERÚ, calificándo- la con un nivel de cumplimiento aceptable. Asimis- mo, la Bolsa de Valores de Lima (BVL) otorgó una distinción a PETROPERÚ, reconociéndola como una empresa que cumple con los estándares de BGC. Es de señalar que en el 2012 PETROPERÚ obtuvo la recertificación internacional ISO 9001, para el proce- so de exportación de Nafta Virgen y petróleos indus- triales desde Refinería Talara. Adicionalmente, obtu- vo el Premio Nacional a la Calidad 2012 y la Medalla Líder en Calidad otorgados por el Comité de Gestión de Calidad. Posición Competitiva PETROPERÚ mantiene una destacada participación en la fase de refinación que le permite alcanzar una cuota de mercado de aproximadamente 28.5% de tomar el total de la capacidad de procesamiento (332 MBPD) que incluye las refinerías de petróleo (212 MBPD) y la planta de líquidos de gas de Pisco (120 MBPD). Asimismo, mantiene el dominio en el siste- ma de transporte (oleoductos), con lo cual alcanza una participación de mercado total promedio en el 2012 de 47.8%, distribuyéndose el resto entre Rep- sol, Maple, importadores y otros. Instalaciones PETROPERÚ realiza sus actividades de transporte, refinación de petróleo, distribución y comercializa- ción de productos combustibles a través de un siste- ma integrado que comprende plantas de refinación, servicios de transporte de petróleo, plantas de ventas propias concesionadas y estaciones de servicio. PETROPERÚ tiene cinco plantas de refinación, de las cuales opera cuatro. La refinería Pucallpa es ope- rada por Maple Gas Corp. en virtud a un contrato suscrito en 1994 por 20 años. El servicio de transpor- te de petróleo crudo se efectúa a través del Oleoducto Norperuano. Tiene asimismo un muelle de carga líquida, flota fluvial y flota marítima contratada. La distribución de combustibles a nivel nacional se efectúa a través de naves, camiones tanque y tren,
  • 10. Página 10 de 22 comercializándose a través de las plantas de ventas propias y concesionadas, así como estaciones de servicio abanderadas. La estrategia operativa de las refinerías está orientada a maximizar la producción de destilados medios y productos de mayor valor agregado. La capacidad de refinación global de PETROPERÚ es de 94.5 MBDC, aproximadamente el 45% del total nacional. Si bien individualmente cada planta tiene su propia carga de crudo y presentan diferentes niveles de complejidad en función a las unidades de proce- samiento con que cuentan, PETROPERÚ ha logrado desarrollar sinergias entre las diversas refinerías que han permitido la producción de combustibles con mayor valor agregado, priorizando la obtención de destilados medios en lo cual el país sigue siendo deficitario. Precios Es de señalar que en el mes de setiembre de 2012, el Directorio de PETROPERÚ acordó que la Empresa podrá emplear en los concursos de precios interna- cionales de adquisición de crudo otro marcador dis- tinto al WTI (Cushing), entre los que se encuentran el WTI (NYMEX), Brent Dated y otros, debido a que ya no reflejarían el valor de mercado al haber perdido liquidez y porque los mercados de los productos derivados en la Costa del Golfo se encuentran referi- dos al Brent. Adopción de Estándares de Buen Gobierno Cor- porativo PETROPERÚ se encuentra trabajando en la adecua- ción de la Compañía al cumplimiento de los princi- pios de Buen Gobierno Corporativo, los mismos que fueron establecidos dentro de los objetivos anuales y quincenales 2012-2016. De esta manera, el 30 de noviembre de 2010 el Directorio de PETROPERÚ aprobó el Código de Buen Gobierno Corporativo, el mismo que contiene 27 principios organizados en siete títulos. En línea con lo anterior, en el mes de agosto de 2012 se creó la Secretaría de Gobierno Corporativo, la misma que se incorpora en la estructura básica de PETROPERÚ, habiendo concretado las siguientes acciones: i) aprobación anual del Plan de Acción por parte del Directorio que contiene el programa de implementación y mantenimiento anual de estándares de Gobierno Corporativo, ii) la implementación de inducción a los Directores, iii) la supervisión de la política de información, iv) capacitaciones constantes sobre temas de Gobierno Corporativo a los trabajado- res de PETROPERÚ y v) funcionamiento de Comités de Directorio. Cabe señalar que PETROPERÚ es uno de los benefi- ciarios del “Programa para la Gestión Eficiente y Sostenible de Recursos Energéticos del Perú” (PROSEMER), cuyo componente II está orientado a mejorar la actividad empresarial del Estado en el sector energético, teniendo como uno de sus puntos principales la implementación y mejora de estándares de Gobierno Corporativo. Dicho programa se desa- rrolla en el marco del Convenio de Financiamiento No Reembolsable ATN/CN-13202-PE suscrito entre la República del Perú y el Banco Interamericano de Desarrollo hasta por 19 millones de Dólares Cana- dienses, de los cuales tres millones de dicha donación están destinados al componente II. En línea con lo anterior, es de señalar que en el pre- sente ejercicio, PETROPERÚ fue reconocida por la Bolsa de Valores de Lima como empresa que cumple con los estándares de Buen Gobierno Corporativo, según la entidad validadora PricewaterhouseCoopers. El Índice de Buen Gobierno Corporativo es un indi- cador estadístico que refleja el comportamiento de los valores de las empresas emisoras listadas en la Bolsa de Valores de Lima que cuentan con las mejo- res prácticas de Buen Gobierno Corporativo. PETROPERÚ: PLAN ESTRATÉGICO Y EJECUCIÓN DE NUEVOS PROYECTOS Plan Estratégico PETROPERÚ mantiene siete objetivos estratégicos determinados en los Objetivos Anuales y Quinquena- les (2012-2016) aprobados mediante Resolución Ministerial N° 191-2011-MEM/DM, según se deta- lla: 1. Generar Valor para el Accionista: contempla i) optimizar la generación de utilidades y fondos operativos, ii) optimizar la rentabilidad del patri- monio y activos versus costos de capital y iii) monitorear la clasificación de riesgo de PETROPERÚ en los mercados de capitales. De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli- miento al IV Trimestre de 2012, la utilidad neta estuvo por debajo de la meta para el 2012 de S/.79 millones debido a la tendencia decreciente del precio del crudo y los productos que durante varios meses del año ocasionaron que PETROPERÚ tenga que realizar a precios meno- res a los de compra. Asimismo, impactó e crédito fiscal del IGV no recuperado en la Amazonía y los menores márgenes de refinación. Con refe- rencia al EBITDA, el resultado estuvo por debajo de la meta para el 2012 de S/.628 millones pro- ducto de los precios bajos del crudo y productos, así como por los menores márgenes de refino du- rante el 2012. Esto último conllevó a que no se cumpla con la meta del ROA y ROE de 1.2% y 6.0%, respectivamente. 2. Mantener el Liderazgo del Mercado de Combus- tibles, Potenciando Abastecimiento y Transporte de Petróleo Crudo y Combustibles Líquidos: con- templa i) mejorar al rentabilidad de ventas, ii) op- timizar la cuota de participación de mercado que permita el incremento de la rentabilidad, iii) me- jorar el nivel de satisfacción de los clientes, iv)
  • 11. Página 11 de 22 optimizar la logística integral de compras de cru- dos, gas y productos derivados de hidrocarburos y otras fuentes de energía, v) optimizar los proce- sos de distribución y comercialización y vi) parti- cipar en el proceso de comercialización de gas natural. De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli- miento al IV Trimestre 2012, se alcanzó la meta en relación a la optimización de la cuota de parti- cipación de mercado, la optimización de la logís- tica integral de compra e crudos, gas y productos derivados y la optimización de los procesos de distribución y comercialización relacionado al desarrollo integral de los terminales Hub y Poli- ductos, determinando que no es rentable el pro- yecto de poliductos. No obstante, se dio un menor avance en las inversiones en terminales (30.4% vs. 33.0% de la meta) debido a que no lograron terminar el Proyecto de Ampliación de Capacidad de Almacenamiento en la Planta Cusco producto de problemas con la Municipalidad de San Jeró- nimo. 3. Incrementar la Complejidad de las Refinerías para Mejorar el Margen Refinero y Cumplir con las Normas Legales Vigentes: contempla i) mo- dernizar la Refinería Talara y ii) adecuar las Re- finerías Conchán, Iquitos y El Milagro para satis- facer las exigencias del mercado y efectuar mejo- ras complementarias en el sistema refinero. De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli- miento al IV Trimestre 2012, no se alcanzó la meta en relación a los objetivos específicos traza- dos, aunque si se avanzó en los mismos. En tal sentido, con relación al PMRT durante el 2012 se alcanzó un avance físico de 28.9%, siendo la me- ta de 43.8%. Asimismo, el avance físico de la Re- finería Conchán fue de 44.8% (meta de 45.0%), de Refinería Iquitos de 2.3% (meta de 7.0%), de Refinería El Milagro 2.3% (meta de 76.0%), mientras que el avance físico de la Refinería Ta- lara relacionados a la mejora en la operatividad de la refinería fue de 13.6% (meta de 30.0%). 4. Desarrollar la Integración Vertical con Apoyo del Gobierno y Promover Nuevos Negocios: contem- pla i) efectuar las gestiones que sean necesarias para participar en un rango del 25% al 49% en los lotes Noroeste y Selva, ii) obtener e incrementa reservas y producción de crudo y gas, iii) cons- truir, adquirir y alquilar estaciones de servicio, iv) participar en petroquímica y v) desarrollar nuevos mercados y negocios en el downstream. De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli- miento al IV Trimestre 2012, no se alcanzó la meta en relación a varios de los objetivos especí- ficos trazados, a excepción de la participación en petroquímica (avance de etileno-polietileno y avance de integración con el Lote 58 y Gasoducto al Sur). Con relación a los demás objetivos es- pecíficos, respecto a las gestiones para participar en un rango de 25% a 49% en los Lotes del No- roeste y Selva no se logró cerrar contratos de li- cencia de exploración y explotación. Asimismo, no se completó la meta de incorporar estaciones de servicio propias y la de incorporar nuevos proyectos (10 proyectos de 18 establecidos como meta) para el desarrollo de nuevos mercados y negocios en el downstream. 5. Desarrollar el Proyecto de Transporte de Crudo Pesado y Liviano: contempla i) repotenciar el Oleoducto Nor Peruano, ii) incrementar la capa- cidad de almacenamiento de crudo y venta de productos en Bayóvar y iii) garantizar el abaste- cimiento de crudo y productos para refinerías de selva. De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli- miento al IV T 2012, PETROPERÚ no alcanzó los objetivos específicos definidos para el desa- rrollo de dicho objetivo estratégico. En tal senti- do, con referencia a la repotenciación del Oleo- ducto Nor Peruano se alcanzó un avance físico de 37.8% de la Etapa I (meta de 42.6%), mientras que la Etapa II se encontraba sin fecha de inicio estimada. Respecto al avance físico de la planta de ventas de Bayóvar, se alcanzó un avance de 20% (meta de 46%), mientras que el avance de construcción de tanques de almacenamiento se dejó sin efecto por la declinación de la produc- ción de crudos de los L-8 y 1-AB de PLUSPETROL. Finalmente, el objetivo específi- co de solucionar el abastecimiento de crudo y productos las refinerías de la selva, alcanzaron un avance de 10% para la Etapa I, mientras que la Etapa II aún no se iniciaba. 6. Contar con una Estructura Organizacional Flexi- ble, Soporte Tecnológico y Talento Humano a Exigencias Actuales y Futuras: contempla i) im- plementar el diseño organizativo acorde con los planes estratégicos actuales y futuros de PETROPERÚ, ii) mantener cubiertas las plazas con personal competente, calificado y motivado, iii) implementar el plan de desarrollo de personal acorde a las necesidades actuales y futuras de la empresa e iv) incrementar soluciones TIC que soporten los procesos. De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli- miento al IV Trimestre 2012, PETROPERÚ al- canzó la meta relacionada a la implementación de la organización acorde a los requerimientos de los planes estratégicos actuales y futuros (meta de 50% de avance). No obstante, se encontró por debajo de la meta en relación al desarrollo del personal (25% vs. 50% de la meta establecida), establecer sucesores con alto potencial (10% de avance vs. 50% establecido en la meta) y en el avance PETIC relacionado a la implementación de soluciones TIC que soporten los procesos (36.1% de avance vs. 76% de meta).
  • 12. Página 12 de 22 7. Fortalecer las Relaciones con el Entorno: con- templa i) viabilizar la ejecución de normativas y dispositivos legales que permitan la eficiencia de sus operaciones, ii) fortalecer el relacionamiento con los grupos de interés y iii) cumplir con los principios de buen gobierno corporativo. De acuerdo al Informe de Avance de Cumpli- miento al IV Trimestre 2012, PETROPERÚ al- canzó la meta relacionada a los índices de ries- gos controlados relacionados al cumplimiento de los principios de buen gobierno corporativo. No obstante, no alcanzó el número de informes de cumplimento BGC del objetivo específico señalado y no se lograron concretar acciones que permitan mejorar la operación de PETROPERÚ dado que al cierre del ejercicio 2012 se encontraban todavía pendientes cinco normas que permitirán lograr dicho objetivo. Asimismo, PETROPERÚ reviso y remitió al MINEM el proyecto de reglamentación para la ampliación del plazo de vigencia de los contra- tos con plazos inferiores al máximo permitido por la Ley Orgánica de Hidrocarburos. A inicios del 2011, PETROPERÚ aprobó el Plan Estratégico Corporativo 2011-2025, el mismo que fue actualizado y aprobado en Directorio N° 116- 2012-PP de fecha 26 setiembre de 2012, conteniendo nueve objetivos generales, según se detalla: i) gene- rar valor al accionista, ii) integrar verticalmente a la empresa a través de una mayor participación en el upstream y en el downstream, iii) mejorar el margen de refino y adecuar la oferta a la normativa vigente, iv) mantener el liderazgo en el mercado de combusti- bles, v) diversificar la oferta de bienes y servicios, vi) adecuarla a la oferta disponible, vi) optimizar la capacidad de transporte de crudos, vii) cumplir los principios de buen gobierno corporativo y contar con una estructura organizacional flexible, con un mayor soporte tecnológico que impulse el desarrollo de sus recursos humanos, viii) fortalecer las relaciones con los grupos de interés y ix) alcanzar y mantener están- dares internacionales de excelencia en gestión opera- tiva y socioambiental. Los objetivos contemplados en el Plan responden a la autorización que nace de la Ley de participar en todas las fases de la industria y comercio del petróleo in- cluyendo sus derivados, petroquímica básica y otras formas de energía. Ejecución de Nuevos Proyectos Durante el mes de abril del año en curso, se dio a conocer el interés de PETROPERÚ en la compra de la refinería y estaciones de gasolina de la empresa Repsol S.A. De esta manera, PETROPERÚ suscribió un Acuerdo de Confidencialidad con la empresa Repsol S.A. para examinar una posible oferta de algunos de sus activos en Perú. No obstante, luego de la evaluación técnica, económica y financiera presen- tada por la administración de PETROPERÚ sobre el portafolio de sus actuales Proyectos de Inversión, el Directorio en sesión de fecha 02 de mayo de 2013 decidió no continuar participando en el referido proceso, señalando a su vez que priorizará la ejecu- ción de su cartera de proyectos en curso. En el 2012, el nivel de ejecución del presupuesto de inversiones de PETROPERÚ alcanzó los S/.222.9 millones, +5% en relación al 2011. De esta manera, PETROPERÚ continuó con el desarrollo de proyec- tos iniciados con anterioridad al ejercicio 2012 e inició las fases de otros planteamientos que buscan cumplir con los objetivos del Plan Estratégico. De- ntro de los principales proyectos a ejecutarse se en- cuentran: Proyecto de Modernización de Refinería Talara (PMRT). Es un proyecto de desarrollo tecnológico que consiste en la construcción de nuevas instalaciones industria- les y la modernización y ampliación de la infraestruc- tura existente con los objetivos de: • Reducir el contenido de azufre del diesel y las gasolinas para cumplir con las normas de preven- ción del medio ambiente (Ley N° 28694). • Procesamiento de crudos pesados. • Convertir residuales de bajo precio en destilados medios y gas. • Aumentar la capacidad total de carga de la Refiner- ía de un nivel actual de 65 MBD hasta 95 MBD. • Autogeneración de energía. Esto último permitirá a su vez reducir el impacto social de enfermedades derivadas de partículas y SO2 provenientes de combustibles, la emisión limpia de efluentes gasoductos de la refinería, disminuir la importación de combustibles líquidos y mejorar la balanza comercial de hidrocarburos, mejorar la renta- bilidad de la refinería y promover el empleo y desa- rrollo en Talara. El proyecto se desarrolla bajo un esquema de inge- niería básica extendida FEED-EPC. En este sentido, se suscribió un contrato con Técnicas Reunidas de España bajo la modalidad de “Estimación de Libro Abierto” (Open Book Estimate) que permite el desa- rrollo de la ingeniería de detalle, cotizar y colocar órdenes de compra de equipos críticos así como des- arrollar el estimado de costos. En el marco de este contrato se viene gestionado las licencias de suminis- tro de tecnología con empresas como Exxon Mobil, Axens, Haldor Topsoe, UOP, entre otros, cuya sol- vencia técnica es probada a nivel mundial. La gestión del Proyecto la efectúa PETROPERU, mientras que la empresa consultora especializada Project Management Consultancy (PMC) supervisa los trabajos realizados por el contratista a cargo del FEED-EPC. Asimismo, se contrató a Walsh Perú Ingenieros y Científicos Consultores para elaborar el Estudio de Impacto Ambiental y a la firma Social Capital Group SAC parta llevar a cabo la asesoría en Gestión Social y Relaciones Comunitarias.
  • 13. Página 13 de 22 Si bien el estudio de factibilidad elaborado por Arthur D. Little en el año 2007 estimaba un monto de inver- sión inicial del Proyecto, en el 2006, de US$1,300 millones, conforme se avanzó con la ingeniería de detalle, la inversión estimada se ha venido ajustando. Hay que señalar que dicho ajuste podría seguir fluc- tuando en la medida que el contrato suscrito FEED- EPC así lo contempla en esta fase, la cual una vez definida la ingeniería de detalle podrá convertirse en un contrato EPC a suma alzada. PETROPERÚ estima que el monto final del proyecto alcanzaría aproxima- damente los US$2,780 millones y otros US$800 millones para el desarrollo de plantas de apoyo de servicios correspondientes a inversiones de terceros. Société Générale se adjudicó en licitación internacio- nal el servicio para actuar como banco estructurador y se estima un plazo de dos años para completar la estructuración del esquema de financiamiento del proyecto, que podría incluir préstamos bancarios y emisiones de bonos (locales y/o internacionales). Si bien inicialmente se estimó que antes que acabe el 2012, Société Générale estructuraría un crédito puen- te de entre US$300 y 500 millones a un plazo entre 12 y 18 meses, mientras se concreta la estructuración del financiamiento de mediano plazo, el mismo to- davía no se ha concretado. La ampliación y nuevas unidades del proceso se presentan a continuación en el siguiente gráfico: Fuente y Elaboración: PETROPERÚ En opinión de Equilibrium, la ejecución del Proyecto bajo esta modalidad es común en la industria, ya que permite planificar y definir procesos complejos y de tecnologías sofisticadas, disminuyendo los riesgos de diseño y construcción. Respecto a la inversión esti- mada inicial, si bien se puede producir ajustes, una vez alcanzada la ingeniería de detalle, la modalidad del contrato pasaría a ser de suma alzada establecién- dose un valor de la inversión global fijo. En este plano, el desafío que enfrenta PETROPERÚ conjun- tamente con el PMC es cerrar esta fase con un Valor Global Fijo que no contenga costos ocultos ni que presente sobrestimaciones. Avances: Durante el 2012 se concretó la inge- niería básica extendida. En tal sentido, Técnicas Reunidas presentó su propuesta de conversión de las unidades de procesos y facilidades, de la mo- dalidad de costos reembolsables a suma alzada, que aún se encontraba en revisión por parte del supervisor del proyecto (PMC), a cargo del Con- sorcio Inelectra – Idom Ingeniería y Consultoría S.A. – Nippon Koei Co. Ltd. La estructuración del financiamiento continúa a cargo del banco Societé Générale, quien en el mes de agosto de 2012 presentó un esquema prelimi- nar del financiamiento de corto plazo. PETROPERÚ continúa con la revisión de los términos y condiciones para el financiamiento parcial del PMRT, para posteriormente solicitar al Directorio el inicio para el proceso de estructura- ción financiera. Es de señalar que en el 2013 PETROPERÚ tiene estimado destinar aproxima- damente US$512 millones a dicho proyecto, el mismo que estaría culminando en el año 2016. Asimismo, del total de los recursos que se estar- ían destinando a lo largo del presente ejercicio a dicho proyecto, el 84.8% sería con financiamiento del exterior a largo plazo y la diferencia con re- cursos propios. Años 2013 2014 2015 2016 Monto Estimado PMRT* 1,331 2,738 1,576 1,692 Financiamiento Externo L/P 85% 88% 82% 77% Recursos Propios 15% 12% 18% 23% *En miles de S/. Según lo manifestado por PETROPERÚ, el PMRT cuadruplicará los activos de la refinería, lo que con- llevará un gran desafío para la gestión futura de la nueva refinería. En tal sentido, parte del PMRT in- corpora precisamente la revisión y optimización de la gestión según las nuevas necesidades. De acuerdo al Informe Trimestral de Avance de Cumplimiento de los Objetivos Anuales y Quinque- nales 2012-2016, durante el 2012 el avance físico del PMRT fue de 28.9%, habiendo estado por debajo de la meta de 43.8%. Proyecto de Transporte de Crudos Pesados por el Oleoducto Nor Peruano El proyecto mantiene como objetivo permitir el transporte de crudos pesados de la Cuenca del Ma- rañón y potenciar el negocio de transporte de petróleo crudo por el Oleoducto Nor Peruano, a fin de incre- mentar la capacidad utilizada y la rentabilidad. Dicho proyecto se llevará a cabo en dos etapas: 1) La primera etapa incorpora la instalación de dos tuberías paralelas (Loops) al Ramal Norte del Oleoducto Nor Peruano, a las zonas adyacentes a las Estaciones Morona y Andoas, a fin de permitir el transporte de la producción inicial de los pro- ductores (estimada entre 80 a 90 MBD). Asimis- mo, incluye la construcción de nuevos tanques, la instalación de bombas nuevas en dichas estacio- nes y otros equipos y facilidades. Ampliación de Unidades Actuales Unidades desulfurizadoras Nuevas áreas de almacenamiento Servicios Industriales Cogeneración Áreas de almacenamiento actuales Nuevo muelle de carga líquida Nuevas Unidades de Procesos Otras Facilidades Plan Proyecto de Modernizacion de Refinería Talara
  • 14. Página 14 de 22 2) La segunda etapa, o proyecto integral, implica la construcción de oleoductos para el transporte del diluyente y crudo diluido, adecuación del Oleo- ducto Ramal Norte, la instalación de facilidades para el bombeo, almacenamiento y otros. La eje- cución de dicha etapa se condiciona a que las producciones de los lotes de las empresas intere- sadas superen los 100 MBD. Es de señalar que la segunda etapa implicaría un monto de aproxima- damente US$950 millones. Avances: En el mes de abril de 2012 se entregó el Estudio del Plan de Manejo Ambiental de la Pri- mera Etapa a la DGAAE para su revisión y apro- bación. Asimismo, en el mes de diciembre 2012 se suscribió el contrato de transporte de la pro- ducción temprana del Lote 67 con PERENCO, lo cual significaría ingresos para PETROPERÚ de aproximadamente S/.50 millones anuales. Se es- tima que en noviembre de 2013 PERENCO inicie la producción temprana de 7.0 MBD de crudo di- luido, el mismo que sería transportado vía fluvial hasta la Estación 1 y a partir de ahí hasta el termi- nal Bayóvar a través del Oleoducto. A partir del 2017 se transportaría un mayor volumen desde la Estación Andoas hasta el Terminal Bayóvar cuando entre en operación la primera etapa. De esta manera, PETROPERÚ estima una inversión para la primer etapa entre los años 2013-2016 de aproximadamente US$80 millones, la misma que sería financiada tanto con generación propia como con financiamiento externo de largo plazo. Según lo señalado por PETROPERÚ en el Informe Trimestral de Avance de Cumplimiento de los Obje- tivos Anuales y Quinquenales 2012-2016, durante el 2012 el avance de la primera etapa fue de 37.8%, habiendo estado por debajo de la meta propuesta de 42.6%. Proyecto de Construcción de Planta de Ventas en Bayóvar Dicho proyecto permitirá mejorar la rentabilidad de PETROPERÚ al permitir el ahorro de fletes, incre- mentar la participación en el mercado industrial y minero, atender la demanda futura de combustibles en la zona y la demanda de combustibles marinos a las naves de alto bordo que ingresan a los puertos de Paita y Bayóvar. A la fecha, el Directorio de PETROPERÚ dio la viabilidad para la ejecución del proyecto. Se proyecta desembolsos para el período 2013-2015 de aproximadamente US$10.8 millones. Proyecto de Construcción de Planta de Ventas Ni- nacaca - Pasco El proyecto mantiene como objetivo permitir conser- var el mercado y asegurar el abastecimiento en la zona de influencia (Pasco). Al cierre de 2012, se venía desarrollando el FEED (ingeniería básica ex- tendida) que se espera concluir en el 2013. PETROPERÚ proyecta desembolsos para el período 2013-2014 de aproximadamente US$3.1 millones. Proyecto de Construcción de Planta de Ventas Puer- to Maldonado Dicho proyecto mantiene como objetivo reducir los costos de transporte (fletes terrestres en las rutas Mollendo – Cusco, Mollendo – Puerto Maldonado), dado que la ruta de abastecimiento pasaría a ser desde Mollendo hasta hacia la nueva planta de ventas de Puerto Maldonado, lo cual también evitaría el costo de flete y el costo de almacenamiento en la planta Cusco. PETROPERÚ proyecta desembolsos para el período 2013-2014 de aproximadamente US$8.1 millones. Unidades de Conversión en Refinería Iquitos El proyecto supone la modernización de la refinería con la cual, además de producir gasolina de alto octanaje que actualmente se importa, permitiría ela- borar gas licuado de petróleo (GLP) y asfaltos que se requieren en la Amazonía. El proyecto implica la instalación de nuevas unidades de conversión para minimizar el rendimiento de residuales y producir combustibles de mayor valor agregado, ampliación de UDP (Unidad de Destilación Primaria) y producir combustibles de bajo azufre (500ppm). Asimismo, se busca procesar los petróleos crudos disponibles de los lotes situados en la selva norte. Para el desarrollo de dicho proyecto, en el mes de julio de 2012, PETROPERÚ firmó con la empresa española Fluor un contrato para realizar el estudio de factibilidad que determine la posibilidad de instalar nuevas unidades de proceso en la refinería. PETROPERÚ proyecta desembolsos para el período 2015-2018 de aproximadamente US$355.4 millones para dicho proyecto. Nuevos Proyectos en Evaluación PETROPERÚ se encuentra activo en la evaluación de diversos proyectos que se encuentran en fase de estu- dio de pre inversión, entre los que se encuentra el Proyecto Petroquímico de Producción de Etileno y Polietileno. ABASTECIMIENTO, PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE CRUDO DE PETROPERÚ Abastecimiento de Crudo El crudo que procesa PETROPERÚ es petróleo pro- veniente del noreste, de la selva norte e importado, cuya densidad permite obtener una mayor producción de destilados medios que contiene mayor valor en el mercado, así como atender la demanda nacional que es deficitaria. A nivel internacional PETROPERÚ tiene una amplia oferta de crudo en los diferentes mercados depen- diendo de la calidad y características técnicas reque- ridas. Es de señalar que el principal proveedor local de PETROPERÚ al cierre de 2012 fue Savia Perú S.A., mientras que el principal proveedor del exterior fue Trafigura Pte LTD.
  • 15. Página 15 de 22 Durante el 2012 los egresos en Nuevos Soles por la compra de petróleo crudo y productos fueron meno- res debido a la reducción en precios, cerrando el 2012 con un promedio total de compra de 106.9 MBD, mientras que al primer trimestre de 2013 los egresos en Nuevos Soles fueron superiores principalmente por las mayores adquisiciones de crudo importado, GLP y Diesel 2 de bajo azufre por la mayor demanda y para recuperar inventarios, cerrando al 31 de marzo de 2013 con compras totales (crudo y otros produc- tos) por 124.8 MBD (95.3 MBD al primer trimestre de 2012). Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium En el mercado local, la ubicación de la refinería Tala- ra cerca de los campos productores permite mantener una fuente de suministro natural y diversificada, ya que los operadores de estos lotes son empresas que operan los lotes entregados en concesión por PERUPETRO S.A. Con referencia a los precios de compra, es de señalar que PETROPERÚ compra el petróleo crudo bajo dos modalidades: 1. En el mercado local para la Refinería Talara, mediante contratos basados en una canasta de crudos y un diferencial que incluye ajustes de ca- lidad y transporte, por plazos igual o mayor a un año mientras que para las Refinerías Iquitos y El Milagro, las compras se basan en el crudo marca- dor WTI y un diferencial, incluyendo ajuste de calidad. 2. En el mercado internacional para las Refinerías Talara y Conchán, mediante compras Spot (FOB/CFR), basándose en el crudo marcador WTI o Brent y un diferencial que incluye fletes, ajustes de calidad y otros. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium Producción La oferta de productos de PETROPERÚ está consti- tuida por combustibles líquidos y asfaltos; asimismo, brinda los servicios de transporte de petróleo crudo por el Oleoducto Nor Peruano. Los productos que comercializa provienen de las cuatro refinerías que opera, destacando la Refinería de Talara, la misma que suministra productos finales a los terminales del litoral y productos intermedios a las otras refinerías. Al cierre del ejercicio 2012, PETROPERÚ procesó 93.3 MBD de crudo y otras cargas en sus cuatro refinerías, la misma que fue menor al 2011 (97.7 MBD) sustentado en la parada de 17 días de la Uni- dad de Craqueo Catalítico y de 10 días de la Unidad de Destilación al Vacío de la Refinería Talara con la finalidad de determinar los trabajos a realizar en la XII Inspección General del Complejo de Craqueo Catalítico programada para el mes de agosto del presente ejercicio. Incidió igualmente en la menor producción la operación intermitente de la Refinería Conchán debido a trabajos de reparación de los hor- nos para evitar excedentes de Diesel 2 de alto azufre, la misma que se normalizó en el mes de marzo de 2012. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium Comercialización Durante el 2012, las ventas de PETROPERÚ hacia el mercado interno ascendieron a 97.4 MBDC, +5% en relación al 2011, sustentado en una mayor participa- ción en el mercado de GLP, mayores ventas de Die- sel B5 de bajo azufre y las mayores ventas de gasoli- na / gasohol de 90 octanos a través de clientes mayo- ristas y grifos independientes. Adicionalmente, PETROPERÚ incrementó las ventas en el canal directo a 63.2 MBDC (57.8 MBDC en el 2011). Por el lado de la cadena de estaciones de servicio PETRORED, la misma cerró el 2012 con 520 afilia- dos y un volumen promedio anual de ventas de 16.8 MBDC (volumen promedio de 16.7 MBDC al cierre de 2011). La mayor demanda de combustibles en el mercado interno y el nivel de los precios internacionales, originaron menores excedentes para la exportación. En tal sentido, durante el año 2012 PETROPERÚ exportó 2,185 MB de Residuales y 1,048 MB de Nafta Virgen, lo que resultó en una reducción de 16% respecto al 2011. Producto de la mayor deman- da interna, PETROPERÚ efectuó mayores importa- 0 20 40 60 80 2009 2010 2011 2012 I T13 51 52 50 50 47 23 25 27 23 32 Compra de Crudo en MBD Petroperú S.A. Local Importado 83 105 69 84 106 108 73 98 62 80 111 112 72 100 62 79 95 94 50 60 70 80 90 100 110 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Precio Promedio de Compra de Crudos (US$/BL) PETROPERÚ S.A. US$/BL BRENT WTI 0 20 40 60 80 100 2011 2012 IT 13 4 4 4 22 23 25 5 5 6 46 43 43 17 14 18 3 1 2 1 3 2 Producción en MBD PETROPERÚ S.A. GLP Gasolinas Turbo Diesel B5 Residuales Asflatos Otros
  • 16. Página 16 de 22 ciones de Diesel 2 de bajo azufre, alcohol carburante y biodiesel B100; no obstante, la importación de petróleo crudo fue menor, lo cual conllevó que a nivel agregado las importaciones no sufrieran varia- ciones significativas. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium ACTIVOS, PASIVOS Y PATRIMONIO DE PETROPERÚ Activos Al 31 de diciembre de 2012, los activos de PETROPERÚ ascendieron a S/.6,246.1 millones, registrando una disminución de 2% en relación al 2011 (S/.6,928.5 millones al primer trimestre de 2013, +11% en relación al cierre de 2012). A lo largo de los últimos ejercicios, la mayor parte de los activos descansa en el corto plazo (53% al cierre de 2012) sustentado principalmente por la partida de existencias, la misma que ascendió a S/.2,249.4 mi- llones y recoge el stock que PETROPERÚ mantiene en petróleo crudo y productos refinados, siendo los más importantes los productos terminados (S/.978.3 millones que corresponden a 3,242 MB). Con relación a las cuentas por cobrar comerciales, las mismas alcanzaron los S/.564.5 millones al cierre de 2012 (S/.628.6 millones al primer trimestre 2013) que corresponden a facturas tanto en moneda local como en Dólares Americanos originados por la venta de productos refinados. Es de señalar que las cuentas por cobrar, por política interna de PETROPERÚ, se encuentran garantizadas con cartas fianza y otros instrumentos de acuerdo con la política de crédito aprobada por el Directorio. Al cierre de 2012, PETROPERÚ no registra cuentas por cobrar al Fondo de Estabilización de Precios (S/.162.5 millones al cierre de 2011). En tal sentido, inició el ejercicio 2012 con un saldo de S/.220 millo- nes, habiendo recibido ingresos por compensación de precios por S/.131.6 millones, mientras que la aporta- ción de precios (gastos) fue de S/.208.7 millones, conllevando a que registre un ajuste en los ingresos de S/.77.1 millones. Al cierre del ejercicio 2012, PETROPERÚ mantiene reclamos al Fondo de Estabilización de Precios por S/.58.0 millones. En tal sentido, en el mes de abril de 2010, la Dirección General de Hidrocarburos emitió la Resolución Directoral 075-2010-EM/DG, la misma que dispuso que los productores e importadores de combustibles rectifiquen sus declaraciones juradas semanales presentadas desde agosto 2008 y apliquen en forma retroactiva los valores de referencia estable- cidos en dicha Resolución Directoral. Esto último conllevó a que PETROPERÚ interponga una acción de amparo, estimando que resultará favorable una vez concluido el proceso judicial en todas sus instancias. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium Los activos no corrientes representaron el 47% del total al cierre de 2012, los mismos que se encuentran conformados principalmente por la partida de Inmue- bles, Maquinaria y Equipo que ascendió a S/.2,593.3 millones, la misma que registra trabajos en curso por S/.520.7 millones (S/.384.8 millones al cierre de 2011) producto de las inversiones que viene desarro- llando, entre las que se encuentra el PMRT y el pro- yecto de transporte de crudo pesado de la cuenta del Marañón por el Oleoducto Nor Peruano. Pasivos y Patrimonio Al cierre del ejercicio 2012, los pasivos representa- ban el 56% del fondeo de PETROPERÚ, los mismos que alcanzaron los S/.3,486.3 millones (S/.4,110.7 millones al primer trimestre de 2013). La mayor parte de los pasivos de PETROPERÚ descansa en el corto plazo, sustentado en préstamos financieros y cuentas por pagar comerciales. En tal sentido, los préstamos financieros corresponden a préstamos bancarios en Dólares Americanos destinados al financiamiento, los mismos que son de vencimiento corriente y registran tasas entre 0.7% y 1.73%, respectivamente. Asimis- mo, dichos préstamos no cuentan con garantías ni colaterales. Respecto a las cuentas por pagar comerciales de corto plazo, las mismas ascendieron a S/.1,309.1 millones al cierre de 2012 (S/.1,171.3 millones al 31 de marzo de 2013) y corresponden principalmente a proveedo- res nacionales y extranjeros de productos refinados. Es así que al cierre de 2012 el principal proveedor nacional fue Savia Perú S.A., cuyo saldo ascendió a S/.154.2 millones. Asimismo, el principal proveedor extranjero fue Trafigura Pte Ltd., al mismo que le adeudaba S/.203.0 millones. PETROPERÚ registra en sus pasivos, tanto de corto como de largo plazo, provisiones correspondientes a 0 50 100 150 2009 2010 2011 2012 IT 13 81 89 92 97 98 10 13 13 11 14 Venta de Combustible en MBD Petroperú S.A. Interno Externo 3% 3% 2% 4% 3% 12% 9% 10% 9% 9% 6% 8% 3% 0% 0% 36% 32% 36% 36% 37% 24% 41% 38% 42% 37% 19% 7% 11% 9% 14% 2009 2010 2011 2012 I T 13 Composición del Pasivo PETROPERÚ S.A. Caja Cuentas por cobrar comerciales, neto Cuentas por cobrar FEPC Existencias Inm. Maq y equipo Otros
  • 17. Página 17 de 22 pensiones de jubilación, las mismas que incluyen las obligaciones previsionales del régimen pensionario del Decreto Ley N° 20530 que comprende íntegra- mente a trabajadores cesados, calculadas y pagadas en Nuevos Soles. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium Al cierre del 2012, el patrimonio de PETROPERÚ alcanzó los S/.2,759.8 millones, el mismo que se incrementa en 4% en relación al ejercicio anterior y representa el 44% de sus fuentes de financiamiento (S/.2,817.8 millones al primer trimestre de 2013). Resulta positivo que, al primer trimestre de 2013, el 48.7% del patrimonio se encuentre en la partida Capi- tal Social (64% al sumar la partida capital adicional). Las capitalizaciones de resultados realizadas por PETROPERÚ a lo largo de los últimos ejercicios le permiten mantener adecuados indicadores de solven- cia, reflejados principalmente a través de la palanca contable. Esto último le permitirá igualmente tomar deuda financiera de largo plazo para financiar parte de los proyectos de inversión detallados anteriormen- te, a pesar de que se espera de que los ratios de sol- vencia se estresen en un mediano plazo. No obstante, para lograr esto último es importante que PETROPERÚ continúe con la política de capitaliza- ción de resultados. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium RESULTADOS E INDICADORES FINANCIEROS DE PETROPERÚ Resultados En el ejercicio 2012, PETROPERÚ registró una disminución importante en el resultado neto, toda vez que tuvo que realizar inventarios a precios menores en relación a los de compra producto de la tendencia hacia la baja en el precio del crudo y los demás pro- ductos entre abril y julio, así como entre setiembre y noviembre 2012, situación que impactó sustancial- mente en el resultado bruto de la Compañía. *La utilidad bruta al 31 de marzo de 2013 se presenta anualizada. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium Al 31 de marzo de 2013, a pesar de registrar una mejora en la utilidad bruta en relación al mismo período de 2012, la utilidad neta de PETROPERÚ disminuye en 39% sustentada en una mayor carga financiera y en una pérdida por diferencia en cambio. De acuerdo a lo señalado, al 31 de diciembre de 2012 PETROPERÚ alcanzó una utilidad neta de S/.66.2 millones, la misma que retrocede en 88% en relación al cierre de 2011, mientras que en valores relativos pasa de 4% en el 2011 a 0.5% al cierre 2012. Esto último tiene sustento en una importante disminución de la utilidad bruta, la misma que ascendió a S/.999.5 millones, -30% en relación al 2011, sustentado en la realización de inventarios a precios menores a los de adquisición. En línea con lo señalado en el párrafo anterior, las ventas ascendieron a S/.13,150.9 millones, las mis- mas que correspondieron a 39,689 MB (S/.13,337.0 millones en ingresos en el 2011, correspondiente a 38,381 MB). Asimismo, dentro de los producto más representativos se encuentran la gasolina/gashol (S/.2,407.0 millones en ingresos correspondiente a 7,299 MB), Diesel varios (S/.7,261.3 millones co- rrespondiente a 18,592 MB) y los petróleos industria- les (S/.1,391.4 millones correspondiente a 5,079 MB). PETROPERÚ percibe otros ingresos operacio- nales correspondientes principalmente al transporte de crudo por oleoductos14 y a tarifas de operación de terminales. Dichos ingresos adicionales totales as- cendieron a S/.231.3 al cierre de 2012 (S/.239.7 mi- llones en el 2011). Contribuyó igualmente a la menor utilidad bruta el mayor costo de ventas, el mismo que alcanzó los S/.12,382.8 millones al cierre de 2012, sustentado en un mayor inventario inicial de existencias y las com- pras realizadas en el año. 14 En virtud del Contrato de Servicio de Transporte de Hidrocarburos por el Tramo I y II del Oleoducto Nor-Peruano con Pluspetrol Norte S.A. 2009 2010 2011 2012 I T 13 25% 16% 17% 21% 17% 20% 22% 19% 16% 26% 23% 15% 12% 12% 11% 32% 47% 52% 51% 46% Composición del Pasivo PETROPERÚ S.A. Comerciales DeudaFinanciera Provisiones Otros 2.36 1.43 1.38 1.26 1.46 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 2009 2010 2011 2012 IT 13 Patrimonio y Endeudamiento PETROPERÚ S.A. Patrimonio Palanca Contable (Pasivo / Patrimonio) 1,044,545 1,152,425 1,433,434 999,469 1,004,825 2.7% 14.0% 12.0% 11.0% 7.0% 0.% 2.% 4.% 6.% 8.% 10.% 12.% 14.% 16.% 18.% 20.% 0 200,000 400,000 600,000 800,000 1,000,000 1,200,000 1,400,000 1,600,000 2009 2010 2011 2012 I T 13* Utilidad Bruta Margen Bruto Evolución de la Unidad Bruta (en Miles de S/.) y Margen Bruto (en %) PETROPERÚ S.A.
  • 18. Página 18 de 22 Si bien durante el 2012 la carga operativa en términos relativos no muestra mayor variación en relación a ejercicios anteriores, el resultado de operación fue 91% menor; no obstante, fue suficiente para asumir la carga financiera de S/.12.0 millones. Es de señalar que el resultado operativo recoge gastos diversos por S/.263.4 millones, de los cuales S/.234.1 millones corresponden al crédito fiscal por IGV no utilizado por ventas exoneradas en la Amazonía. En tal senti- do, si bien PETROPERÚ efectúa compras gravadas con IGV, las ventas en la Amazonía por la aplicación de la fórmula de prorrateo no recupera el total del crédito fiscal a nivel corporativo. Es de señalar igualmente que el resultado neto recoge una ganancia por tipo de cambio de S/.61.9 millones. Indicadores de Rentabilidad Los menores resultados alcanzados en el 2012 y al primer trimestre de 2013 han impactado de manera importante en los indicadores de rentabilidad de PETROPERÚ. En tal sentido, no solo se muestran menores márgenes en el 2012, que posteriormente se recuperan parcial- mente al primer trimestre de 2013, sino que el resul- tado promedio tanto del accionista como de los acti- vos disminuye considerablemente producto del menor resultado neto y del fortalecimiento patrimonial reali- zado a través de la capitalización de los resultados de los últimos ejercicios. *Al 31 de marzo de 2013, el ROAE y ROAA se presentan anualizados. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium Es de señalar que los niveles de rentabilidad de PETROPERÚ reflejan la volatilidad propia del sector de refino y comercialización de combustibles. Indicadores de Solvencia A partir del 2010, PETROPERÚ registra una mejora importante en sus indicadores de solvencia, plasmado principalmente en una baja palanca contable y niveles controlados en relación al endeudamiento del activo, lo cual se mitiga aún más si se considera que PETROPERÚ toma solo deuda de corto plazo para capital de trabajo (financiamiento de importaciones), obligaciones que no cuentan con garantías ni colate- rales. De esta manera, al cierre de 2012 la palanca contable de PETROPERÚ fue de 1.26 veces (1.46 veces al primer trimestre de 2013), mientras que el endeudamiento del activo fue de 56% (59% a marzo 2013). Indicadores de Liquidez A lo largo de los últimos ejercicios PETROPERÚ ha venido registrando adecuados indicadores de liquidez corriente, mientras que a nivel de prueba ácida y liquidez absoluta está ajustado. En este sentido, durante el primer trimestre de 2013 la liquidez corriente disminuye producto de un au- mento en los pasivos corrientes por la mayor toma de financiamiento para la importación de crudo y para pagar la deuda SUNAT 2002, 2003 y 2004. *El capital de trabajo se presenta en miles de Nuevos Soles. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium Al analizar el estado de flujo de efectivo, se muestra un flujo de caja operativo negativo en S/.804.1 millo- nes al 31 de marzo de 2013 (positivo en S/.576.5 millones en el 2012), el mismo que recoge un aumen- to en las cuentas por cobrar comerciales, otras cuen- tas por cobrar, existencias y una disminución en las cuentas por pagar comerciales, lo cual fue revertido con la obtención de préstamos de corto plazo. Es importante señalar que al 31 de marzo de 2013, PETROPERÚ registra S/.478.0 millones dentro de la partida de Otras Cuentas por Cobrar, las mismas que recogen reclamos a SUNAT. En tal sentido, en el mes de abril de 2011 esta última efectuó un embargo preventivo por S/.120 millones por supuestos tributos dejados de pagar en la importación de un tipo de combustible en el 2003. Asimismo, en el mes de noviembre de 2011 PETROPERÚ recibió la Resolu- ción de Cobranza Coactiva N° 011-006-0042559 por S/.65 millones, habiendo optado la Gerencia por acogerse al fraccionamiento tributario para evitar nuevamente un embargo, el mismo que terminó de pagar al cierre del ejercicio 2012. PETROPERÚ mantiene dichos saldos registrados en Otras Cuentas por Cobrar (parte no corriente) por encontrarse las mismas en proceso impugnativo en la vía judicial. No obstante, entre los meses de febrero de 2012 y marzo de 2013 la SMV observó el registro contable, indi- cando que se trata de Activos Contingente y no de Otras Cuentas por Cobrar. PETROPERÚ se mantiene firme en su posición indicando que cuenta con argu- mentos sólidos para ello. Indicadores de Generación y Coberturas El perfil crediticio de PETROPERÚ está condiciona- do a la volatilidad del precio del crudo. Esto último se ve plasmado en la generación misma de la Entidad a través del EBITDA. Es así que durante el 2008 la 7.29% 6.49% 9.25% 1.05% 0.43% 27.83% 17.83% 22.22% 2.44% 1.02% 0.00% 5.00% 10.00% 15.00% 20.00% 25.00% 30.00% 2009 2010 2011 2012 IT 13 Evolución Histórica del ROAE y ROAA PETROPERÚ S.A. ROAA ROAE 491,473 722,766 872,043 637,184 445,281 1.26 1.32 1.32 1.24 1.14 1.00 1.10 1.20 1.30 1.40 1.50 1.60 0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 600,000 700,000 800,000 900,000 1,000,000 2009 2010 2011 2012 IT 13 Evolución de la Liquidez y Capital de trabajo PETROPERÚ S.A. Capital de trabajo Liquidezcorriente
  • 19. Página 19 de 22 generación llegó a ser negativa producto del desplo- me de los precios por la crisis financiera, registrando una importante recuperación hasta el 2011, toda vez que el 2012 fue un año volátil en precios, lo cual conllevó a que el EBITDA se ajuste considerable- mente al pasar de S/.819.4 millones en el 2011 a S/.161.0 millones al cierre de 2012, mientras que al primer trimestre de 2013, de manera anualizada, el mismo alcanza los S/.147.0 millones. Producto de lo señalado anteriormente y consideran- do la baja carga que representan los gastos financie- ros debido a que PETROPERÚ no presenta deuda estructural de largo plazo, las coberturas han sido holgadas para los gastos financieros, tal y como se presenta a continuación: *El EBITDA se presenta en miles de Nuevos Soles. Asimismo, al 31 de marzo de 2013 se encuentra anualizado. Fuente: PETROPERÚ / Elaboración: Equilibrium No obstante lo anterior, considerando el fuerte plan de inversiones que tiene previsto PETROPERÚ para los próximos ejercicios, se prevé que los ratios de cobertura disminuyan significativamente, toda vez que dichos proyectos se financiarán en parte con deuda. 487,397 498,074 819,412 161,041 146,991 28.33 48.85 81.15 13.46 32.46 0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 600,000 700,000 800,000 900,000 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2009 2010 2011 2012 I T 13 Evolución de la Generación y Cobertura de Intereses PETROPERÚ S.A.
  • 20. Página 20 de 22 Petróleos del Perú - PETROPERÚS.A. ESTADO DESITUACION FINANCIERA DEINTERES ECONOMICO (Miles de Nuevos Soles) ACTIVOS Activo Corriente Efectivo y Equivalente de Efectivo 108,060 3% 143,065 3% 157,333 2% 54,743 1% 241,948 4% 183,784 3% 54% -24% Cuentas por Cobrar Comerciales, Neto 459,520 12% 465,808 9% 652,832 10% 646,496 10% 564,460 9% 628,584 9% -14% 11% Cuentas por Cobrar con el FEPC 238,417 6% 409,273 8% 162,447 3% 85,094 1% 0 0% 0 0% - - Otras Cuentas por Cobrar 220,227 6% 266,357 5% 350,682 6% 377,753 6% 216,225 3% 304,808 4% -38% 41% Existencias 1,316,545 36% 1,664,239 32% 2,286,987 36% 2,313,108 37% 2,249,400 36% 2,582,687 37% -2% 15% Gastos Pagados por Anticipado 7,717 0% 10,066 0% 16,669 0% 12,286 0% 21,829 0% 16,582 0% 31% -24% Total Activo Corriente 2,350,486 64% 2,958,808 57% 3,626,950 57% 3,489,480 56% 3,293,862 53% 3,716,445 54% -9% 13% Otras Cuentas por Cobrar, Neto 0 0% 0 0% 175,958 3% 185,785 3% 221,492 4% 477,982 7% 26% 116% Inversiones Financieras 13,680 0% 13,680 0% 8,713 0% 8,713 0% 8,713 0% 8,713 0% 0% 0% Imnmuebles, Maquinaria y Equipo, Neto 882,283 24% 2,099,394 41% 2,414,643 38% 2,465,065 39% 2,593,335 42% 2,595,371 37% 7% 0% Impuesto a la Renta y Partic. de los Trabaj. Dif. 334,671 9% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% 0 0% - - Otros Activos, Neto 99,599 3% 100,097 2% 115,016 2% 121,297 2% 128,687 2% 130,027 2% 12% 1% Total Activo No Corriente 1,330,233 36% 2,213,171 43% 2,714,330 43% 2,780,860 44% 2,952,227 47% 3,212,093 46% 9% 9% TOTAL ACTIVOS 3,680,719 100% 5,171,979 100% 6,341,280 100% 6,270,340 100% 6,246,089 100% 6,928,538 100% -2% 11% PASIVOS Pasivo Corriente Sobregiros Bancarios y Obligaciones Financieras 735,073 20% 1,127,723 22% 1,227,884 19% 1,149,325 18% 1,004,662 16% 1,780,495 26% -18% 77% Cuentas por Pagar Comerciales 911,865 25% 802,740 16% 1,103,708 17% 952,061 15% 1,309,065 21% 1,171,258 17% 19% -11% Remuneraciones por Pagar 29,734 1% 32,563 1% 35,550 1% 35,278 1% 42,445 1% 47,320 1% 19% 11% Impuestos 11,476 0% 99,460 2% 160,901 3% 182,120 3% 110,503 2% 101,276 1% -31% -8% Participación de los Trabajadores 20,864 1% 23,567 0% 56,289 1% 72,549 1% 17,415 0% 9,591 0% -69% -45% Anticipos Recibidos de Clientes 43,601 1% 27,039 1% 16,952 0% 20,003 0% 21,654 0% 29,789 0% 28% 38% Otras Cuentas por Pagar (Inc. Fracc. Tribut.) 9,979 0% 8,175 0% 18,599 0% 15,814 0% 15,372 0% 12,800 0% -17% -17% Provisiones de Corto Plazo 95,955 3% 113,624 2% 134,091 2% 130,851 2% 134,552 2% 116,622 2% 0% -13% Intereses 466 0% 1,151 0% 933 0% 1,244 0% 1,010 0% 2,013 0% 8% 99% Total Pasivo Corriente 1,859,013 51% 2,236,042 43% 2,754,907 43% 2,559,245 41% 2,656,678 43% 3,271,164 47% -4% 23% Impuesto a la Renta / Particip. Diferidas 0 0% 135,950 3% 215,127 3% 218,548 3% 218,561 3% 218,405 3% 2% 0% Fracionamiento Tributario 0 0% 0 0% 55,946 1% 55,946 1% 0 0% 0 0% -100% - Provisiones de Largo Plazo 727,029 20% 669,121 13% 651,806 10% 647,452 10% 611,078 10% 621,126 9% -6% 2% Total Pasivo No Corriente 727,029 20% 805,071 16% 922,879 15% 921,946 15% 829,639 13% 839,531 12% -10% 1% TOTAL PASIVO 2,586,042 70% 3,041,113 59% 3,677,786 58% 3,481,191 56% 3,486,317 56% 4,110,695 59% -5% 18% Capital Social 1,209,880 33% 1,094,677 21% 1,094,677 17% 1,094,677 17% 1,371,866 22% 1,371,866 20% 25% 0% Capital Adicional 0 0% 15,000 0% 277,189 4% 277,189 4% 431,599 7% 431,599 6% 56% 0% Reserva Legal 74,423 2% 0 0% 29,950 0% 29,950 0% 83,213 1% 83,213 1% 178% 0% Resultados Acumulados -457,152 -12% 733,702 14% 729,050 11% 1,291,763 21% 806,898 13% 873,094 13% 11% 8% Utilidad / Pérdida del Ejercicio 267,526 7% 287,487 6% 532,628 8% 95,570 2% 66,193 1% 58,071 1% -88% -12% TOTAL PATRIMONIO NETO 1,094,677 30% 2,130,866 41% 2,663,494 42% 2,789,149 44% 2,759,769 44% 2,817,843 41% 4% 2% TOTAL PASIVO YPATRIMONIO 3,680,719 100% 5,171,979 100% 6,341,280 100% 6,270,340 100% 6,246,089 100% 6,928,538 100% -2% 11% Dic.10 % Dic.10 % % % %Dic. 09 % Dic.11 Dic.11Dic. 09 Mar.12 % Mar.12 % Var. % Dic12 / Dic11 Var. % Mar13 / Dic12 Var. % Dic12 / Dic11 Var. % Mar13 / Dic12 Dic.12 % Mar.13 % Dic.12 % Mar.13 %
  • 21. Página 21 de 22 Petróleos del Perú - PETROPERÚS.A. ESTADO DERESULTADOS INTEGRALES (Miles de Nuevos Soles) Total Ingresos Brutos 7,304,303 100% 9,982,802 100% 13,576,653 100% 3,180,971 100% 13,382,272 100% 3,331,581 100% -1% 5% Costo de Ventas 6,259,758 86% 8,830,377 88% 12,143,219 89% 2,845,207 89% 12,382,803 93% 2,990,461 90% 2% 5% Resultado Bruto 1,044,545 14% 1,152,425 12% 1,433,434 11% 335,764 11% 999,469 7% 341,120 10% -30% 2% Gastos Administrativos 232,316 3% 279,558 3% 340,795 3% 72,396 2% 347,337 3% 78,198 2% 2% 8% Gastos de Ventas 225,850 3% 302,176 3% 316,007 2% 72,089 2% 327,899 2% 76,576 2% 4% 6% Provisión para pensiones de jubilación 30,682 0% 35,041 0% 45,990 0% 0 0% 29,755 0% 0 0% -35% - Ingresos Diversos 37,860 1% 17,198 0% 244,266 2% 8,398 0% 30,357 0% 6,960 0% -88% -17% Gastos Diversos 183,392 3% 164,428 2% 253,221 2% 71,700 2% 263,434 2% 79,435 2% 4% 11% Resultado de Operación 410,165 6% 388,420 4% 721,687 5% 127,977 4% 61,401 0% 113,871 3% -91% -11% Otros Ingresos y Egresos Ingresos Financieros 9,479 0% 4,666 0% 6,383 0% 1,212 0% 5,288 0% 1,014 0% -17% -16% Gastos Financieros 17,206 0% 10,196 0% 10,098 0% 3,189 0% 11,963 0% 4,248 0% 18% 33% Utilidadantes del REI 402,438 6% 382,890 4% 717,972 5% 126,000 4% 54,726 0% 110,637 3% -92% -12% Diferencia en Cambio 38,891 1% 32,725 0% 45,813 0% 16,893 1% 61,922 0% -26,826 -1% 35% -259% Utilidadantes del Impto. a la renta 441,329 6% 415,615 4% 763,785 6% 142,893 4% 116,648 1% 83,811 3% -85% -41% Participación de los Trabajadores 46,973 1% - 0% - 0% - 0% - 0% - 0% - - Gasto por Impuesto a las Ganancias 126,830 2% 128,128 1% 231,157 2% 47,323 1% 50,455 0% 25,740 1% -78% -46% UtilidadNeta 267,526 4% 287,487 3% 532,628 4% 95,570 3% 66,193 0% 58,071 2% -88% -39% % %Dic. 09 % Dic.11Dic.10 Mar.12 % Var. % Dic12 / Dic11 Var. % Mar13 / Mar12 Dic.12 % Mar.13 %
  • 22. Página 22 de 22 Planca Contable (Pasivo / Patrimonio) 2.36 1.43 1.38 1.25 1.26 1.46 Endeudamiento del Activo (Pasivo / Activo) 0.70 0.59 0.58 0.56 0.56 0.59 Pasivo / Capital Social 2.14 2.78 3.36 3.18 2.54 3.00 Pasivo Corriente / Total Pasivo 71.89% 73.53% 74.91% 73.52% 76.20% 79.58% Pasivo Largo Plazo / Total Pasivo 28.11% 26.47% 25.09% 26.48% 23.80% 20.42% Liquidez Corriente (Activo Corriente / Pasivo Corriente) 1.26 1.32 1.32 1.36 1.24 1.14 Prueba Acida (Activo Corriente - Otras Cuentas por Cobrar - Existencias - Gastos Pagados por Anticipado / Pasivo Corriente) 0.43 0.46 0.35 0.31 0.30 0.25 Prueba Acida (Sin Incluir CxC FEPC) 0.31 0.27 0.29 0.27 0.30 0.25 Liquidez Absoluta (Efectivo y Equivalente / Pasivo Corriente) 0.06 0.06 0.06 0.02 0.09 0.06 Capital de Trabajo 491,473 722,766 872,043 930,235 637,184 445,281 Capital de Trabajo / Ingresos* 6.73% 7.24% 6.42% - 4.76% 3.29% Capital de Trabajo / EBITDA 100.84% 145.11% 106.42% - 395.67% 322.88% Flujo de Caja Operativo 676,314 -180,937 129,604 26,567 576,535 -804,148 Flujo de Caja de Inversión -99,821 -191,708 -215,497 -50,598 -268,698 -29,849 Flujo de Caja Financiero -609,721 425,787 100,161 -78,559 -223,222 775,833 Rotación de Cuentas por Pagar (Días) 49 29 29 - 32 34 Rotación de Cuentas por Cobrar (Días) 19 14 15 - 13 14 Rotación de Inventarios (Días) 76 68 68 - 65 78 Ciclo de Negocio 46 53 53 - 46 58 Gastos Opertivos / Ingresos 8.78% 7.47% 6.70% 6.80% 7.01% 7.03% Gastos Financieros / Ingresos 0.24% 0.10% 0.07% 0.10% 0.09% 0.13% Margen Neto (Utilidad Neta / Ingresos) 3.66% 2.88% 3.92% 3.00% 0.49% 1.74% Margen Opertativo (Utilidad Operativa / Ingresos) 5.62% 3.89% 5.32% 4.02% 0.46% 3.42% Margen de EBITDA (EBITDA / Ingresos) 6.67% 4.99% 6.04% 4.78% 1.20% 4.14% ROAA * 7.29% 6.49% 9.25% - 1.05% 0.43% ROAE * 27.83% 17.83% 22.22% - 2.44% 1.02% EBITDA 487,397 498,074 819,412 151,957 161,041 137,907 EBITDA Anualizado 487,397 498,074 819,412 - 161,041 146,991 EBITDA / Gastos Financieros 28.33 48.85 81.15 47.65 13.46 32.46 EBITDA / Servicio de Deuda 0.65 0.44 0.66 0.16 0.08 Deuda Financiera Total / EBITDA* 1.51 2.26 1.50 - 6.24 12.11 Deuda Financiera Neta / EBITDA* 1.29 1.98 1.31 - 4.74 10.86 Deuda Financiera / Pasivo Total 0.28 0.37 0.33 0.33 0.29 0.43 Pasivo Cte./ Pasivo Total 71.9% 73.5% 74.9% 73.5% 76.2% 79.6% Flujo de Caja Operativo / Inversión AF 6.78 -0.95 0.61 0.53 2.26 -28.31 (Flujo de Caja Opertivo + G. Financieros) / G. Financieros 40.31 -16.75 13.83 9.33 49.19 -188.30 *Indicadores Anualizados INDICADORES FINANCIEROS Dic. 09 Dic.11 Mar.12 Dic.12 Mar.13 SOLVENCIA LIQUIDEZ FLUJO DECAJA GESTION RENTABILIDAD GENERACIÓN YCOBERTURAS Dic.10