Central Hidroeléctrica de Cahua

UNIVERSIDAD NACIONAL "SAN LUIS GONZAGA" DE ICA

Facultad Ingenieria Mecánica y Eléctrica CURSO

:

CENTRAL HIDROELECTRICAS

TEMA

:

CENTRAL HIDROELECTRICA DE CAHUA

DOCENTE :

ING. JOSE MORALES VALENCIA

ALUMNO :

ANCHANTE DE LA CRUZ, JAVIER ALONSO MOQUILLAZA SOLLER, JOSE LUIS

AULA

: IX ME – 1

Ica – Perú 2012

Central Hidroeléctrica de Cahua Descripción: Cahua está ubicada a 200 km al norte de la ciudad de Lima y 60 km (aguas arriba) en la margen izquierda de la naciente del río Pativilca, a 3 km del poblado de Pativilca y a una altura de 880 m.s.n.m. DEPARTAMENTO PROVINCIA DISTRITO FUENTE DE AGUA CAPACIDAD INSTALADA POTENCIA EFECTIVA TIPO GENERACIÓN ANUAL ALTURA NETA CAUDAL DE DISEÑO EQUIPO COMPLETADO EN INICIO OPERACIÓN

Lima Cajatambo Cajatambo Cuenca Río Pativilca 39.60 MW 43.11 MW Hidroeléctrica 280 GWh 215 m 22 m3/s Turbinas de eje vertical Francis, casa de máquinas, 2 unidades de generación Completado en 1967 Desde 1967

Perfil Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A. (Cahua) fue constituida en 1995, con el propósito de dedicar sea la actividad de generación de energía eléctrica. En1997 Cahua adquirió Empresa de Generación Eléctrica Pariac S.A. Asimismo, durante el ejercicio 2000 se adquirió Cementos Norte Pacasmayo Energía (CNPE).En diciembre 2002, CNPE cambió su razón social por Energía Pacasmayo S.R.L. En noviembre de 2003, la corporación de origen no-ruego SN Power Invest A.S. adquirió Cahua, tomando en mayo del 2004, la decisión de fusionar por absorción a la empresa Energía Pacasmayo S.R.L. Esta última estaba encargada de operar la central termoeléctrica Pacasmayo, la central hidroeléctrica de Gallito Ciego (ambas ubicadas en el norte del país) así como el grupo de mini centrales hidroeléctricas ubicadas en Arcata, Arequipa al sur del país. Composición del Accionariado A la fecha, el accionariado de la Empresa está con-formado de la siguiente manera: Accionistas SN Power Perú Holding S.R.L. Otros Total

% 99.995 0.005 100.000

Directorio El Directorio de Cahua está conformado por las siguientes personas: • Sr. Bengt Vernmark (Presidente) • Sr. Tor Stokke • Sr. Nils Morten Huseby • Sr. Jorge Gruenberg Schneider • Sr. Jon Anders Holtan Plana Gerencial La plana gerencial está compuesta por las siguientes personas: • Gerente General: Sr. Alejandro Ormeño Durand. • Gerente de Administración y Finanzas: Sr. Joakim Johnsen. • Gerente de Operaciones: José Estela Ramírez Perfil del Accionista – SN Power Invest AS SN Power Perú Holding S.R.L. es propiedad en un100% de SN Power Invest AS, corporación de capitales noruegos con sede en Oslo, constituida en 2002como producto de la unión de Statkraft SF y Norfund, constituyendo un capital inicial de 1,000 millones de coronas noruegas, equivalente a US$150 millones. Statkraft es el socio industrial y técnico, propiedad del Estado noruego, siendo líder en la operación y Escandinavia y con presencia en países como Alemania y Holanda. Por su parte, Norfund es el Fondo Noruego de Inversiones para Países Emergentes, financiado por el Estado Noruego. La visión corporativa de SN Power es convertirse en una corporación de generación hidroeléctrica líder en mercados emergentes, contribuyendo al desarrollo y crecimiento sostenidos. En setiembre 2007, SN Power anunció la suscripción de un acuerdo para la adquisición de la totalidad de la participación de PSEG Global en Electroandes, empresa generadora en el Perú. El precio de adquisición se encuentra en aproximadamente US$ 390 millones incluyendo US$ 106 millones de deuda. A continuación se detalla algunos de los objetivos y estrategias de SN Power: i.

ii. iii.

Alcanzar en el año 2008 un capital de 5,000 millones de coronas noruegas (US$750 millones), equivalente a cinco veces el capital inicial de la Corporación. Realizar inversiones en centrales hidroeléctricas en países emergentes, ya sea a través de la compra de centrales existentes o vía construcción de nuevas. Para el financiamiento de sus inversiones están dispuestos a constituirse en sociedad con inversionistas locales (de cada país), pero sin ceder el con-trol

Cahua – Complejos Generadores A junio 2007, la Empresa cuenta con cuatro complejos generadores de energía en el Perú:

Central Cahua

Origen Hidráulico

Potencia(*) 40.0 MW

Potencia(*) 148.44 GWh

Pariac Hidráulico Gallito Ciego Hidráulico Pacasmayo** Térmico Arcata Hidráulico Total Mixto (*) Potencia Firme (**) Fue dado de baja en junio 2007

4.5 M 26.2 MW 16.5 MW 4.1 MW 91.3 MW

13.43 GWh 114.48 GWh 0.36 GWh 15.38 GWh 292.08 GWh

C.H. Cahua fue construida en 1967 y se encuentra ubicada en el distrito de Manás, provincia de Cajatambo, al noreste del departamento de Lima. La adquisición de la C.H. Pariac se efectuó en el año1997, mediante la compra de la Empresa de Generación Eléctrica Pariac, planta ubicada en la ciudad de Huaraz, construida en 1901 con el objetivo de proveer energía a la compañía Minera Alianza. Durante el año 2000 se adquirió la empresa Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A.A., operadora de la C.H. Gallito Ciego y la C.T. Pacasmayo. Adicional-mente se adquirió las centrales hidroeléctricas ubica-das en Arcata, Arequipa, las cuales fueron construidas para suministrar energía eléctrica a la mina Arcata.

En junio 2007, Cahua dio de baja la central termina de Pacasmayo debido a los altos ya ascendentes costos del petróleo, fuente generadora de la energía de la central. Aspectos Relevantes El objetivo de la Empresa es alcanzar el cuarto lugar en el ranking de generadores a nivel nacional en el mediano plazo, para lo cual tienen en cartera proyectos de expansión en sus diversas centrales hidroeléctricas, además de posibles nuevas inversiones en adquisición de centrales existentes. Las inversiones mas importantes programadas para el corto plazo son la ampliación de la capacidad genera-dora de C.H. Pariac en aproximadamente 8.4 MW (enproceso) y la optimización de la eficiencia de la C.H. Cahua (en proyecto), a través de la presurización del túnel y mejoramiento del regulador de las turbinas. Adicionalmente, la Empresa se encuentra evaluando la puesta en marcha de proyectos de concesiones por 182MW, a ser ejecutados en el mediano plazo. Como política comercial, a inicios del año 2004 la Empresa decidió no renovar ciertos contratos de suministro de energía eléctrica que se tenían con algunos clientes y que vencían durante ese mismo año, debido a: (i) la obligación tomada por todos los generadores de asumir potencia consumida por las empresas distribuidoras que se encontraban sin contratos, lo cual podría hacer que Cahua incurra en sobre contratación, y por consiguiente compra de energía en el mercado spot a costos muy altos ocasionados por la sequía; (ii) poder mantener un porcentaje de potencia libre de contratación que permita afrontar desbalances de energía entre los compromisos asumidos y la producción propia. Hacia fines del ejercicio 2004 e inicios del 2005, la Empresa renegoció y firmó dos addenda a los contratos con Edelnor, su principal cliente, para sus consumos por el período 2005-2007, y también firmó contratos con empresas distribuidoras sin con-trato por el periodo 2005-2007 en el marco de la Ley N° 28447, manteniendo un portafolio de bajo riesgo y con un porcentaje razonable de ventas en el mercado spot, situación que puede maximizar márgenes – sujeto al costo marginal - y facilitar la predictibilidad de los

ingresos. Es importante mencionar que si bien la C.H. Gallito Ciego es una de las más modernas en el mercado nacional, la disponibilidad del agua proveniente del reservorio depende de la demanda de los agricultores arroceros de la región (Proyecto Jequetepeque-Zaña), en vista que son ellos quienes poseen la prioridad, de acuerdo a la Ley de Aguas vigente, en la utilización del agua para regadío de sus tierras. Durante el primer semestre del ejercicio 2006, el flujo de agua recibido por Gallito Ciego ha sido satisfactorio y permitió obtener adecuados niveles de generación eléctrica, según los requerimientos de la Empresa. SECTOR ELÉCTRICO Marco regulatorio Luego del proceso de liberalización que tuviera el mercado eléctrico peruano a fines de 1992 con la entrada en vigencia de la Ley de Concesiones Eléctricas, donde se desintegró el monopolio estatal al segmentarse en 3 actividades (generación, transmisión y distribución), el mercado eléctrico en los últimos años ha venido creciendo en línea con la mejora en la producción y demanda generada por la mayor actividad eco-nómica, en especial la derivada del sector industrial y minero (principales demandantes dentro del segmento clientes libres).La Ley de Concesiones Eléctricas creó un marco regulatorio que estableció claros lineamientos para la fijación de tarifas, el otorgamiento de concesiones, la prestación del servicio y la fiscalización de los opera-dores. Se diseñó un marco institucional que contemplaba la existencia del Sistema Supervisor de la Inversión de Energía, integrado por tres entidades: • Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), encargado de fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas relacionadas con las actividades de los sectores eléctrico e hidrocarburos. • Instituto de Defensa de la Libre Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI), encargado de velar por la aplicación de las normas de libre competencia, represión de la competencia desleal, publicidad en protección al consumidor y otras normas de su competencia. • Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), es una oficina del OSINERG, siendo el órgano regulador encargado de fijar las tarifas máximas de generación, transmisión y distribución, antes Comisión de Tarifas de Energía (CTE). En relación a la estructura del sector, como se mencionó anteriormente, se divide en 3 actividades: Generación: Encargada de la producción y planificación de la capacidad de abastecimiento. La energía se produce mediante diferentes técnicas y cada una difiere en sus requerimientos de in-versión y costos de operación. En función al in-sumo utilizado se distingue: generación hidroeléctrica y generación térmica.Transmisión: Conjunto de redes que transportan energía en niveles de muy alta, alta y media tensión. Está compuesto por las líneas de transmisión, subestaciones y equipos de compensación reactiva. La transmisión se considera un mono-polio natural al presentar economías de alcance, escala y de densidad.

Distribución: Compuesta por redes de media y baja tensión. Encargada de transportar energía desde las subestaciones de distribución hacia los consumidores (industriales, comerciales y residenciales). Esta actividad presenta economías de escala por lo que es susceptible de regulación.

El Sector eléctrico en el país presenta una fuerte dependencia del recurso “agua” (lluvias), debido a que el75% de la generación de energía es hidroeléctrica, cuyos principales insumos lo constituyen el agua y los repuestos, mientras que el 30% restante es generación térmica, donde se utiliza principalmente gas, carbón, diesel y residual. Teniendo en cuenta que la Ley de Concesiones Eléctricas obligaba a la Distribuidoras a mantener, contra-tos de energía con las Generadoras, se produjeron frecuentes tensiones en el sector ya que las empresas generadoras se resistían a firmar nuevos contratos con las distribuidoras en un contexto en que la tarifa pactada (tarifa Barra) no compensaba los altos precios a los cuales las generadoras (que se encontraban en una posición corta) tenían que comprar la energía faltante en el mercado spot. En este contexto en julio del 2004, el Gobierno aprobó el Decreto de Urgencia 007-2004 por el cual se resolvió parcialmente la contingencia presentada por la falta de contratos entre las empresas generadoras y algunas distribuidoras de energía. Con el Decreto, se dispuso que los retiros de potencia y energía que no tenían contratos y que se produjeran de julio a diciembre de 2004, fueran asumidos por las generadoras esta-tales, mientras que los producidos en el primer semestre del año 2005 lo serían por las generadoras privadas. La Ley N° 28447 publicada a fines del 2004modificóla Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) creando un ambiente de estabilidad para el desarrollo de la actividad eléctrica. Entre los aportes que introduce la normase encuentra la disminución del período para la determinación de la Tarifa en Barra de generación. En efecto bajo la nueva modalidad se considera que para proyectar la demanda de energía se considerará 24 meses hacia delante y 12 meses anteriores al 31 de marzo de cada año. La tarifa se fijará anualmente y entró en vigencia en el mes de mayo de este año. Asimismo la norma suspende a partir del 30 de diciembre de 2004 y hasta el 31 de diciembre de 2007,los efectos de lo dispuesto en el artículo 36° de la LCE relacionado a que las empresas

distribuidoras deberán acreditar la garantía del suministro por 24 meses como mínimo. Con esta modificación se supera la obligación que tenían las distribuidoras de mantener contratos de energía y potencia vigentes destinados al mercado regulado a tarifas barra. El 23 de julio de 2006, se aprobó la Ley N° 28832“Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Gene-ración de Energía”. Entre las principales modificaciones están: • La incorporación de nuevos agentes al Comité de Operaciones Económica del Sistema Interconectado integrándose: los usuarios libres, las empresas distribuidoras y de transmisión, y las empresas generadoras. Además el directorio estará con-formado por los representantes de cada uno de los agentes señalados anteriormente y el Presidente será elegido por la Asamblea, de esta manera el COES tiene una independencia que es necesaria para cautelar la transparencia de la subasta de energía. • Que otras instituciones como la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía y/o la Defensoría del Pueblo pueden presentar propuestas para la fijación de tarifas eléctricas. • Otra de las modificaciones busca proveer a la demanda eléctrica la oportunidad de poder responder a las señales de precios (escasez o abundancia) que incentiven el uso racional y económico de la energía. Para ello la norma posibilita el acceso de los distribuidores y clientes libres al mercado de corto plazo para que puedan liquidar sus compromisos de compra y potencia de energía, de esta manera si un cliente libre contrata una cantidad de energía a un determinado precio y necesita más, podrá acudir a este mercado para comprar la energía que requiere al precio del momento. • Hasta antes de la promulgación de la norma si un cliente necesita más energía debe comprar al pre-cio que pactó inicialmente. • Se crea el mecanismo de subastas públicas para la compra de energía por parte de las empresas distribuidoras. En el 2006, a pesar de la mayor utilización del gas de Camisea para la generación de energía eléctrica debido a al entrada de nuevas centrales térmicas, los costos de energía continuaron elevados de debido a: (i) (ii) (iii) (iv)

la disminución de disponibilidad de agua por falta de lluvias en los primeros meses del año; el mayor crecimiento de la de-manda frente al incremento de la energía, lo que obligó al uso de unidades de generación de alto costo; el incremento del precio del petróleo; y el retiro de electricidad sin respaldo contractual. Asimismo, Electroperú no renovó los contratos de suministro con las empresas distribuidoras Distriluz y Luz del Sur. A su vez, existió un crecimiento no pre-visto de la demanda de otras empresas distribuidoras. En este contexto, los retiros sin respaldo contractual del sistema que venían efectuando las empresas distribuidoras ascendían a 800 MW, equivalentes a aproximadamente el 40% de la cantidad total demandada por el mercado regulado. Luego de varias conversaciones con el Gobierno, las empresas de generación privada se comprometieron a asumir los retiros de electricidad efectuados en el 2006 y el 16 de diciembre, mediante Decreto de Urgencia se ordenó al COES asignará las empresas de generación del Estado todos los retiros sin respaldo contractual destinados al Servicio Público de Electricidad. En marzo del 2007, se

promulgó el DS N° 037-EF que amplió los alcances del régimen de recuperación anticipada del impuesto general a las ventas a las empresas de generación hidroeléctrica, permitiendo aliviar la carga financiera de los proyectos. Comprende la recuperación del impuesto para la importación o adquisición de bienes intermedios nuevos, bienes de capital nuevos y contratos de construcción con las obras. Generación y Costo Marginal El costo marginal de la energía del sistema eléctrico en el Perú se elevó sustancialmente durante el año2004 y 2005, debido a la ausencia de lluvias que generó la necesidad de incrementar los niveles de generación de las centrales termoeléctricas, cuyo insumo es más costoso (carbón, diesel o gas). Para el 2006, el costo marginal continuó elevándose debido a problemas en los gasoductos que interrumpieron el transporte de gas y sobre todo el crecimiento de la demanda por encima de lo esperado. Finalmente a junio del2007, el costo marginal promedio del semestre totalizó US$ 40.56/MWh, 26.2% inferior al promedio registrado en el mismo periodo del 2006 (US$54.93/MWh)A continuación se presenta la evolución del promedio mensual del costo marginal de la energía en el Perú desde junio 2000 hasta junio de 2007

Fuente: COES El costo marginal de la energía se determina en función de la demanda y de la capacidad de generación del mercado, por tanto el costo es determinado por la última unidad productiva que ingresa en operación. Las centrales generadoras van ingresando en operación según el orden de eficiencia determinado por el COES (Comité de Operación Económica del Sistema).A su vez, la generación hidráulica está en relación directa a la disponibilidad del recurso hídrico, de tal manera puede observarse que en los periodos de estiaje (entre abril y octubre de cada año) el costo marginal se incrementa, como consecuencia de la menor frecuencia de lluvias en la Sierra. Mercado Al cierre de junio del 2007, según información del Ministerio de Energía y Minas, la producción total de energía durante el primer semestre fue de 13,718 GWh (13.8% superior a la producida en el mismo periodo del año 2006), donde Electroperú participó con 29.3%del total producido, seguido por Edegel (25.9%) y Enersur (9.3%). A continuación se presenta la distribución del mercado de generadores de energía a junio del año 2007:

Fuente: COES La generación eléctrica del sector a base de generación térmica se incrementó en 53.9% respecto al mismo periodo del año 2006, siendo de principal importancia el gas natural. Resulta importante destacar que afines del 2006, el gas natural utilizado para la generación de electricidad representaba el 57% de la producción total nacional de éste recurso energético y, el43% era requerido por otras industrias. También se debe mencionar que a partir de junio 2007, se encuentra operativa la central térmica de Kallpa, cuya capacidad instalada (190.4 MW) elevó la capacidad insta-lada térmica a gas natural a 1,671 MW. Cahua participó en el sector con una generación acu-mulada entre enero y junio 2007 de 292 Gwh, 6.25%mayor de la energía producida en el primer semestre del 2006. Tal generación le permitió contribuir con el2.1% de la producción del Sistema ocupando el 10ºlugar en la tabla de generadores de energía. A continuación se detalla la producción de Cahua según fuente de generación: (GWh) Hidroeléctrica Termoeléctrica Total producción

2004 405.0 26.2 431.2

2005 478.9 4.8 483.7

2006 497.0 5.9 502.9

Jun.07 291.7 0.4 292.1

ANÁLISIS FINANCIERO Rentabilidad Al cierre del primer semestre del 2007, los ingresos por ventas de energía y potencia totalizaron S/.37.8millones, 5.3% menor al registrado en el mismo periodo del año anterior, debido a menores ventas a pre-cio spot a otros generadores y distribuidores del SEIN. La estructura de los ingresos al 31 de diciembre de2006 estuvo compuesta en su mayoría por ventas a clientes regulados en un 76.7%, ventas al mercados pot (COES) en 19% y el 4.4% restante entre clientes libres (2%) y servicios complementarios (2.3%). Durante el primer semestre del 2006, la estructura de ingresos fue diferente: 72.3% a clientes regulados y23.9% al mercado spot. El costo de ventas durante el periodo analizado fue de S/.20.8 millones, inferior en 14.2% a los S/.24.3 millones de junio 2006, debido a un menor registro de amortización y depreciación así como de la reducción de compras de energía, peaje y potencia, por lo que la incidencia sobre las ventas pasó de 61% a 55.3% en el periodo referido. Por su parte, la utilidad bruta se incrementó en 8.6% al pasar de S/.15.6 millones a S/.16.9 millones. Asimismo, los gastos administrativos aumentaron en 12.2%,

generando una utilidad operativa de S/.13.5 millones, superior en 7.7% a la utilidad operativa al cierre de junio 2006. Así, dicha utilidad cubrió los otros gastos incurridos y generó una utilidad antes de impuestos de S/.11.5 millones. Cabe resaltar que en el 2006, la compañía evaluó ciertos activos por deterioro mediante la tasación por un perito independiente. Como resultado de esa evaluación, se determinó que el valor en libros excedía su valor de tasación en S/.5.9 millones por lo que se re-dujo este monto tanto de resultados acumulados en S/ 1 millón (neto de su efecto tributario en S/.518 mil) por la porción de activos previamente revaluados, como en el estados de perdidas y ganancias en S/.4.4millones. Los resultados de esta evaluación se registraron en el segundo semestre del 2006, por lo que no se considera su impacto a junio del año en mención. Además de esta perdida excepcional, también se debe destacar el fuerte impacto en la utilidad por diferencia en cambio registrada durante el 2006, debido que su deuda se encontraba en USD. Es así que a junio 2006, el impacto fue de S/.4.6 millones y S/.712 mil a junio2007.A continuación se presentan los principales indicado-res de rentabilidad: Rentabilidad (%) ROAA ROAE Margen Operativo Margen Neto

Dic-04

Dic-05

Dic-06

Jun-07

0.53 1.22 -2.97

1.28 2.68 23.60

3.02 5.67 25.20

2.69 4.97 35.67

2.47

5.68

12.49

20.09

Activos Al 30 de junio de 2007, Cahua mantuvo la tendencia decreciente en el nivel de activos de la Empresa, cayendo en 10.21% con respecto a junio de 2006. Dicha caída se debió a la fuerte depreciación de sus activos fijos, los cuales representan el 78.8% del total de activos (72.5% en 2005), así como menores saldos en cuentas por cobrar comerciales y una fuerte salida de caja para pago de dividendos. Las cuentas por cobrar comerciales se redujeron en34.5% debido principalmente por mayores cobros(S/.4.4 millones) a Luz del Sur. Actualmente, Cahua mantiene clientes que comprometen el 67.3% de la potencia firme de la Empresa, siendo el principal de ellos Edelnor (96% de sus compromisos contractuales). Durante el 2006, no se renovaron contratos con antiguos clientes como Hidrandina, Luz del Sur, Electro Sur Medio, entre otros. Por su parte, las inversiones en valores por S/.2 millones corresponden a 1’879,407 acciones preferentes en el Banco Financiero, las cuales se encuentran pendientes de emisión. Pasivos Al 30 de junio de 2007, los pasivos de la Empresa representan el 45.4% del total de activos, sumando un total de S/.131.9 millones, obligaciones pactadas fundamentalmente a largo plazo, concentrándose principalmente en bonos corporativos e impuesto a la renta diferido. Las obligaciones de largo plazo totalizaron S/.114.5millones y representaron el 86.8% del pasivo total, delos que S/.74.6 millones corresponden a los bonos corporativos emitidos en noviembre 2005 (S/.85 millones si se considera la parte corriente). La deuda de largo plazo restante suma S/.3.6 millones (S/.4.8 millones si se toma en cuenta la parte corriente) y corresponde a la deuda con el Proyecto Especial Jequetepeque – Zaña, adquirida por los

derechos de servidumbre por plazo indefinido por el uso del terreno e instalaciones donde se construyó la C.H. Gallito Cie-go, la cual se amortiza una vez al año y tiene vencimiento en el año 2011. Patrimonio y Solvencia El patrimonio neto de Cahua al 30 de junio de 2007totalizó S/.158.7 millones, inferior en 4.8% con res-pecto a diciembre de 2006, debido al reparto de utilidades por S/.28.5 millones acordado en Junta general de Accionistas el 31 de marzo 2007.El nivel de apalancamiento de la Empresa fue 0.60veces al cierre del primer semestre del 2007, nivel prácticamente similar al registrado al cierre de diciembre de 2006, 0.60 veces, debido a la reducción del pasivo por amortización de los bonos corporativos que compensaron la caída del patrimonio. Con respecto al resto de empresas del sector generador, el nivel de endeudamiento de la Empresa (excluyendo impuestos diferidos) se encuentra ligeramente por debajo de los niveles promedio, en vista que las principales empresas del sector registran un nivel promedio de 0.69veces. Liquidez y Generación A junio de 2007, los indicadores de liquidez de la Empresa disminuyeron con respecto a junio de 2006 como consecuencia del otorgamiento de dividendos por parte de la empresa. Los saldos en caja están conformados prácticamente en su totalidad por cuentas corrientes constituidos en soles y dólares. Liquidez Liquidez general Liquidez ácida Capital de trabajo (miles S/.)

Dic-04 2.24 2.14 24,901

Dic-05 2.34 2.14 26,891

Dic-06 2.48 2.28 33,769

Jun-07 1.71 1.48 12.334

El EBITDA del periodo (1er semestre 2007) totalizó S/.23.3 millones, lo que en forma anualizada a junio2007 se tradujo en S/.41.4 millones, nivel que le otorga una adecuada cobertura de gastos financieros anualizados y servicio de deuda (intereses y amortizaciones financieras), 5.70 y 2.19 veces, respectivamente. A continuación se presentan los principales indicado-res de generación y cobertura de la Empresa: Miles de soles Dic-04 Dic-05 *EBITDA del periodo 23,317 39,715 Gasto Financiero anualizado 5,981 7,714 Depreciación y amortización 25,523 21,731 del periodo EBITDA / Gastos Fin. **(veces 3.90 5.15 Deuda Financ. / EBITDA **(veces 5.49 2.92 (*) Utilidad de Operación + Depreciación y Amortización. (**) Anualizados

Dic-06 41,865 7,754 21,765

Dic-07 23,298 7,270 9,824

5.40 2.28

5.70 2.17