El mercado eléctrio en El Salvador

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www.fitchcentroamerica.com Agosto 18, 2009

Electricidad El Salvador Reporte Especial

El Mercado Eléctrico en El Salvador Riesgos del Sistema y Retos para el Nuevo Gobierno

Panorama La exposición del sector eléctrico en El Salvador a interferencia política e incertidumbre regulatoria, ha afectado el desempeño financiero y aumentado el riesgo de las empresas del sector. Las medidas tomadas por el gobierno para eliminar el subsidio al precio de la energía para los consumidores mayores a 99kWh, augura una mejora en la calidad financiera de las empresas al disminuir su dependencia de transferencias provenientes del gobierno. No obstante, la eliminación del subsidio significará un mayor precio de la energía para el consumidor final y podría implicar una reducción en la demanda presionando los ingresos y generación de flujo de las compañías. El actual modelo de mercado eléctrico salvadoreño tiene un origen común al de otros mercados centroamericanos que fueron liberalizados a finales de 1990 pero adopta características muy propias, lo que ha llevado a que el mercado spot (MRS) ocupe un papel preponderante en el desarrollo del sector. Desde finales del año 2007 los precios de energía en el MRS experimentan un gran aumento debido a varios factores: crecimiento sostenido en la demanda (4% anual), leves incrementos anuales en la capacidad instalada (5% en promedio del año 2003 al 2008), escasa inversión en proyectos de generación con recursos renovables, un mercado de corto plazo basado en precios ofertados y aumento en los precios del petróleo y derivados. El rezago en la construcción de generadores con recursos renovables ha dado como resultado que la generación basada en hidrocarburos represente 40% del total de la generación durante los últimos seis años y ha alcanzado 46% a Mayo 2009. Lo anterior aunado a la variación de los precios de los combustibles en los últimos tres años, dio como resultado crecientes precios en el mercado spot y como consecuencia elevados precios al consumidor final. Para contrarrestar estos aumentos, el Gobierno anterior tomó medidas como el congelamiento de tarifas y otorgamiento de subsidios generales; no obstante, a partir del mes de Febrero 2009 y como resultado de fuertes presiones a las finanzas públicas se tomó la decisión de suspender este beneficio a aquellos consumidores mayores a 99 KWh, por lo que corresponderá al nuevo Gobierno realizar los estudios adecuados para definir el futuro de este subsidio. Tal parece que entre los principales retos que enfrenta el nuevo gobierno se encuentran el definir o focalizar el beneficio del subsidio para aquellos consumidores que realmente lo necesiten, fomentar el desarrollo de nuevos proyectos de generación con recursos renovables, incentivar la inversión privada en proyectos de generación con base en un marco legal estable y moderno. El monto girado en los últimos años por concepto de subsidios al sector eléctrico representó un gran esfuerzo para el gobierno anterior. Para poder mantener los subsidios a los clientes durante el año 2008, el gobierno absorbió aquellos aumentos tarifarios y pagó de su propio bolsillo a generadores (excluyendo CEL) y distribuidores un monto que superó los US$190MM, lo que representó cerca de 0.9% del PIB del país. Durante el año 2007 se giró aproximadamente US$80MM (0.4% del PIB) mediante efectivo y notas de crédito de la CEL, para beneficiar a aquellos

Analistas

Marcelle Millet (506) 2296-9182 [email protected]

Erick Campos (506) 2296-9182 [email protected]

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Allan Lewis (506) 2296-9182 [email protected]

Reportes Relacionados

• Republic of El Salvador, Junio 18, 2009

• El Salvador: Economic Challenges Await the Next Administration, Feb. 23, 2009

• Compañia de Alumbrado Electrico de San Salvador, S.A. de C.V. y Subsidiarias, Junio 19, 2009

• Empresa Eléctrica de Oriente, S.A. de C.V. y Subsidiarias, Junio 19, 2009

• Distribuidora Eléctrica DELSUR, Junio 19, 2009.

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2 El Mercado Eléctrico en El Salvador Agosto 2009

usuarios con un consumo menor de 99kw/h y para subsidiar el costo de la energía al resto de los usuarios, independientemente del sector, lo que mantuvo la tarifa al consumidor final invariable en US$91MW/h. Reseña Histórica El gobierno salvadoreño preparó el terreno para establecer un modelo competitivo para la electricidad a lo largo de la década de 1990. Dando inicio con la redefinición y separación de las funciones del Estado, el establecimiento de una nueva estructura mediante la segmentación de la industria en las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, la apertura de los segmentos de distribución y generación, y la creación de una instancia responsable de la administración del mercado mayorista de electricidad. En 1996 se aprobó la Ley General de Electricidad (LGE), la cual ordenó el desarrollo del mercado en todas las actividades del sector dando origen a la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), y creando la Unidad de Transacciones (UT) como ente privado encargado de la operación del mercado mayorista de electricidad compuesto por dos instancias: un Mercado de Contratos (MC) –mercado a término o de futuros y un Mercado Regulador del Sistema (MRS) – mercado de entrega inmediata o “spot”. En 1998 y 1999 se procedió a dar espacio a la participación de empresas privadas en el negocio eléctrico, mediante la desintegración vertical y horizontal de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), la cual operaba como una empresa pública responsable de la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en el país. Como resultado de esa desintegración hoy dos grupos internacionales participan de la distribución de electricidad junto con dos pequeñas distribuidoras locales, cerca de 14 generadores públicos y privados surten la demanda y el sistema de transmisión lo conserva el estado.

Marco Regulatorio La regulación del sector eléctrico salvadoreño vigente fue establecida con el proceso de privatización a inicios de 1998, siendo SIGET la institución responsable de elaborar y emitir el marco regulatorio en el sector eléctrico. La legislación no prohíbe la integración vertical, ya que una misma entidad puede desarrollar actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, siempre que establezca sistemas de contabilidad separados para cada una de ellas y se encuentren registrados como tales en la SIGET. Durante el transcurso de los años 2006 y 2007 se promulgaron varias modificaciones a la Ley General de Electricidad y su reglamento. Los cambios de mayor impacto van dirigidos a establecer las bases para un mercado mayorista con un sistema de despacho basado en costos (el sistema actual está basado en precios ofertados) y a regular contratos de compra de energía de largo plazo para incorporarlos al pliego tarifario. De acuerdo con las reformas, los contratos de largo plazo deberán ser suscritos mediante procesos de libre concurrencia, tener una vigencia que no exceda los 15 años, e identificar cargos por potencia y cargos por energía, los cuales deberán transferirse a las tarifas eléctricas para usuarios finales. Adicionalmente, las reformas conservan la facultad de las distribuidoras para formular sus estrategias de compra de energía y se establece que en el momento en que las distribuidoras contraten más del 60% de sus

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requerimientos a largo plazo (la contratación actual es a corto plazo y ronda el 40%), el ajuste del costo de la energía en las tarifas pasaría a ser trimestral (hoy día se ajusta semestralmente) y cualquier saldo en el fondo transitorio de liquidación sería liquidado en los siguientes dos ajustes tarifarios consecutivos. El porcentaje mínimo de contratación obligatoria por parte de las distribuidoras, deberá cumplirse a más tardar el 31 de diciembre del 2012. Con el objetivo de dar cumplimiento a la normativa los dos mayores grupos de distribución eléctrica del país emitieron dos licitaciones conjunta, la primera para la contratación de 320MW a largo plazo contrato que debería estar firmado a más tardar en Diciembre 2009 e iniciar el suministro en Enero 2013 y una licitación por 190MW a corto plazo (un año) con fecha estimada de inicio de suministro Junio 2010. El reglamento pertinente para iniciar el sistema de despacho en el MRS con base en costos se encuentra aprobado y establece plazos para su aplicación; igualmente encarga a la UT, entidad responsable del mercado mayorista, a realizar los estudios pertinentes durante el año 2009 para aplicar la metodología. Una vez publicado el reglamento que se estima sea en el segundo semestre del 2009 la UT tendrá un año para implementarlo y verificar los costos mediante auditorías al finalizar marzo 2010. Fitch ve positivos los cambios regulatorios con los cuales es de esperarse mayor transparencia en los costos involucrados en la generación, y el establecimiento de contratos de largo plazo traería más estabilidad en los precios finales a los consumidores y en nuestra opinión podría incentivar mayores inversiones en el sector. Similar a muchos otros mercados emergentes, el marco regulatorio salvadoreño, es vulnerable a la interferencia política. Las interferencias en El Salvador se han hecho evidentes mediante entre otras en la creación de un fondo transitorio para la liquidación del costo de la energía (que liquida el costo de la energía a generadores y distribuidores con 6 meses de atraso), el establecimiento del subsidio eléctrico al 100% de los consumidores independientemente el sector y la congelación durante varios años de tarifas eléctricas desvirtuando el valor real de la electricidad al consumidor final.

Mercado dominado por precios SPOT En la actualidad, en El Salvador no existe un requerimiento legal que obligue a los demandantes de energía (distribuidores y comercializadores) asegurar por anticipado gran parte de las necesidades de sus usuarios regulados mediante contratos y así negociar los desbalances (faltantes o sobrantes) en el Mercado Regulado del Sistema (MRS). Lo anterior permite a las distribuidoras formular y adecuar sus estrategias de compra de energía según las condiciones del mercado (i.e. fluctuaciones de los precios spot y cambios en la regulación referente a las

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Mercado de Contratos Mercado Regulador del Sistema

Demanda de Energía Mercado Mayorista

Fuente: SIGET y UT

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tarifas eléctricas). Al ser los contratos de energía negociados a corto plazo, no están aislados de los riesgos de volatilidad de precios, dado que los precios de energía de estos contratos están ligados a los precios spot menos un descuento. Ante la ausencia de un mercado de contrato de largo plazo que ofrezca estabilidad a los precios, el mercado spot cobra importancia para los generadores gracias a la mayor rentabilidad obtenida al transar la energía. El mercado mayorista funciona con base en ofertas de volúmenes y precios monómicos (que incorporan cargos por potencia y energía) realizados por los generadores, siendo la oferta más alta la que fija el precio del sistema; no obstante, para evitar una severa fluctuación en el precio ofertado debido al efecto de los precios de los combustibles y la alta participación termo-generadora, se ha implementado desde el año 2005 una metodología transitoria que estabiliza los precios ofertados en el mercado spot. Este esquema de formación de precios spot difiere del aplicado por ejemplo en otros países de Latinoamérica, tal es el caso de Panamá, donde el mercado de oportunidad o spot opera con una prioridad de despacho basada en costos variables declarados, siendo la última unidad de generación la que fija el costo marginal del sistema. La metodología de estabilización de precios en el mercado de oportunidad se espera sea aplicada hasta tanto la Unidad de Transacciones verifique y audite los costos incurridos por las empresas generadoras, proceso que como se mencionó anteriormente deberá estar concluido a principios del año 2010.

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Precio Mínimo Precio Estabilizado Precio Ofertado

Fuente: Unidad Transacciones UT

El SalvadorPrecios Promedios MRS

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• El precio Mínimo corresponde a precio promedio de plantas hidroeléctricas. Por lo general

de propiedad del estado.

• El precio Estabilizado corresponde al precio promedio con metodología de estabilización y es el pagado por las demandantes en el mercado spot.

• El precio Ofertado es el precio promedio ofertado inyectado por platas geotérmicas y térmicas sin aplicar la metodología de estabilización

Sin embargo, augurar una baja en el precio de la electricidad en el MRS, debido a la entrada en vigencia el reglamento de despacho con base en costos es difícil, ya que la industria presenta un factor térmico de generación con base en derivados del petróleo que durante la estación seca supera el 40% y a futuro los proyectos de generación con base en recursos renovables son pocos. Este alto factor de termo-generación ha sido el principal contribuyente a que los precios del MRS hayan experimentado una alta volatilidad desde finales del año 2007, como consecuencia del aumento internacional en los precios de los

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combustibles. El precio de la energía en el MRS alcanzó durante el año 2008 un valor promedio de US$128.82/MWh desde US$94.06/MWh durante el año 2007 y desde US$88.78/MWh en el 2006. Para el primer trimestre del 2009 se observa una tendencia a la baja del precio estabilizado en el mercado Spot, como reflejo de la caída del precio internacional del petróleo y sus derivados, sin que esto asegure un comportamiento similar para lo que resta del año.

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Fuente: Unidad Transacciones UT

El SalvadorPrecio Promedio mensual MRS Estabilizado

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Tarifas de Distribución Eléctrica La estructura tarifaria para el usuario final en El Salvador está compuesta por tres cargos: el cargo por el uso de red, el cargo por comercialización y el cargo por consumo de energía. El componente de consumo de energía representa alrededor del 70% de la tarifa al usuario final (excluyendo impuestos) y es ajustado semestralmente con base en las variaciones en los precios spot de los seis meses previos, el período semestral de ajuste contempla períodos húmedos y secos (la estación seca abarca de diciembre-junio y la húmeda de julio-noviembre). Los otros dos componentes de la tarifa representan la principal fuente de ingresos operativos de las distribuidoras y son indexados anualmente por inflación. El actual pliego tarifario se encuentra vigente desde el 1 de enero del 2008 hasta el 31 de diciembre del 2012. El pliego tarifario vigente fue aprobado en el mes de enero 2008 y luego ajustado en abril del mismo año y considera, al igual que en el anterior, los cargos en la tarifa por comercialización y uso de red; no obstante, se elimina el cargo fijo por el uso de red, distribuyéndose entre el cargo variable de uso de red y el cargo de comercialización y adiciona, para el sector residencial, un desglose de tarifas diferenciadas con base en consumo. El nuevo pliego tarifario implicó una reducción en la tarifa promedio de cargos regulados (comercialización y distribución) de la distribuidora para todos los usuarios finales. El tema tarifario se ha convertido en los últimos años en un campo de amplia discusión entre el gobierno, el ente regulador y las empresas distribuidoras. Desde el año 2006 la SIGET se vio imposibilitada, debido a decisiones políticas, a aplicar los aumentos de las tarifas eléctricas a los consumidores finales, no obstante lo estipulado en la Ley General de Electricidad. A cambio, el gobierno otorgó subsidios para cubrir la diferencia, presionando las finanzas públicas y generando problemas de flujo en las empresas participantes en el sector ya que los pagos en ciertos meses se realizaron en forma tardía. Si bien las tarifas

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empezaron a ajustarse a precios no subsidiados a partir de Octubre del 2008 basadas en un calendario pre-establecido para amortiguar el impacto al consumidor final, en el mes de Febrero 2009 se eliminó completamente cualquier subsidio para los consumidores mayores a 99KW/h, debido a la imposibilidad del gobierno de liquidar los recursos del subsidio a los participantes.

Subsidios: El subsidio vigente es efectivo para los usuarios residenciales con consumo inferior a 99kWh, donde se subsidia el 87% de la tarifa plena. De acuerdo con la información proporcionada por las empresas distribuidoras, a diciembre de 2008 se subsidió un total de 790,592 usuarios, los que representan 65% de los clientes residenciales y 60% de los clientes conectados a la red de distribución. En términos de consumo de energía, estos usuarios subsidiados demandan aproximadamente 15% de la energía a nivel de distribución. Este subsidio es liquidado mediante el Fondo de Inversión Nacional para la Electrificación y Telecomunicaciones (FINET) y cargado a presupuesto nacional, los giros a las empresas distribuidoras relacionados con este beneficio fueron de US$54 y US$57 millones para los años 2007 y 2008, respectivamente. La presión fiscal que atraviesa el país provocó que durante los primeros meses del año 2009 se registrara por primera vez atrasos en la liquidación de este subsidio a las compañías distribuidoras, lo que a la fecha ha sido subsanado mediante la colocación de bonos estatales y ajustes al presupuesto; actualmente, el desembolso mensual por este concepto representa para el gobierno US$7.5 millones. Fitch esperaría que se tomen las medidas necesarias para focalizar el subsidio eléctrico en aquellos consumidores que realmente lo necesiten. El otro subsidio que permaneció hasta Febrero 2009, correspondía al costo de la energía y era generalizado para el 100% de los consumidores. Este subsidio representó para el gobierno un egreso aproximado de US$140MM durante el año 2008 desde US$26MM durante el año 2007, y su liquidación a generadores y distribuidores, se realizaba por medio de efectivo y notas de crédito para la compra de energía a la CEL, no obstante; desde finales del año 2008 su fondeo resultó ser cada vez más difícil, tomándose la decisión de suspenderlo a inicios del año 2009, lo cual significó un alza de hasta un 40% en las tarifas a los usuarios finales.

Estructura del Mercado Distribución. Las compañías de distribución de electricidad salvadoreñas son, para efectos prácticos, operadas como monopolios naturales y son negocios estables y con relativamente bajos riesgos operativos. Sin embargo, los territorios de distribución servidos no son exclusivos, y los distribuidores tienen la libertad de competir por los consumidores bajos las reglas establecidas en la Ley General de Electricidad.

El mercado está compuesto principalmente por dos operadores que a través de cinco compañías distribuyen la electricidad; Grupo AES El Salvador (CAESS, DEUSEM, EEO y CLESA) y AEI (DELSUR). Previendo una eventual posición monopolística de esta actividad, la legislación salvadoreña estableció la figura de los Comercializadores como actividad independiente y otorgó plena libertad a los consumidores para elegir el suplidor de electricidad. En algunos casos, estos

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agentes surgen como resultado de estrategias de generadores para vender/exportar su producción.

Si bien desde el punto de vista operativo el cambio de proveedor no impacta en forma significativa los ingresos de las distribuidoras puesto que estas continúan cobrando un peaje por el uso de su red; la presencia de los comercializadores y de grandes consumidores conectados directamente a la red como la Asociación Nacional de Acueductos y Alcantarillados (ANDA) e Inversiones Intercontinentales S.A. de C.V (INVIRTER) reducen cada vez más, el poder de compra de las distribuidoras en el mercado mayorista, teniendo que realizar compras de energía en otros mercados (importaciones o mercado minorista). En el mercado existen registrados 20 comercializadores de los cuales 8 realizan los principales retiros de energías, donde 2 corresponden a las generadoras de CEL y LaGeo. Entre los comercializadores y grandes usuarios directamente conectados a la red, se dio un retiro de energía de 504.7GWh en el año 2008 desde 1.081GWh un año atrás, equivalentes al 10% y 21% de la energía transada en el Mercado Mayorista, respectivamente. Compañías Generadoras. En el segmento de generación participan 14 agentes mayoristas con una capacidad instalada a diciembre 2008 de 1.371.4 MW y una generación 5,475GW/h (5,261GW/h a diciembre 2007). Además del mercado mayorista, concurre un mercado minorista integrado por seis participantes: tres pequeñas centrales de generación hidroeléctrica y tres auto-productores térmicos que venden excedentes y están conectados directamente al sistema de distribución, con una capacidad instalada agregada aproximada de 69 MW a diciembre 2008. Los generadores minoristas produjeron 241GWh y 163.05 GWh durante los años 2008 y 2007, respectivamente. La capacidad instalada total para El Salvador al cierre del año 2008 corresponde a 1,439.8 MW.

El Salvador-Compañías de Distribución Eléctrica (2008)

Distribuidor Operador Area

(Km2) Región

Concesionada

Compra de Energía (GWh)*

Ventas de Energía (GWh)

Clientes (miles)

Pérdidas Energía

** CAESS AES 4572 Centro-Norte 2,186.1 1,988.0 513.1 7.46% DEUSEM AES 1580 Occidente 122.1 106.0 60.8 12.76% EEO AES 6270 Centro-Sur 548.0 476.0 225.2 11.22% CLESA AES 4696 Oriente 851.5 797.0 300.2 9.68% DELSUR AEI 4286.8 Sur 1,222.3 1,162.0 307.6 8.93% EDESAL Local 53 Centro 22.0 15.0 6.9 n.d. 4,952.00 4,544.00 1,413.6 Fuente: SIGET * En el mercado mayorista (MRS y Contratos). ** Incluye pérdidas técnicas y no técnicas

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Hidro Geotermico Térmico Crecimiento

Capacidad Instalada del Sistema Salvadoreño(M W)

Fuente: SIGET

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Otra fuerza en el mercado mayorista que cobra importancia son las importaciones de energía las cuales se realizan principalmente desde Guatemala y Honduras. Las importaciones de energía desde países vecinos fueron 484 GWh en 2003 y 83 GWh en 2008, equivalente al 9% y 1% del total de energía inyectada al sistema en esos años. El intercambio regional de energía ha decrecido en los últimos años como consecuencia de recursos limitados de generación y demandas cada vez mayores en cada país de la región. Aún con la entrada en vigencia del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC) se estima que los intercambios serán leves ya que ningún país de la región es superavitario en la generación de energía. La entrada de SIEPAC se encuentra pendiente de la elaboración y aprobación del marco legal a pesar que la línea troncal está prácticamente concluida.

Actualmente El Salvador tiene una capacidad de generación eléctrica que cubre levemente la demanda de electricidad del país y las nuevas plantas de generación eléctrica no son suficientes para cubrir el crecimiento de la demanda1. A diciembre 2008 El Salvador mantiene una capacidad máxima y mínima instalada de generación de 1.371 y 962 megawatts (MW), versus una demanda máxima registrada en el mes de diciembre de 916 MW.

1 La demanda eléctrica ha crecido tradicionalmente un 5% por año aunque se espera un menor crecimiento para el año 2009 de aproximadamente 2%.

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2007 2008 2007 2008 2007 2008

CEL Hidro 472 472 1,735.5 2,034.0 32.6% 36.6%LaGeo Geotérmica 204.4 204.4 1,293.0 1,421.0 24.3% 25.6%Nejapa Power Co. Térmica 144 144 696.4 521.1 13.1% 9.4%Duke Energy Intl. Térmica 338.3 338.3 962.2 809.4 18.1% 14.6%CESSA Térmica 32.6 32.6 22.6 62.1 0.4% 1.1%INE Térmica 51.2 51.2 351.0 312.9 6.6% 5.6%CASSA Térmica 60 60 91.6 97.4 1.7% 1.8%Textufil Térmica 44.1 44.1 163.3 161.7 3.1% 2.9%Borealis Térmica 13.6 13.6 0.7 74.1 0.0% 1.3%GECSA Térmica 11.6 11.6 4.3 56.5 0.1% 1.0%Ing El Angel Térmica 6.1 0.1%Ing La Cabana Térmica 1.7 0.0%Total 1,371.8 1,371.8 5,320.6 5,558.0 100.0% 100.0%

% de Generación

Fuente: Informes SIGET y UT

Compañías Generadoras del Sistema Mayorista Salvadoreño

Compañía TipoCapacidad Instalada (MW)nyección al Mercado (GWh

Perspectiva Nuevos proyectos tendientes a disminuir el riesgo de abastecimiento eléctrico se gestionan gracias a la participación de empresas privadas y de la CEL. Para los próximos diez años se espera la participación en el mercado de generación de nuevas plantas térmicas, de energía geotérmica e hidroeléctrica, las cuales adicionarían al mercado aproximadamente 958 MW de capacidad instalada. El SalvadorNuevos proyectos de generación eléctrica

Proyecto TipoCapacidad

(MW)Año de Entrada en operación

El Cimarrón Hidro 243 2,016Chaparral Hidro 65 2,012

Expansión 5 Noviembre Hidro 60 2,011Termopuerto Térmico 70 2,009Talnique II Térmico 50 2,009Fase II Talnique Térmico 200 2,010Rep. Aguachapán Geotérmico 20 2,010AES Fonseca Carbón 250 N.D.TOTAL 958Fuente: FitchRatings Fitch considera que el sector eléctrico en El Salvador mantiene un nivel de incertidumbre política y regulatoria. La reciente medida tomada por el anterior gobierno para eliminar el subsidio al costo de la energía para los consumidores mayores a 99kWh, augura una mejora en la calidad financiera de las empresas participantes en el sector, al disminuir su dependencia de transferencias provenientes del gobierno. No obstante; Fitch observará el comportamiento de la demanda como resultado de esta medida, ante un aumento en precio final al consumidor lo que podría implicar una reducción en el consumo eléctrico de ciertos clientes presionando los ingresos y generación de flujos de las compañías.

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APPENDIX Grupo AES EL SALVADOR. (CAESS, EEO, DUSEM y CLESA). Calificaciones de riesgo para emisión de bonos internacional: • Calificación de Riesgo Moneda Extranjera: ‘BB+’ Perspectiva: ‘Negativa’ • Calificación de Riesgo Moneda Local: ‘BB+’ Perspectiva: ‘Negativa’ • Calificación de Riesgo Escala Nacional emisión de bonos: ‘AA(slv)’ Calificaciones de riesgo en Escala Nacional: • CAESS: ‘AA-(slv)’ Perspectiva: ‘Estable’ • EEO: ‘AA-(slv)’ Perspectiva: ‘Estable’ La calificación de AES El Salvador Trust fue disminuida en Junio 2008 a ‘BB+’ desde ‘BBB’. La calificación aplica para la emisión de bonos por US$300 millones con fecha de vencimiento 01 de Febrero del 2016, protegida contra riesgo político. La reducción en la calificación reflejó la exposición de la compañía a la interferencia política y a la incertidumbre regulatoria en el sector salvadoreño de electricidad, así como la reducción tarifaria aplicada a inicio de año, la cual aumentó el apalancamiento, disminuyó los ingresos y la generación de flujo de caja para el año 2008, aumentando el riesgo del negocio. El pliego tarifario impactó negativamente el EBITDA y la generación de flujo de caja de la compañía lo cual resultó en una menor cobertura de la carga financiera y mayores niveles de endeudamiento en comparación con el año anterior. A Diciembre 2008, AES El Salvador reportó sobre una base combinada, un endeudamiento medido como deuda total a EBITDA de 4.9 veces (x), un endeudamiento neto de 4.6x y una cobertura de intereses, medida como EBITDA a gasto de intereses financieros de 2.9x. Para los próximos años, de acuerdo con proyecciones realizadas por Fitch, la cobertura de intereses financieros se ubicará aproximadamente en 3x y presentará un nivel de endeudamiento medido como deuda total/EBITDA cercano a 4x. Estas razones son consistentes con la actual calificación. AES El Salvador es el mayor grupo de distribución eléctrica en El Salvador, con una participación de mercado de 80% sirviendo a más de 1 millón de clientes y relativamente eficiente con pérdidas de distribución combinadas de 8.7%.

Grupo AES El Salvador (USD Miles) 2008 2007 2006 2005 2004 EBITDA 63,475 85,020 83,826 82,067 75,789 EBITDA Margin (%) 13 17.8 19.2 21.7 21.6 Efectivo & Inversiones de Corto

Plazo 19,412 20,420 22,299 23,582 26,791 Deuda Corto Plazo 18,000 1,000 31,958 25,441 Deuda Largo Plazo 298,954 292,927 298,666 208,262 221,092 Fondos Generado por Operaciones 56,791 81,618 74,650 78,549 74,719 Fondos Libres de Caja (11,633) 14,524 (50,791) 2,397 6,878 Credit Ratios EBITDA/Deuda Total (x) 1.6 3.7 4.1 1.5 1.6 FGO/Intereses Financieros (x) 3.6 4.8 4.7 4.4 4.2 Deuda Total/EBITDA (x) 5.0 3.5 3.6 2.9 3.3

Fuente: Estados Financieros del Grupo Auditados

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Distribuidora Eléctrica Delsur S.A. de C.V. (Delsur). Calificación de Riesgo Escala Nacional: ‘AA-(slv)’ Perspectiva: Estable. La calificación de riesgo de DELSUR refleja la mejora de las razones financieras y el buen desempeño operativo de la empresa durante el año 2008, situaciones que se espera se mantengan a futuro a pesar de la coyuntura económica actual de El Salvador y menores ingresos debido a la aplicación del pliego tarifario aprobado en el año 2008. La eficiente gestión de los gastos administrativos como medida compensatoria ante la reducción en los ingresos por distribución según el pliego tarifario vigente y un monto de deuda contraída en balance, menor a la deuda avalada un año atrás, dieron como resultado en DELSUR indicadores de cobertura de carga financiera medida como EBITDA/intereses financieros de 10.66x y un nivel de apalancamiento medido como Deuda Total/ EBITDA de 3.25x a Diciembre 2008. Si bien el pliego tarifario aprobado en Abril 2008 representó para DELSUR una disminución en sus ingresos provenientes de los servicios de distribución del 16%, la empresa ha implementado un programa de reducción de costos operativos que han dado los resultados esperados y han compensado la reducción en ingresos. Durante el año 2008 el negocio fue capaz de reducir sus gastos operativos en aproximadamente un 8%, reflejando un EBITDA de US$21.6MM al finalizar el mismo año. DELSUR es la segunda compañía distribuidora de electricidad en El Salvador con un total de 307,686 clientes y 1.162 GWh de energía servida a diciembre del 2008, lo que representa cerca del 20% del total del mercado. DELSUR atiende un área geográfica de 4.604,0 km2 (22% del territorio nacional) y registra un nivel de pérdidas de energía del 8.7%. DELSUR (USD Miles) 2008 2007 2006 2005 2004 EBITDA 21,646 26,763 25,281 23,081 22,798 EBITDA Margin (%) 13 16 16 18 19 Efectivo & Inversiones de Corto

Plazo 1,627 6,162 9,797 4,190 15,449 Deuda Corto Plazo 7,363 Deuda Largo Plazo 62,978 Deuda Fuera de Balance 0 100,000 - - - Fondos Generado por Operaciones 16,802 23,676 19,957 19,531 18,420 Fondos Libres de Caja (33,311) (4,177) 5,475 (11,281) 10,811 Credit Ratios EBITDA/Deuda total (x) 2.3 N.M. N.M. N.M. N.M. FGO/Intereses Financieros (x) 9.3. N.M. N.M. N.M. N.M. Deuda Total Ajustada/EBITDA (x) 3.2 3.7 0 0 0

Fuente: Estados Financieros Auditados del emisor.

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El mercado eléctrio en El Salvador

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