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Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. Nº 861, Título XI, Mayo de 2013 Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú - PDF
Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. Nº 861, Título XI, Mayo de 2013 Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú
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Julio Cárdenas Gutiérrez
1 Patrimonio en Fideicomiso D. Leg. Nº 861, Título XI, Mayo de 2013 Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú Informe con estados financieros no auditados al 31 de marzo de 2013 Fecha de comité: 03 de julio de 2013 Empresa perteneciente al sector hidrocarburos peruano Lima, Perú Rocío Acosta Andrade Alvaro San Martín Japay (511) Aspecto o Instrumento Clasificado Clasificación Perspectiva Tercer Programa de Bonos de Titulización HOCP paaa Estable Significado de la Clasificación Categoría paaa: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes. La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales, sin embargo no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. Las clasificaciones de PCR constituyen una opinión sobre la calidad crediticia y no son recomendaciones de compra y venta de estos instrumentos. Racionalidad En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió por unanimidad otorgar la clasificación de paaa, perspectiva Estable al Tercer Programa de Bonos de Titulización - HOCP. En la siguiente sección del informe, se hace mención de manera más específica sobre la decisión tomada. Resumen Ejecutivo Estructura de deuda respaldada por un Patrimonio Fideicometido. Tanto los bonos titulizados como el préstamo con el BCP o con terceros que designe el BCP, en igual grado de prelación, se encuentran respaldados bajo un patrimonio en fideicomiso. Dicha estructura mantendrá resguardos financieros los cuales serán revisados periódicamente. La adecuada capacidad de generación de recursos provenientes de las operaciones del negocio. Esto permite a Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (HOCP) cumplir sin mayores dificultades con las obligaciones financieras contraídas con sus acreedores. La cobertura expresada como EBITDA a Gastos Financieros de HOCP asciende a veces al 31 de marzo de Sólida generación de flujo de caja del Originador. A marzo 2013, el EBITDA de HOCP fue de US$ MM, estos flujos se mantienen en niveles sólidos, el cual se incrementaron con respecto al marzo 2012 (+27.02%), explicado principalmente por la recuperación de los precios internacionales del LGN. La experiencia y el conocimiento en el negocio por parte de HOCP. HOCP pertenece al Grupo económico Hunt Oil Company, compañía fundada en Estados Unidos con más de setenta años de experiencia en el sector hidrocarburos. Asimismo, mantiene actividades en desarrollo inmobiliario, energía, ganadería e infraestructura. HOCP se constituyó con el propósito de participar en el concurso convocado por el Comité Especial del Proyecto de Camisea (CECAM). Cuenta con una participación dentro del Consorcio de 25.20% sobre la licencia del Lote2 El buen nivel de reservas del Lote 88. Los niveles de reservas probadas del Lote 88 ascienden a MMBBL 1 para los líquidos de gas natural y 8,159.5 BPC para el gas natural condensado 2 ; las cuales, considerando las proyecciones de demanda, aseguran una vida útil para este yacimiento mayor al vencimiento de este Programa (las proyecciones van hasta el año 2040, mientras que el programa tendrá una vigencia de 10 años). Sólidos niveles de cobertura 3 y endeudamiento patrimonial. Los niveles a marzo 2013 fueron de veces y 2.28 veces respectivamente, mientras que en marzo 2011 fueron de veces y 0.81 veces respectivamente. Estos resultados variaron principalmente por el incremento del EBITDA y el incremento de los pasivos corrientes, debido a un préstamo con Hunt Overseas Oil Company (HOOC), vinculada de HOCP, como parte de la estrategia adoptada por la sucursal en el 2012 en la estructura de capital. Proyecciones favorables en distintos escenarios para el cumplimiento de los resguardos financieros. En todos los escenarios el originador presenta flujos holgados para cumplir con sus obligaciones, así como los resguardos financieros que debe tener el Fideicomiso. De acuerdo a las proyecciones alcanzadas por la compañía para el caso del Lote 88, se tiene que la cobertura de servicio de deuda se mantiene en niveles promedio de alrededor de veces 4. Riesgos asociados al negocio de hidrocarburos, el cual se encuentra expuesto a la variación de los precios de petróleo y gas, los cuales tienen repercusión sobre el precio de venta de los líquidos de gas que comercializa el originador. Reseña Proyecto Camisea En mayo de 1999, el Comité Especial del Proyecto Camisea (CECAM) convocó a concurso público para adjudicar el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos del Lote 88 y las concesiones para el Transporte de Gas Natural y los Líquidos hacia la costa y la distribución de Gas para Lima y Callao. El 16 de febrero de 2000, se adjudicó la buena pro del concurso público para la concesión de explotación de hidrocarburos a un Consorcio de empresas conformado por Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú ( HOCP ), Pluspetrol Perú Corporation, Sucursal del Perú ( Pluspetrol ) y SK Innovation, Sucursal Peruana (antes SK Enery, Sucursal Peruana). Posteriormente en el mes de octubre de ese mismo año, se incorporó a dicho Consorcio la empresa Hidrocarburos Andinos SAC, la que fue luego reemplazada por Tecpetrol del Perú S.A.C. (organización de propiedad del grupo Techint). El 7 de diciembre de 2000, Perupetro en representación del Estado Peruano y el Consorcio firmaron y aprobaron el Contrato de Licencia. Al 31 de diciembre de 2012 las empresas que tienen participación en el contrato de Licencia del Lote 88 son las siguientes: Cuadro 1: Estructura Accionaria del Consorcio Accionista Participación Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú 25.20% Pluspetrol Camisea S.A % Pluspetrol Peru Corporation S.A. 2.20% SK Energy, Sucursal Peruana 17.60% Tecpetrol del Peru S.A.C % Sonatrach Peru Corporation S.A.C % Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú 10.00% Total % Dichas empresas son filiales de organizaciones internacionales de prestigioso nivel y con experiencia suficiente para asegurar una buena gestión del proyecto Camisea a lo largo de su operación. A 1 Millones de Barriles en Reservas 2 Los dos datos han sido obtenidos del Informe de Valoración al 31 de diciembre de 2012 de las Reservas en el Área Contractual Lote 88 y 56 en Perú elaborado con fecha 31 de mayo de 2013 y preparado por la firma DeGoyler and MacNaughton (D&M), 3 Índice de cobertura es medido como el EBITDA sobre Gastos Financieros. 4 Bajo el supuesto de un escenario base. 23 continuación se presenta un breve detalle de los puntos más importantes de los accionistas directos de las empresas que conforman el Consorcio. Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (HOCP) es una sucursal de Hunt Oil Company of Peru L.L.C. la cual se encuentra constituida en Delaware, Estados Unidos. La sucursal se constituyó con el propósito de participar en el concurso convocado por el Comité Especial del Proyecto de Camisea (CECAM). Su principal actividad económica está dirigida a la exploración y explotación de hidrocarburos, así como cualquier otra actividad que incluya la compra y venta de los mismos. HOCP, pertenece a Hunt Oil Company, empresa creada en Dallas, Texas en 1934, es una de las compañías privadas de petróleo y gas más grande de Estados Unidos de Norteamérica. Hunt forma parte del Hunt Consolidated Inc., compañía holding de propiedad de Ray L. Hunt y de su familia. Además de las inversiones en explotación y transporte de hidrocarburos, Hunt Consolidated tiene inversiones en la industria de refinación, desarrollo inmobiliario, generación de energía eléctrica, agroindustria e inversiones en fondos de capital de riesgo. Las principales áreas de producción de petróleo y gas de Hunt están localizadas en Estados Unidos de Norteamérica (Texas, Luisiana, Dakota del Norte), República de Yemen y Perú. Asimismo, posee licencias de exploración en Australia, Italia, Iraq (Kurdistán) y Rumania. Gráfico 1: Hunt Oil Company Hunt Consolidated, Inc. Hunt Oil Company (Delaware, USA) Hunt Overseas Oil Company (Delaware, USA) Hunt Oil Development (Peru), Hunt Peru (Block 56) L.P. Development Company (Delaware, USA) (Cayman Islands) acciones serie A (Lote 88) acciones serie B (Lote 56) Hunt Oil Company of Peru, L.L.C. (Delaware, USA) Tecpetrol se dedica a la exploración y producción de gas y petróleo con oficinas principales en Argentina y es controlada por el Grupo Techint. Actualmente, Tecpetrol mantiene operaciones en México (Misión), Venezuela (Colon), Ecuador (Bermejo), Bolivia (Ipati-Aquío), Argentina (El Tordillo) y Perú (Camisea). SK Innovation se dedica a la exploración, refinamiento y comercialización de gas y petróleo. SK forma parte del conglomerado surcoreano SK Group dedicado a la industria energética y química. En la actualidad, desarrolla actividades en 20 países, entre ellos: República de Yemen, Costa de Marfil, Egipto, Estados Unidos de Norteamérica, Brasil y Australia. Los instrumentos de deuda de la compañía en el mercado de capitales son clasificados en BBB con perspectiva estable por S&P. Sonatrach, empresa propiedad del Estado de Argelia, es el mayor trader de petróleo y gas en el mercado internacional. Se dedica a la exploración, explotación, transporte de GNL y GLP (incluye transporte marítimo), a la refinación del gas y el petróleo y a la industria petroquímica. Sonatrach posee y opera 14 oleoductos (aproximadamente 7,419 Km. de tuberías), 11 gaseoductos (5,773 Km. de ductos) y 19 naves de transporte marítimo de GLP, GNL y productos refinados. Además, opera 11 complejos industriales de transformación y refinación de GNL (4), de GLP (2) y de petróleo (5). Pluspetrol Resources Corporation actualmente es la tercera empresa productora de gas natural en Argentina y el mayor productor de petróleo en el Perú. En febrero de 2000 se convirtió en el operador estratégico del Upstream del Proyecto Camisea y en el Downstream participa con el 12.38% del accionariado de Transportadora de Gas del Perú - TGP (en forma directa e indirecta). Fue constituida 34 en 1976 como una compañía dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas; inició su proceso de internacionalización en la década de los 70 con sus inversiones en Colombia. En la actualidad desarrolla operaciones en campos de gas y petróleo en Argentina, Perú y Bolivia. Repsol Exploración Perú empresa que tiene por casa matriz a Repsol Exploración S.A. la cual es una compañía española cuyo objeto social principal es la investigación, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos; desarrollando sus actividades tanto en España como en el extranjero. Repsol Exploración Perú, Sucursal del Perú, es contratista en los Lotes 39, 57, 103, 109, 76 y en los Lotes 56 y 88. Anteriormente, ha desarrollado actividades de exploración en los Lotes 27, 32, 34, 35 y Z-29M, y participó como asociado en el Lote 64. Adicionalmente, la agencia de clasificación Standard & Poor s le asignó una calificación de BBB- a los instrumentos de largo plazo de Repsol YPF. Estrategia y Operaciones El Consorcio hacia principios del ejercicio 2004 culminó con éxito la fase de perforación, cumplimiento y prueba de 4 pozos productores y 3 pozos inyectores, los que se encuentran ubicados en la zona de San Martín. Adicionalmente a ello, el Consorcio reacondicionó un pozo productor y un pozo inyector. Para estas obras, el Consorcio contó con los servicios de la empresa Parker Drilling Co (empresa con amplio reconocimiento internacional y que cuenta con las más altas certificaciones de calidad, dentro de las que se encuentran al ISO 9001:2000 Standard). Simultáneamente, el Consorcio con apoyo de la empresa SADE y JJC Contratistas Generales, inició los trabajos de construcción de Tuberías de Flujo (Flowlines) que terminaron en septiembre de 2003 y que sirven de medio de transporte para llevar el Gas Natural desde los pozos productores de San Martín hacia la Planta de Separación de Líquidos y reinyectar el gas seco en el pozo SM-3X. De otro lado, el Consorcio construyó una Planta Criogénica de Separación de Líquidos y una Planta de Compresión de Gas para Reinyección y Transporte de Gas ubicadas en Malvinas (orillas del río Urubamba). En estas facilidades se realiza la separación primaria que consiste principalmente en la eliminación de impurezas como azufre y agua del gas natural, para luego aislar los componentes del mismo mediante cambios en la presión y la temperatura con la finalidad de obtener Gas Natural Seco de uso industrial que es transportado a través de ductos hacia la ciudad de Lurín (City Gate), y Líquidos de Gas Natural (LGN) que son transportados por medio de un poliducto hasta la Planta de Fraccionamiento de Pisco. Luego de realizadas las pruebas pertinentes, se inició el llenado del Gaseoducto construido por Transportadora de Gas del Perú (downstream) marcando como fecha de inicio de la etapa de Extracción Comercial el 2 de junio de Proyecto: Ampliación de ducto de Camisea para demanda interna El proceso de ampliación del gaseoducto se inició a mediados de junio de 2007, cuando la demanda del gas natural en los contratos en firme (que genera la ampliación del sistema de transporte de gas) todavía no se había dado. Asimismo, el nivel de contratos que había con TGP durante ese año era muy bajo y muy inferior respecto a la capacidad actual del transporte del sistema; por ello y en coordinación con el Ministerio de Energía y Minas (MEM) se decidió adelantar la ampliación del sistema de transporte. Dado los constantes incrementos de la demanda, se han realizado diversos proyectos divididos por etapas con el fin de ampliar el sistema de transporte de gas natural y poder abastecer de esta manera la sobredemanda. Actualmente: TGP se encuentra en un nuevo proceso de expansión para satisfacer el incremento sobresaliente de la demanda interna, la cual no se encontraba dentro de las proyecciones iniciales. En este contexto, el proyecto de expansión planea alcanzar una capacidad de transporte de 920 MMPCD de GN y 110,000 bbls/d de LGN. La inversión a realizar se estimó en US$ 860 MM con un calendario de ejecución entre 2013 y 2018 y contempla la extensión de 55 km de nueva tubería entre el Km 88 y Km 127 del Gaseoducto y la construcción de una nueva planta compresora en el Km 127, así como estaciones de bombeo y tuberías adicionales en la costa. Regalías El Consorcio, según el Contrato de Licencia deberá pagar la regalía en efectivo, sobre la base de los hidrocarburos fiscalizados. Las fórmulas sobre las cuales se calcula el porcentaje de regalías son las siguientes: 45 Petróleo y Líquidos de Gas Natural El porcentaje de regalía es igual a: KL1 + ZL1 * (QL-1.00), donde: KL1= (Precio de la Canasta de Petróleo o LGN Precio de Referencia del Petróleo o LGN) / (Precio de Referencia del Petróleo o LGN) * (Incremento en el porcentaje de la regalía por incremento del precio de la Canasta de Petróleo o LGN) + Porcentaje de Regalía Base (37.24%). ZL1= Incremento del porcentaje de la regalía por unidad de Producción Acumulada. Este incremento será de 3% por cada 100MMBbls de producción fiscalizada. QL= Petróleo Acumulado o Líquidos del Gas Acumulado, expresados en cientos de millones de barriles. Conviene precisar que en ningún caso el porcentaje de regalía podrá ser superior o inferior al 37.24%. Adicionalmente a ello, el Consorcio se verá beneficiado con un descuento sobre el porcentaje de regalía en la medida que aplique programas de reinyección de acuerdo con el volumen de producción fiscalizada por encima de los 20,000bld. Estos descuentos van desde 1.0 puntos porcentuales hasta 4.0 puntos porcentuales. Gas Natural El porcentaje de regalía es igual a: KG1 + ZG1 * (QG-1.00), donde: KG1= (Precio Realizado del Gas Precio de Referencia del Gas) / (Precio de Referencia del Gas) * (Incremento en el porcentaje de la regalía por incremento del Precio Realizado del Gas)+ Porcentaje de Regalía Base (37.24%). ZG1= Incremento del porcentaje de la regalía por unidad de Producción Acumulada. Este incremento será de 3% por cada Trillón de Pies Cúbicos de producción fiscalizada. QG= Gas Acumulado expresado en trillones de pies cúbicos. Conviene precisar que en ningún caso el porcentaje de regalía podrá ser superior o inferior al 37.24%. Reservas Los yacimientos de la zona de Camisea son normalmente reservorios de gas de arenisca presurizada que se encuentran a profundidades de entre 6,500 y 9,000 pies. Existen cinco formaciones hidrocarburíferas en la zona Vivian, Chonta, Nia, Noi y Ene. Estas formaciones son notablemente consistentes en espesor y propiedades del reservorio en toda la zona de Camisea. Todos los yacimientos que se encuentran en la zona de Camisea son reservorios de gas condensado retrogrado con una presión inicial de reservorio equivalente por encima de la presión del punto de rocío. El rendimiento de LGN de la planta varía entre 50 a 88 Barriles por millones de pies cúbicos de gas seco. Los contaminantes de gas son mínimos, con un promedio de 1% de nitrógeno y 0.2% de dióxido de carbono. Las zonas productivas de los reservorios han sido definidas a través de uno o más de los siguientes métodos: Identificación de contactos gas-agua en los registros de los pozos (por ejemplo, por la broca de perforación); ploteo de los gradientes de presión, evaluación de amplitud sísmica; y punto de fuga estructural. Un contacto gas-agua inferido ha sido definido para cada uno de estos reservorios utilizando uno de los métodos mencionados. Las estimaciones de las reservas se prepararon conforme a las definiciones de reservas consistentes con las aprobadas en marzo 1997 por la SPE y el WPC. Las reservas están clasificadas por grado de certeza como probadas, probables o posibles. Se considera que las reservas probadas son económicamente producibles en el futuro de reservorios conocidos bajo las condiciones económicas y de operación existentes y se asume la continuación de las actuales prácticas reglamentarias usando métodos y equipos convencionales de producción. Dichas reservas han sido comprobadas con un alto grado de certidumbre por análisis del historial de producción de los reservorios y/o por análisis volumétrico de geología e ingeniería adecuados. Se consideran reservas probables las que son susceptibles a ser probadas, que están basadas en la evidencia razonable de hidrocarburos producibles dentro de los límites de la estructura o reservorio pero definidas en un grado menor de certidumbre debido a un control de pozo más limitado y/o la falta de pruebas de producción definitivas. De acuerdo con el Informe de Valoración al 31 de diciembre de 2012 de las Reservas en el Área Contractual Lote 88 y 56 en Perú elaborado con fecha 31 de mayo de 2013 y preparado por la firma DeGoyler and MacNaughton (D&M), las Reservas ascienden a: 56 mar-2007 jul-2007 nov-2007 mar-2008 jul-2008 nov-2008 mar-2009 jul-2009 nov-2009 mar-2010 jul-2010 nov-2010 mar-2011 jul-2011 nov-2011 mar-2012 jul-2012 nov-2012 mar-2013 mar-2007 jul-2007 nov-2007 mar-2008 jul-2008 nov-2008 mar-2009 jul-2009 nov-2009 mar-2010 jul-2010 nov-2010 mar-2011 jul-2011 nov-2011 mar-2012 jul-2012 nov-2012 mar-2013 Cuadro 2: LGN (MMBBL) Yacimiento de Gas Probadas Probadas y Probables Lote Fuente: D&M / Elaboración: PCR Cuadro 3: GN (BPC) Yacimiento de Gas Probadas Probadas y Probables Lote 88 8, ,866.5 Fuente: D&M / Elaboración: PCR Los valores en la tabla corresponden a estimaciones de los volúmenes de producción de líquidos de gas y de gas recuperable proyectados desde el año 2013 al Análisis Sectorial El gas natural se ha convertido en los últimos años en una importante fuente de energía para la economía mundial debido a su competitividad frente a otros combustibles; ya que es menos contaminante y tiene un precio de mercado relativamente menor al de cualquier otro combustible fósil. Perspectivas mundiales El dinamismo del mercado mundial en el sector de gas natural ha sido muy positivo durante los últimos años como consecuencia de una mayor explotación del recurso, el cual se caracteriza por estar asociado a menores costos de producción que otros bienes sustitutos. Por el lado de la oferta, se observa que la producción de Estados Unidos tiene una tendencia creciente durante los últimos años llegando a producir 2,146,002 MM de pies cúbicos a marzo de 2013, el cual se incrementó en 1.08% en relación al cierre de marzo Asimismo, debido al crecimiento de la demanda mundial por recursos alternativos al petróleo, el precio del Gas Natural (Henry Hub), llegó a estar a mediados del 2008 en US$12.69/MMBTU. Posteriormente, producto de la crisis financiera mundial el precio Henry Hub se desplomó llegando estar un año después, en setiembre de 2009 en US$2.99/MMBTU. Al cierre de marzo 2013 el precio del gas natural fue de US$3.81/MMBTU, aumentando en 75.58% respecto a marzo Gráfico 2 Gráfico 3 2,400,000 2,200,000 2,000,000 1,800,000 Producción de Estados Unidos de Gas Natural (MMCF) Gas Natural - Henry Hub (US$/MMBTU) 1,600, ,400, ,200, ,000,000 0 Producción Nacional Fuente: EIA / Elaboración: PCR La producción de gas natural en el Perú, hasta 1997, solo ocurría en la zona petrolera de la costa norte de Piura. A partir de los años 1998 y 1999 se vislumbró un mayor incremento en la producción local debido al inicio de la explotación del gas natural de Aguaytía en la selva central, destinado a la generación de energía eléctrica, originando un incremento en el consumo local del orden de 69.1%. Sin embargo, a partir del 2004, con la explotación del yacimiento de Camisea se logra un incremento significativo en la producción del gas natural, permitiendo que el consumo local se incremente. Esto se ratifica a través del incremento de las solicitudes de factibilidad de suministro que poseen un incremento de 43.38% en relación al año anterior. Esto origina un cambio gradual en la matriz energética local, lo que ha ocasionado que el mercado dependa cada vez menos de los productos derivados del petróleo, los cuales son importados, permitiendo pasar de un país deficitario a un país superavitario en la producción de este recurso. 67 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 Gráfico 4 Gráfico 5 Producción de Gas Natural ( ) - MPCD 1,400, ,200, ,000, , , , , Producción de Hidrocarburos líquidos ( ) Barriles diarios 200, , , , , , , , Fuente: Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía / Elaboración: PCR Producción Nacional de Gas Natural Durante el mes de diciembre de 2012, la producción de gas natural fue de 1, MMPCD, 4.08% superior a la registrada en el 2011; en cambio, si comparamos la producción de diciembre de 2012 con la registrada en noviembre del mismo año se observa una incremento de 33.22%. Por otro lado, la producción acumulada a diciembre de 2012 ascendió a 13, MMPCD. Gráfico 6 Gráfico 7 Producción de Gas Natural mensual (2012) - MPCD 1,400, ,200, ,000, , Producción de Gas Natural por empresa (Enero - Diciembre 2012) Otros Petrobras Aguaytia 2.67% 1.01% 0.93% Petrobrech 0.73% 600, , , Pluspetrol 94.66% Fuente: Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía / Elaboración: PCR Con respecto a los partícipes en la producción de gas natural, se observa que Pluspetrol Perú Corporation S.A., operador de los Lotes 88 y 56, es el principal productor de gas natural con una participación del 94.66%; seguido de Aguaytía Energy del Perú S.A (operador del Lote 31 C) con una participación del 2.67%. Producción Nacional de Hidrocarburos Líquidos Durante el mes de diciembre de 2012, la producción nacional de hidrocarburos líquidos alcanzó los miles de barriles por día, representando una caída de 0.47% respecto al Por otro lado, la producción acumulada a diciembre de 2012 fue de 1,825 miles de barriles por día. En relación a los partícipes por producción de hidrocarburos líquidos se observa que Pluspetrol Perú Corporation S.A., es el principal productor de hidrocarburos líquidos con una participación del 70.84% (Pluspetrol Camisea con el 50.37% y Pluspetrol Norte con el 16.47%); seguido de Petrobras y Savia con 9.30% y 7.77% respectivamente. 78 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 Gráfico 8 Gráfico 9 Producción de Hidrocarburos líquidos mensual (2012) Barriles diarios 180, , , , , , , , , Producción de Hidrocarburos líquidos por empresa (Enero - Diciembre 2012) Savia Petrobras 7.77% 9.30% Otros 12.09% Pluspetrol 54.37% Pluspetrol Norte 16.47% Fuente: Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía / Elaboración: PCR Característica del Instrumento Tercer Programa de Bonos de Titulización HOCP Para la emisión de este Tercer Programa, se rescató el 06 de marzo de 2013 los Bonos del Primer Programa de Bonos de Titulización de Hunt HOCP que fue colocado en diciembre Para el rescate del Primer Programa, HOCP tomó un préstamo puente con el Banco de Crédito del Perú (BCP), por la suma de US$ millones 5. Actualmente, Hunt Oil Company of Peru LLC, Surcursal del Perú (el Originador), tiene pensando emitir bonos titulizados, los cuales estarán respaldados por un Patrimonio Fideicometido a ser constituido por el total de las ventas de los hidrocarburos extraídos del Lote 88 que le pertenecen a HOCP. Adicionalmente, el Fideicomiso podrá tomar un préstamo bancario con el BCP por la suma de hasta US$175.0 millones. Cabe indicar que el monto y plazo de este préstamo no podrá ser superior al monto y plazo de los Bonos que se van a emitir. Gráfico 10: Esquema de Titulización Derechos Emite Bono HOCP- Ventas Lote 88 Financiamiento Patrimonio Fideicometido Financiamiento Bonistas (*) (*) De darse el caso el BCP podrá prestar a favor del Fideicomiso hasta US$175 millones, dependiendo del total colocado, sin superar el monto total del programa. Los principales términos y condiciones del Programa se detallan a continuación: Emisor y Fiduciario: Creditítulos Sociedad Titulizadora S.A. Originador y Servidor: Hunt Oil Company of Peru L.L.C, Sucursal del Perú (HOCP). Monto del Programa: Hasta US$ millones o su equivalente en Nuevos Soles. Moneda: Dólares Americanos o Nuevos Soles, de acuerdo con el prospecto complementario. Emisiones: Una o más emisiones, de acuerdo con el prospecto complementario. Series: Cada emisión podrá comprender una o más series. 5 Préstamo aprobado de hasta US$ millones. 89 Tipo de Oferta: Pública o Privada. Vigencia del Programa: 2 años desde su suscripción, pudiendo ser renovable. Plazo del Programa: Hasta 10 años. Tasa de Interés: La Tasa de Interés podrá ser: fija, variable, vinculada a la evolución de un indicador, o podrá ser cupón cero, según cada emisión. Cupón: Los intereses se empezarán a acumular a partir de la Fecha de Emisión de las respectivas Series y se pagarán de acuerdo con lo señalado en los respectivos Prospectos Complementarios y Contratos Complementarios. Amortización: El principal podrá ser amortizado parcialmente en las Fechas de Vencimiento, según se establecerá en los Prospectos Complementarios, los Contratos Complementarios y/o en los Avisos de Oferta correspondientes. Opción de Rescate: a propuesta del Originador, el Emisor podrá rescatar las Obligaciones en los casos establecidos en los numerales 1, 2, 3 y 4 del artículo 330 de la Ley General, y siempre que cumpla con lo previsto en el artículo 89 de la Ley. El Contrato Complementario y el Prospecto Complementario establecerán, de ser el caso, las condiciones para el rescate de las Obligaciones. Destino de los recursos: Los recursos del Programa serán transferidos al Originador, con la finalidad que los utilice del modo siguiente: (i) para la refinanciación de pasivos relacionados al Lote 88; y/o (ii) para el desarrollo de actividades relacionadas al Lote 88 o propias de su objeto social. Respaldo: El pago de las emisiones del Programa, el Préstamo y el contrato marco de derivados, están respaldados, en igual grado de prelación, por el Patrimonio Fideicometido. Resguardos Financieros El Ratio de Valor Presente de Reservas: Definido como el cociente del Valor Presente del Flujo para Cobertura de Reservas entre el Monto Pendiente de Amortización. Este ratio deberá ser mayor a 1.75x. La revisión de este ratio, será de forma anual. Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda: Definido como el cociente del Flujo de Caja de Servicio de Deuda entre el Servicio de Deuda. Este ratio deberá ser mayor a 1.50x. La revisión de este ratio, será de forma semestral, medido el 30 de Junio y el 31 Diciembre de cada año. El mismo se basará en la suma de los doce meses consecutivos inmediatos anteriores a la fecha de la medición. Característica de la Estructuración La estructura del Programa, consiste en la titulización de flujos futuros derivados de la participación del originador (Hunt Oil Company of Peru L.L.C, Sucursal Perú - HOCP) dentro del Consorcio para caso del Lote 88. Para ello de constituirá un Patrimonio Fideicometido que contara con los siguientes activos: - Los Derechos del Contrato de Licencia, son los derechos de cobro derivados del Contrato de Licencia que el Originador tiene o tenga derecho a percibir en virtud de dicho contrato. - Los Derechos sobre el Joint Operating Agreement (JOA), son los siguientes derechos y sus correspondientes flujos dinerarios, los cuales son titularidad del Originador y forman parte del Patrimonio Fideicometido. Derecho a retirarse del Consorcio; derecho a percibir un mayor ingreso por los Derechos de Cobro por venta de Hidrocarburos cuando otro miembro del Consorcio incumpla con las obligaciones del JOA; derecho a votar en el Comité de Operaciones; derecho a solicitar la remoción del Operador; derecho a aceptar su parte de la producción en especie; derecho a negociar la transferencia de la participación de HOCP en el Contrato de Licencia cuando se haya incurrido en una causal de resolución del Contrato de Licencia por alguna causa imputable a HOCP. - Los Derechos sobre las Pólizas de Seguros, es el derecho a recibir el producto de la ejecución de las Pólizas de Seguros vinculadas a la participación de HOCP en el Lote Los Derechos de Cobro por la Venta de Hidrocarburos, es el derecho a recibir pagos de los clientes por la venta de hidrocarburos. - Los Derechos de Cobro por la Venta de la Participación, es el derecho a recibir flujos, producto de la participación de HOCP en el Lote 88 (25.20%), independientemente del mecanismo utilizado para la venta o la forma en la que esta se realiza. - El Monto Resultante de las Indemnizaciones por Transporte, son los derechos de HOCP a recibir de la Transportadora de Gas del Perú (TGP) pagos indemnizatorios derivados de 910 daños o pérdidas vinculados con el transporte de hidrocarburos del Lote 88, de acuerdo con lo dispuesto en el Natural Gas Liquids Transportation Agreement. - Los flujos futuros derivados de los derechos antes mencionados. Cabe indicar que los activos incluyen todo tipo de pagos por concepto de intereses, penalidades, indemnizaciones y conceptos similares que eventualmente pueden generar o generarse por su no pago o pago tardío. Operativa de Fideicomiso HOCP, en su calidad de Originador y Servidor de flujos, cederá sus derechos de cobro sobre las ventas que le correspondan a su participación del Lote 88 (25.20%) al Patrimonio Fideicometido. Los clientes del Consorcio serán instruidos a depositar directamente en la Cuenta de Recaudación (a nombre del Patrimonio) la parte correspondiente a HOCP, con lo cual los flujos provenientes de las ventas pasan a estar bajo responsabilidad del Fiduciario y no de HOCP. La asignación de flujos considera los compromisos que tiene que asumir HOCP dentro del Consorcio para poder mantener su permanencia en el mismo. De acuerdo con el JOA, cada socio debe cumplir con ciertas obligaciones entre las cuales se encuentra el abono de los gastos y costos operativos derivados del negocio de extracción y comercialización de los hidrocarburos (las operaciones conjuntas ) y los requerimientos de inversión de manera proporcional a su participación. El Operador del proyecto (Pluspetrol) envía mensualmente un Requerimiento de Fondos (Cash Call) a cada socio detallando los gastos correspondientes al mes siguiente, así como un estimado de los gastos de los dos meses subsecuentes de acuerdo con un cronograma de trabajos y gastos previamente aprobados por el Comité de Operaciones (integrado por todos los socios). Entre los gastos que incluye el Cash Call se encuentran los relacionados al transporte de los líquidos por el ducto de TGP, las regalías que se deben pagar al Estado por las ventas, los gastos del personal asignado, los costos de campo, etc. También se incluyen los requerimientos de inversión para el desarrollo de los proyectos que hayan sido estimados necesarios por el Consorcio. De este modo, cada socio debe transferir mensualmente el importe registrado en el Reporte de Requerimiento de Fondos, el cual incluye los gastos operativos y de capital (Opex, Capex, Gastos de Transporte y Regalías) correspondiente al mes siguiente; así como el estimado de los dos meses subsiguientes. Ya que se efectúan pagos por adelantado sobre la base de estimaciones, en el mes correspondiente que se emite la liquidación de gastos definitiva, se efectúa una conciliación y se mantiene el control de los saldos deudores con el operador. En el siguiente gráfico se puede observar el mecanismo de asignación de fondos mensual que es administrado por el Fiduciario (Creditítulos) dentro del Patrimonio Fideicometido. Gráfico 11: Asignación de Fondos Ventas Lote 88 - Camisea Cuenta de Recaudación Cuenta de Operaciones Cuenta de Servicio de Deuda P A T R I M O N I O HOCP Remanente 1011 Cuenta de Recaudación: Son las cuentas en las que los Clientes abonarán el 100% de los Flujos Futuros, así como el producto de la liquidación de cualquiera de los Activos. A través de esta cuenta de pagaran los tributos, comisiones, gastos y costos a cargo del Patrimonio. En esta cuenta también se acumularán mensualmente fondos necesarios para completar un sexto (1/6) del servicio de deuda que corresponda al próximo vencimiento, los cuales serán transferidos a la cuenta de Servicio de Deuda. Cuenta de Operaciones: Es la cuenta que mantendrá los fondos que se transferirán al Operador (Pluspetrol) según lo indicado en el Reporte de Requerimiento de Fondos correspondiente al mes siguiente. Los recursos se transferirán a la cuenta el último día hábil de cada mes. Cuentas de Servicio de Deuda: Son las cuentas monetarias en Dólares o Nuevos Soles abiertas por el Fiduciario a nombre del Patrimonio Fideicometido. Los fondos depositados en esta cuenta servirán para pagar el Servicio de Deuda. Dicho servicio debe atender las obligaciones que se tiene con los bonistas y los pagos que correspondan realizar por el Préstamo con el Banco de Crédito del Perú (BCP) o con los terceros que designe el BCP. Análisis Financiero del Originador La información utilizada para el presente análisis corresponde a los EEFF no auditados de Hunt Oil Company of Peru L.L.C., Sucursal del Perú (HOCP) al 31 de marzo de Al 31 de marzo 2013, los activos totales de HOCP fueron de US$ MM, los cuales se redujeron en US$ MM (-4.69%) respecto a marzo Ello explicado principalmente por menores niveles de efectivo en US$ MM; sin embargo, lo cubren dado mayores niveles de cuentas por cobrar comerciales y propiedad, planta equipo que incrementaron en US$ MM y US$ MM, respectivamente. En relación a los pasivos, se observa que estos representan un monto de US$ MM, los cuales se incrementaron en US$ MM (+48.44%) respecto a marzo del 2012, explicado principalmente a mayor deuda financiera de corto plazo en US$ MM, así como también el incremento en el impuesto a las ganancias diferido que registro un total de US$ MM mayor en US$ MM comparado al trimestre del año anterior. Asimismo, el patrimonio de HOCP fue de US$ MM, el cual se redujo en US$ MM (-47.49%) respecto a marzo 2012, debido a mayores envíos de remesas a la matriz que fue de US$ MM. Al cierre de marzo del 2013, las ventas de HOCP ascendieron a US$ MM, las cuales presentaron un incremento de US$ MM (+20.56%) respecto del cierre de marzo de 2012 (US$ MM). El incremento del nivel de ventas estuvo relacionado a las mayores ventas de Gas Natural del Lote 56 (+ US$ MM), Nafta Virgen del Lote 88 (+ US$ 23.09) y Gas Natural Condensado del Lote 88 (+US$ 6.06 MM). Con ello, HOCP percibió una utilidad después de impuestos de US$ MM, monto mayor en US$ MM (+28.80%) comparado a marzo 2012 que registró US$ MM. En relación a los indicadores de rentabilidad, el ROE (utilidad neta a patrimonio) a marzo 2013 se situó en 43.28%, mayor al presentado en marzo 2012 (17.64%), ello producto de un incremento significativo de la utilidad neta producto de mayores niveles de ventas en US$ MM. De la misma forma, el ROA (utilidad neta a total de activos) incrementó, pasando de 9.77% en marzo 2012 a 13.20% a marzo 2013, explicado de igual forma por el incremento de la utilidad, pese al menor nivel en el activo total en US$ MM. Cabe resaltar que estos indicadores han presentado variaciones favorables explicadas principalmente por los resultados. Así, el EBITDA cerró en US$ MM incrementándose en (+27.02%) con respecto a marzo 2012 (US$ MM). Por su parte la deuda financiera de HOCP ascendió a US$ MM, presentando un incremento de US$ MM (+68.94%), explicado por la deuda corriente que obtuvo con HOOC de US$ MM, como parte de la estrategia adoptada por la sucursal en el 2012 en la estructura de capital. Así, los indicadores de solvencia muestran que la empresa podrá pagar los pasivos totales (pasivo total a EBITDA) en 3.72 años y su deuda financiera (deuda financiera a EBITDA) en 2.87 años, ambas cifras mayores a las presentadas al cierre de marzo 2012 (3.18 años y 2.16 años, respectivamente), pero muy solidas para el cumplimiento de sus obligaciones. En cuanto a la cobertura, los gastos financieros a marzo 2013 aumentaron en US$ 3.82 MM ( %) con respecto a marzo de 2012, ante ello, el indicador de cobertura de EBITDA a gastos financieros paso de veces en marzo 2012 a veces en marzo 2013, dado los mayores gastos financieros. 1112 El indicador de endeudamiento patrimonial, relación pasivo a patrimonio, pasó de 0.81 veces en marzo 2012 a 2.28 veces en marzo 2013, este comportamiento se explica por el incremento de los pasivos en US$ MM (+48.44%) frente a la reducción del patrimonio en US$ MM (-47.49%), mientras que el indicador de deuda financiera a patrimonio paso de 0.55 veces a 1.76 veces. Finalmente, la liquidez de HOCP mostró una caída respecto al cierre de marzo 2012, asociado a la disminución significativa de efectivo en 48.45% y al crecimiento de los pasivos corrientes, específicamente por mayor deuda financiera a corto plazo. De esta forma, el ratio de liquidez general paso de 6.98 veces a 0.82 veces, y el indicador de prueba ácida, el cual no incluye existencias ni gastos pagados por adelantando, paso de 6.82 veces a 0.78 veces. Por el lado de la producción, durante el ejercicio 2012, esta ha sido destinada tanto al mercado internacional como al mercado local. En el siguiente cuadro, se puede apreciar que las exportaciones representaron el 34.34% y el consumo interno representó el 65.66% de las ventas. Cabe resaltar que la Nafta Virgen, fue el producto más vendido en el mercado internacional con una participación de 33.74%, mientras que el GLP fue el producto más vendido en el mercado local con una participación de 27.22%. Cuadro 4: Ventas Hidrocarburos Hunt Oil (Lote 88) (En MM US$) Mercado Internacional % Nafta Virgen % Propano y Butano % Mercado Local % GLP % Gas Natural % MDBS % Total % 1213 Anexos Cuadro 5: Estados Financieros y Ratios de HOCP HUNT OIL COMPANY OF PERU L.L.C., Sucursal del Perú ESTADOS FINANCIEROS AUDITADOS Miles de US$ dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 mar-12 mar-13 Var Abs Variación Ventas 377, , , , , ,795 49, % Costo de Ventas 173, , , , , ,264 13, % Utilidad bruta 204, , , , , ,531 35, % Gastos de Administración y Exploración 9,797 10,395 8,984 11,842 1,804 1, % Depreciación y Amortización 17,194 24,161 31,624 32,005 6,744 8,818 2, % Utilidad operativa 177, , , , , ,643 33, % Gastos Financieros 7,412 6,531 13,086 14,085 3,377 7,194 3, % Utilidad neta 118, , , ,044 92, ,751 26, % dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 mar-12 mar-13 Var Abs Variación Activo Corriente 115, , , , , ,801-96, % Total Activo 607, , , , , ,875-44, % Pasivo Corriente 32,338 56,001 75, ,901 43, , , % Deuda Financiera CP 10,031 9,902 9, ,058 9, , , % Deuda Financiera LP 100, , , , , ,648-19, % Deuda Financiera 110, , , , , , , % Total Pasivo 213, , , , , , , % Total Patrimonio 394, , , , , , , % INDICADORES FINANCIEROS Indicadores dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 mar-12 mar-13 EBITDA (del periodo) 194, , , , , ,461 Rentabilidad dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 mar-12 mar-13 ROA (anualizado) 19.48% 25.36% 38.58% 33.12% 9.77% 13.20% ROE (anualizado) 30.03% 54.75% 77.62% 82.39% 17.64% 43.28% Solvencia dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 mar-12 mar-13 Endeudamiento Patrimonial Deuda Financiera/Patrimonio Pasivo/EBITDA (anualizado) Deuda Financiera/EBITDA Cobertura dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 mar-12 mar-13 EBITDA/Gastos Financieros (del periodo) EBIT/Gastos Financieros (del periodo) Liquidez dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 mar-12 mar-13 Liquidez General Liquidez Acida14 Cuadro 6: Proyecciones Financieras HOCP Lote 88 - Escenario Base Units Prices WTI US$ / Bbl Realized Liquids Price US$ / Bbl Realized Gas Price US$ / MMBTU Volum e Sales (Hunt s Participation) Liquids Sales MMBbld Local Gas Sales MMCFD Export Gas Sales MMCFD Main Incom e (Hunt s Participation) Liquids Sales US$ MM Local Gas Sales US$ MM Export Gas Sales US$ MM Total Incom e US$ MM Costs & Expenses (Hunt s Participation) Royalties US$ MM Transport US$ MM Field Cost US$ MM Others US$ MM Corporate Expenses US$ MM Total Costs & Expenses US$ MM EBITDA US$ MM Outstanding Debt US$ MM CapEx (Hunt s Participation) US$ MM Ratios Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda > 1.50x Ratio de Valor Presente de Reservas > 1.75x 25.90x 13.84x 16.19x 15.75x 13.53x 13.97x 13.99x 13.53x 17.04x 19.08x 8.69x 9.99x 9.86x 9.69x 9.42x 9.16x 8.97x 8.77x 8.55x 8.34x 7.98x - 14 Mostrar más
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References: artículo 330
 artículo 89
 resolución 
 Artículo 65
 Resolución 
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