Informe para Inversionistas 2T 13

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Contacto: Relación con Inversionistas Teléfono: 571 3268000 ext 1546 / 1675

E mail: [email protected] / [email protected] Bogotá D.C., Agosto 8 de 2013

Índice

Resumen ejecutivo y hechos relevantes. El mercado del gas natural en Colombia. Desempeño operacional.

Desempeño comercial.

Desempeño financiero.

Anexo 1: Nota legal y aclaraciones.

Anexo 2: Estados financieros consolidados.

Anexo 3: Panorámica del accionista mayoritario - EEB.

Anexo 4: Panorámica de TGI.

Anexo 5: Términos técnicos y regulatorios.

Anexo 6: Notas al pie de las tablas. Anexo 7: Desagregación del EBITDA

Anexo 8: información financiera de los principales clientes de TGI Resumen ejecutivo y hechos relevantes

Tabla Nº 1 - Indicadores seleccionados de TGI

Al 2T 13 Al 2T 12 Var % Ingresos operacionales - COP millones 421,684 330,063 27.8

Utilidad operacional - COP millones 258,786 182,303 42.0

EBITDA Trimestral - COP millones 168,542 120,437 39.9

EBITDA UDM - COP millones 603,938 489,876 23.3

Utilidad neta - COP millones 2,427 131,595 -98.2

Volumen transportado – Mm pcd 436 401 8.7

Capacidad contratada en firme – Mm pcd 628 548 14.6

Calificación crediticia internacional: S&P - may. 13: Fitch - nov.12: Moody’s – mar. 12: BBB-, estable BBB-, estable Baa3, estable



Los ingresos operacionales crecen gracias a: () la entrada de la segunda fase de Cusiana lo cual permitió una ampliación de la capacidad de transporte de gas y suscribir contratos en firme por capacidades mayores y por ende un mayor volumen transportado en comparación con el registrado en 2T 2012; y () Al nuevo esquema tarifario de TGI, el cual está siendo aplicado desde el primer trimestre de 2013. Los costos operacionales crecen en particular por mayores depreciaciones por mayor volumen de infraestructura en operación.

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En los resultados no operacionales se destaca un descenso de los gastos no operacionales en particular de los gastos financieros gracias a las operaciones de manejo de deuda de TGI realizadas en 2012 que refinanciaron la deuda senior

en 380 puntos básicos.



A pesar del crecimiento de la utilidad operacional (+ 42%) y a la reducción en los gastos financieros, la utilidad neta del 2T 13 descendió, principalmente, por el gasto en la cuenta diferencia en cambio de COP -179,497 millones generada por la devaluación del peso colombiano frente al dólar registro que sólo tiene efectos contables y no corresponde a una erogación de efectivo. En 2T 2012 este rubro había generado un ingreso por COP 181,134 millones por revaluación del peso colombiano frente al dólar.



La Junta Directiva aprobó ajustes a la estructura organizacional de TGI dentro de los que se incluyen () Plan de Traslado de la sede principal de TGI de Bucaramanga a Bogotá y () una nueva estructura organizacional óptima, en términos de 23 nuevos cargos y la integración de dos Vicepresidencias, Jurídica y Regulatoria y de Crecimiento.

Tabla Nº 2 - Estado de los proyectos de expansión en Colombia Estación La Sabana

Estación La Sabana

Capex - USD mm 55

Esquema de financiación: Recursos propios

Ampliación capacidad - mm pcd 75

Nueva capacidad nominal 215

Ejecución 1S 13 - % 17

En operación en: 3T 14



La construcción de la estación de compresión de gas natural La Sabana – ECGSB, que hace parte del proyecto de expansión del gasoducto del mismo nombre, se articula en la ejecución simultánea de dos procesos de contratación principales. ()El primero es el contrato EPC para la elaboración de los diseños básico y detallado, compras (excepto las unidades de compresión), construcción, montaje, instalación y puesta en marcha de la estación; éste contrato se suscribió el pasado mes de junio, con orden de inicio del 5 de julio de 2013, ()El segundo proceso principal es la compra de las unidades de compresión y sus sistemas auxiliares, contratada con firma alemanas y que entregará los equipos de compresión en el primer trimestre del 2014.



Adicionalmente, el contrato de interventoría al EPC fue adjudicado en el pasado mes de junio quedando pendiente para su suscripción y legalización, las hojas de vida del personal mínimo requerido por TGI en concordancia con lo exigido en los términos de referencia.



En el área de licencias, el proyecto cuenta con la licencia ambiental otorgada por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales en el mes de enero de 2013. Para la licencia de construcción, que debe ser otorgada por la Alcaldía de Cajicá, TGI radicó solicitud en éste sentido en el mes de junio.

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Tabla Nº 3 - Estado de los proyectos de expansión en Colombia Ampliación Transporte Cusiana/Apiay

Cusiana/Apiay

Capex - USD mm 247

Esquema de financiación: Recursos propios

Ampliación capacidad - mm pcd 70

Nueva capacidad nominal – mm pcd 100

Ejecución 1S 13 - % 7

Entrada en operación: 4 T 15



Teniendo en cuenta la repotenciación y optimización, por parte de Ecopetrol, de las centrales termoeléctricas de Termo Ocoa y Termo Suria, la construcción de la planta de generación eléctrica de San Fernando y la declinación del campo Apiay, se requiere aumentar la capacidad de transporte de gas natural proveniente del campo Cusiana a 100 MMSCFD.



La ampliación de la capacidad se hará mediante un loop y un nuevo gasoducto. Actualmente está en ejecución un contrato para la elaboración de la ingeniería y los estudios ambientales, presentándose el siguiente avance: () Ingeniería básica y Estudio de Impacto Ambiental del Loop de 20" Cusiana – Apiay: terminados () Diagnóstico Ambiental de Alternativas del nuevo gasoducto de 10" Apiay - San Fernando: terminado y radicado en el ANLA. () En desarrollo la ingeniería básica y el Estudio de Impacto Ambiental del nuevo gasoducto Apiay - San Fernando

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El mercado del gas natural en Colombia

Tabla N° 4 - Demanda de gas natural en Colombia

GBTUD Al 1T 13 Al 1T 12 Var. % Termoeléctrico 291 175 66.8 Residencial - comercial 192 181 6.0 Industrial - refinería 405 359 12.9 Vehicular – GNV 85 64 33.0 Petroquímico 23 13 76.8 Otros Consumos 48 33 46.2 Demanda interna 1,044 824 26.7 Exportación 192 247 -22.3 Total 1,236 1,071 15.4 Fuente: Concentra



El consumo de gas natural en el 1T 2013 comparado con el 1T 2012 tuvo un incremento del 15% debido a un alto crecimiento de la demanda interna la cual fue del 26.7%, mientras que las exportaciones tuvieron un descenso del 22.3%. La principal causa del crecimiento de la demanda interna es el incremento en el consumo termoeléctrico originado por niveles más bajos de los aportes hídricos del país. Así mismo, se presentó un mayor consumo de GNV, el cual presentaba un notable rezago en su demanda, debido al crecimiento de los vehículos convertidos. El sector petroquímico tuvo un notable crecimiento originado por efecto de mayor disponibilidad de las plantas ya que en el 1T 2012 se presentaron algunos mantenimientos y ampliaciones. Otros consumos, presentó incrementos debido a mayores niveles de autoproducción.

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E mail: [email protected] / [email protected] Desempeño operacional

Tabla Nº 5 - Indicadores operacionales seleccionados

Al 2T 13 Al 2T 12 Var % Capacidad total - mmpcd (1) 730 618 18.2

Volumen transportado - mmpcd (2) 436 401 8.7

Capacidad contratada en firme – mmpcd (3) 628 548 14.6

Factor de uso - % (4) 59.67 57.26 4.2

Disponibilidad - % (5) 100.00 99.96 0.04

Pérdidas - % (6) 0.41 0.496 -17.3

Longitud gasoductos - Km 3,957 3,774 4.9

Longitud gasoductos – Mi 2,459 2,345 4.9 Ir a pies de página en anexo 6



El incremento en la capacidad total y en la capacidad contratada en firme se explica por el ingreso en operación de la segunda fase de expansión de Cusiana en agosto de 2012.



Las pérdidas del sistema se mantienen por debajo del nivel reconocido por la regulación.

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Desempeño comercial



TGI mantiene el liderazgo de mercado a pesar de la caída en su participación. Esto se explica porque el mercado atendido por Promigás concentra la mayor parte de las generadoras térmicas cuya demanda de gas se acelera en períodos secos, como el que atravesó Colombia en el primer trimestre de este año.



El aumento del volumen transportado en Otros es debido principalmente a que Transoriente pasó de 23.34 mmpcd a 29.83 mmpcd y Transoccidente creció de 35.21 a 45.87 mmpcd.

Table Nº 6 - Volumen por transportador - Mmcfd 2T 13 Part. % 2T 12 Part. % TGI 435,766 46.7 400,826 47.2

Promigas 357,690 38.3 327,343 38.5

Otros* 140,061 15.0 121,240 14.3 Total 933,517 100 849,409 100 Source: Concentra.Inteligencia en Energía

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5 

La gestión de apoyo en el cobro de cartera desarrollada durante los dos primeros trimestres del año 2013, permitió obtener un índice de morosidad del 0,06% a 30 de Junio 2013, sobre los ingresos facturados durante los últimos doce (12) meses, lo cual representa una estabilidad financiera para TGI S.A. ESP. Comparando el segundo trimestre del año 2012 Vs el segundo trimestre del año 2013, se evidencia una disminución en el índice de morosidad del 62.5%.

Tabla N° 7 - Estructura contractual

Al 2T 13 Al 2T 12 Tipo de contrato No Volumen Mmpcd Vida remanente (promedio años) No Volumen Mmpcd Vida remanente (promedio años) Firmes (1) 77 628 8.47 92 548 9.5 Interrumpibles (2) - - - - - -

Ir a pies de página en anexo 6 Ir a Pies de página en anexo 6

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Contratos – Vida útil



Los principales sectores atendidos por TGI tienen un consumo estable sin estacionalidad, por esta razón el 100% de sus contratos son en firme y están contratados en promedio bajo una pareja mayor al 80% cargos fijos y 10% variables, aproximadamente.



La capacidad total contratada en firme a 30 de junio del 2013 es de 628 MPCD teniendo en cuenta que a esta fecha ya entró en operación la ampliación de capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja y las Fase I y II de ampliación de capacidad desde Cusiana.

 La capacidad contratada desde Ballena y Cusiana (El Porvenir) con corte al 30 de junio de 2013, es de alrededor del 93% de la capacidad nominal. Este porcentaje es del 94% entre enero de 2012 y diciembre de 2020.

 En lo corrido de junio de 2012 a junio de 2013, terminaron su vigencia 20 contratos de transporte de gas natural pero el mercado atendido por éstos fue renovado en otros contratos o atendido a través de otros contratos del mismo remitente, adicionalmente se suscribieron 3 contratos de transporte de gas natural en firme.

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Desempeño financiero

Tabla N° 8 - Estructura de los ingresos – COP mm - USD mm

COP Millones Variación USD Millones Variación 2T 13 2T 12 COP % 2T 13 2T 12 USD % Ventas totales 421,684 330,063 91,621 27.8 228.5 184.3 44.2 24.0

Desagregación por tipo de moneda

Ventas indexadas al USD (1) 253,172 188,115 65,057 34.6 137.1 105.0 32.1 30.5

Ventas en COP (1) 168,512 141,948 26,564 18.7 91.4 79.3 12.1 15.3

Desagregación por tipo de cargo

Ventas cargos capacidad (2) 351,450 271,024 80,427 29.7 190.4 151.3 39.1 25.9

Ventas cargos variables (3) 43,714 41,784 1,930 4.6 23.7 23.4 0.3 1.3

Ventas cargos ocasionales (4) 17,845 10,251 7,593 74.1 9.7 5.7 4.0 69.5

Otros ingresos (5) 8,676 7,004 1,672 23.9 4.7 3.9 0.8 19.2

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 Durante el primer semestre de 2013, aproximadamente el 83% de los ingresos de TGI por servicio de transporte de gas natural, se derivaron de los cargos fijos establecidos en los contratos en firme, por lo tanto, sólo el 17% de los ingresos restantes se ven afectados por las fluctuaciones en la demanda de gas natural.

 Discriminados por tipo de moneda, los ingresos indexados al dólar aumentaron su participación sobre el total de los ingresos de la compañía, debido a: (



) La devaluación de la tasa de cambio entre el 2T 2013 y el mismo período del año inmediatamente anterior; (



). El aumento de la capacidad contratada y del volumen transportado, pues la mayor parte de las tarifas remuneran la inversión y por lo tanto están indexadas al dólar.

 Discriminados los ingresos por tipo de cargo, los cargos por capacidad (“take or pay”), que representan más del 80% de los ingresos de la compañía, fueron los que más crecieron, derivado del ingreso en operación de Cusiana Fase II en agosto de 2012.

Ventas Totales - Tipo de Moneda

moneda

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Tabla N. 9 - Indicadores Financieros Seleccionados COP Millones Var USD Millones Variación

2T 13 2T 12 COP % 2T 13 2T 12 USD % Ventas 421,684 330,063 91,621 27.8 228.5 184.3 44.2 24.0 Utilidad operacional 258,786 182,303 76,483 42.0 140.2 101.9 38.3 37.5 Margen operacional % 61% 55% - 11.1 61% 55% - 11.0 EBITDA trimestral 168,542 120,437 48,105 39.9 89.5 67.4 22.1 32.8 EBITDA UDM 603,938 489,876 114,061 23.3 330.3 268.1 62.2 23.2

Margen EBITDA % Trim 78% 72% - 7.7 78% 72% - 7.5

Margen EBITDA UDM 76% 75% - 0.8 76% 75% - 1.2

Utilidad neta 2,426.8 131,595 -129,168 -98.2 2.4 73.9 -71.6 -96.8

Ir a pies de página en anexo 6

2T 12 3T 12 4T 12 1T 13 2T 13 Utilidad operacional UDM 364,235 365,835 372,856 404,848 449,340

Depreciaciones, amortizaciones y provisiones UDM 125,641 134,006 146,894 150,985 154,598 0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 COP m m

Desagregación del EBITDA - UDM

489,876 499,841 519,751

555,833 603,938

Tabla Nº 10 - Resultados operacionales COP millones Variación USD millones Variación

2T 13 2T 12 COP % 2T 13 2T 12 USD %

Ingresos operacionales 421,684 330,063 91,621 27.8 228.5 184.3 44.2 24.0 Costos operacionales -128,181 -111,303 -16,877 15.2 -69.5 -62.1 -7.4 12.0

Operación y mantenimiento -68,040 -59,512 -8,528 14.3 -36.9 -33.2 -3.7 11.2

Provisiones, depreciaciones y amortizaciones -60,140 -51,791 -8,349 16.1 -32.6 -28.9 -3.7 12.8 Utilidad bruta 293,504 218,760 74,744 34.2 159.0 122.2 36.8 30.1

Gastos admon. Operativos -34,718 -36,457 1,739 -4.8 -18.8 -20.3 1.5 -7.4

Personal y servicios generales -30,181 -31,275 1,094 -3.5 -11.8 -12.8 0.9 -7.3

Provisiones, depreciaciones y amortizaciones -4,536 -5,182 645 -12.5 -2.5 -2.9 0.4 -14.8

Impuesto al Patrimonio -8,357 -8,357 0 0.0 -4.5 -4.7 0.2 -3.3 Utilidad operacional 258,786 182,303 76,483 42.0 140.2 101.9 38.3 37.5

 Los ingresos operacionales crecen gracias a: (



) Entrada de la segunda fase de Cusiana lo cual permitió una ampliación de la capacidad de transporte de gas y suscribir contratos en firme por capacidades mayores y por ende un mayor volumen transportado en comparación con el 2T 2012; y (



) Nuevo esquema tarifario de TGI, el cual está siendo aplicado desde el primer trimestre de 2013.

 Los costos operacionales crecen en particular por mayores depreciaciones por mayor volumen de infraestructura en operación.

 Los ahorros por la toma de control de las estaciones compresoras ascienden a COP 3,870 millones desde agosto de 2012 a la fecha.

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Tabla N. 11 COP Millones Variación USD Millones Variación

2T 13 2T 12 COP % 2T 13 2T 12 USD % Utilidad Operacional 258,786 182,303 76,483 42.0 140.2 101.9 38.3 37.5 Ingresos no operacionales 17,466 198,032 -180,566 -91.2 9.5 111.0 -101.6 -91.5 Financieros (1) 13,103 6,121 6,982 114.1 7.0 3.3 3.7 112.3 Diferencia en cambio (2) 0 181,134 - 101.7 Valoración coberturas (3) - - - - - - - - Otros 4,363 10,777 -6,414 -59.5 2.5 6.0 -3.5 -59.0 Gastos no operacionales -246,353 -237,316 -9,038 3.8 -132.5 -132.7 0.2 -0.2 Financieros (4) -62,249 -204,159 141,911 -69.5 -33.8 -114.0 80.3 -70.4 Diferencia en cambio (5) -179,497 -96.0 - Valoración coberturas (6) -4,445 -34,515 30,070 -87.1 -2.7 -19.4 16.7 -86.3 Otros -162 1,359 -1,521 -111.9 -0.1 0.7 -0.8 -111.9

Utilidad antes de impuesto de renta 29,899 143,020 -113,121 -79.1 17.1 80.2 -63.1 -78.6

Impuesto de renta -27,472 -11,425 -16,047 140.5 -14.8 -6.3 -8.5 134.6 Utilidad neta 2,427 131,595 -129,168 -98.2 2.4 73.9 -71.6 -96.8

 En los resultados no operacionales se destaca un descenso de los gastos no operacionales en particular de los gastos financieros gracias a las operaciones de manejo de deuda de TGI realizadas en 2012 que refinanciaron la deuda senior en 380 puntos básicos.

 A pesar del crecimiento de la utilidad operacional (+ 42%) y a la reducción en los gastos financieros, la utilidad neta del 2T 13 descendió, principalmente, por el gasto en la cuenta diferencia en cambio de COP -179,497 millones generada por la devaluación del peso colombiano frente al dólar, sólo tiene efectos contables y no corresponde a una erogación de efectivo. En 2T 2012 este rubro había generado un ingreso por COP 181,134 millones por revaluación del peso colombiano frente al dólar.

Tabla Nº 12- Indicadores de deuda

Al 2T 13 Al 2T 12 Unidad Deuda neta (1) / EBITDA UDM (2)

OM: < 4,8 2.01 2.80

Veces

EBITDA UDM (2) / Intereses UDM (3)

OM: > 1,7 5.49 2.89

Veces

Estructura de la deuda Tasa (%) Vencimiento

Senior - bonos Internacionales (4) S&P - may 13: BBB-; estable Fitch - nov 12: BBB-; estable

Moody’s – mar 12: Baa3; estable 750 750

M USD 5.7 20-mar-2022

Subordinada (5) 370 370 M USD 6.125 21-Dec-2022

Ir a pies de página en anexo 6

Tabla Nº 13 - Desagregación -USD Millones

Al 2T 13 Al 2T 12

EBITDA UDM 330.3 268.1

Deuda Bruta 859.2 861.1

Efectivo e inver. temporales 230.8 91.2

Deuda Neta 628.4 769.9

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 El crecimiento del EBITDA se explica por el cambio en la resolución tarifaria que impactó los ingresos en el primer semestre del presente año y por el aumento en la capacidad contratada. El margen EBITDA en el primer semestre de 2013 logró los niveles de 76% gracias al incremento en los ingresos operacionales.

 La caída en los gastos financieros UDM se explica en el exitoso proceso de manejo de deuda tanto inter-company como los bonos en las que se lograron tasas de interés sustancialmente menores a las pactadas inicialmente. La deuda Neta disminuye por mayor acumulación de caja.

 Los indicadores de apalancamiento y de cobertura de intereses muestran un desempeño adecuado. La Deuda Neta/EBITDA por el aumento progresivo del EBITDA UDM (+23%), y el EBITDA/intereses por la combinación de un aumento progresivo del EBITDA y un menor pago de intereses (-69%) gracias al manejo financiero de la deuda.

Tabla Nº 14 - Capex

COP Millones Variación USD Millones Al 2T 13 Al 2T 12 COP Var % Al 2T 13 Al 2T 12 Inversión (1) 32,849 214,353 181,504 -84.7 17.0 120.1

Mantenimiento (2) 2,936 1,743 1,193 68.4 1.5 1.0 Ir a pies de página en anexo 6

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E mail: [email protected] / [email protected]  Anexo 1: Nota legal y aclaraciones

Este documento contiene palabras tales como “anticipar”, “creer”, “esperar”, “estimar”, y otras de similar significado. Cualquier información diferente a la información histórica, incluyendo y sin limitación a aquella que haga referencia a la situación financiera de la Compañía, su estrategia de negocios, los planes y objetivos de la administración, corresponde a proyecciones.

Las proyecciones de este informe se realizaron bajo supuestos relacionados con el entorno económico, competitivo, regulatorio y operacional del negocio, y tuvieron en cuenta riesgos que están por fuera del control de la Compañía. Las proyecciones son inciertas y se puede esperar que no se materialicen. También se puede esperar que ocurran eventos o circunstancias inesperadas. Por las razones anteriormente expuestas, los resultados reales podrían diferir en forma significativa de las proyecciones aquí contenidas. En consecuencia, las proyecciones de este informe no deben ser consideradas como un hecho cierto. Potenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones y estimaciones aquí contenidas ni basarse en ellas para tomar decisiones de inversión.

La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir actualizaciones o revisiones de cualquier proyección contenida en este documento.

El desempeño pasado de la Compañía no puede considerarse como un patrón del desempeño futuro de la misma. Aclaraciones al informe

 Solo con propósitos informativos, hemos convertido algunas de las cifras de este informe a su equivalente en dólares de los Estados Unidos utilizando la TRM de fin de período publicada por la Superintendencia Financiera de Colombia. Las tasas de cambio utilizadas en la conversión son las siguientes:

 TRM al 30 de junio de 2013: 1,929

 TRM al 30 de junio de 2013: 1,784.6

 En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los decimales.

 El EBITDA no es un indicador reconocido bajo las normas contables de Colombia o de los Estados Unidos y puede presentar dificultades como herramienta analítica. Por esta razón, no debería tenerse en cuenta en forma aislada como un indicador de la generación de caja de la compañía.

 El EBITDA para un período determinado se calculó tomando la Utilidad operacional (o pérdida), agregándole la amortización de intangibles y la depreciación de activos fijos, para dicho período.

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Anexo 2: Vinculo a los estados financieros consolidados del 1T 12:

http://www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas/estados-financieros

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E mail: [email protected] / [email protected] Anexo 3: Panorámica de la compañía controlante – EEB

 EEB es una compañía integrada del sector de la energía con operaciones en Colombia, Perú y Guatemala;

 La compañía fue fundada en 1896 y está controlada por el Distrito de Bogotá – 76.2%. Al estar la acción de EEB inscrita en el mercado público de Colombia, se rige por estándares internacionales de gobierno corporativo.

 EEB tiene una estrategia de expansión focalizada en el transporte y distribución de energía en Colombia y en otros países de la región americana.

 EEB participa en toda la cadena de valor de electricidad y en casi toda la cadena de valor de gas natural – no participa en la actividad de exploración y producción de este hidrocarburo.

 El Grupo EEB es uno de los emisores colombianos más importantes de deuda corporativa en los mercados de capitales internacionales. En octubre de 2007, EEB y TGI realizaron una emisión de corporativos en el mercado 144ª por USD 1.36 billones – miles de millones -. En 2011, TGI ejerció opción de compra para reducir la tasa cupón en 263 pbs.

 Desde 2009, la acción de EEB se transa en el mercado público de valores de Colombia.

68.1% 25% 15.6%

Electricidad

Transmisión 40% 40% 1.8% 98.4% Generación 51.5% 2.5% Distribución 51.5% 16.2% 51% 82% Distribución Transporte

Gas Natural

75% 60% * * _* * 100% 99.94% * * * *

*EEB es accionista controlante

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E mail: [email protected] / [email protected] Anexo 4: Panorámica de TGI

 TGI es un actor central en la estrategia de crecimiento de EEB;

 Es el transportador de gas natural más grande de Colombia y opera un monopolio natural en un sector con alto potencial de crecimiento y cuyo desarrollo es de especial interés para el estado colombiano.

 TGI es el único transportador de gas natural en Colombia que conecta las principales fuentes de abastecimiento - Guajira y Cusiana - con los principales centros de consumo.

 TGI está sujeta a la regulación del Ministerio de Minas y Energía y de la CREG. La CREG define las tarifas máximas que TGI puede cobrar a sus usuarios con base en los principios de viabilidad financiera y eficiencia económica. El esquema tarifario está diseñado para que el inversionista obtenga un retorno adecuado sobre el capital invertido y recupere los costos de operación y mantenimiento. La parte de la tarifa que retribuye las inversiones está indexada a la tasa de cambio - peso / dólar- lo que le da a la compañía una cobertura natural frente a sus obligaciones en moneda extranjera.

 Casi la totalidad de las ventas de la compañía están soportadas en contratos en firme y de largo plazo suscritos con sólidas empresas que operan en Colombia.

 TGI está finalizando la ejecución del proyecto de expansión más ambicioso de la infraestructura de transporte de gas natural en Colombia: la ampliación de los gasoductos de Guajira y Cusiana cuyo costo aproximado es de USD 650 mm.

 TGI tiene una participación del 25% en la compañía peruana ConTUgas - el otro 75% es propiedad de EEB -. ConTUgas es la adjudicataria de una concesión para la construcción de una red de transporte y distribución de gas natural en el sur del Perú - departamento de ICA -. Este es un proyecto con un valor estimado de USD 280 mm.

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E mail: [email protected] / [email protected] Anexo 5: Términos y definiciones

▪

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos. Entidad colombiana responsable de la definición de la política de hidrocarburos.

▪

BR: Banco de la República. Banco Central de Colombia responsable de la política monetaria y cambiaria del país.

▪

Bln o bln: Billones de los Estados Unidos de América. Factor 109

▪

BOMT: Por sus cifras en Inglés: Build, Operate, Maintain and Transfer Contract. Es un contrato mediante el cual un tercero se compromete a construir, operar, mantener y transferir un activo.

▪

COP / COP: Pesos colombianos.

▪

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia. Entidad estatal colombiana encargada de la regulación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural.

▪

Cuota de Fomento: Corresponde a recursos que Ecogas recaudaba de sus usuarios para ejecutar nuevos proyectos de infraestructura de gas natural.

▪

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística. Es la entidad responsable de la planeación, levantamiento, procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia.

▪

DNP: Departamento Nacional de Planeación. Entidad encargada de la Planeación Económica de Colombia.

▪

EEB: Empresa de Energía de Bogotá. Es el accionista controlante de TGI.

▪

GNV: Gas natural vehicular.

▪

GPC: Giga pies cúbicos. Factor 109

▪

IED: Inversión extranjera directa.

▪

IPC: Índice de precios al consumidor de Colombia.

▪

Km: Kilómetros

▪

MEM: Ministerio de Energía y Minas del Perú.

▪

Mi: Millas de los Estados Unidos.

▪

Mm/mm: millones.

▪

Mlm / Mlm: millardos

▪

PBS: Puntos Básicos, equivalente a 0.01%

▪

Pcd o pcd: pies cúbicos día.

▪

SF: Superintendencia Financiera. Entidad estatal encargada de la regulación, vigilancia y control del sector financiero colombiano.

▪

TGI: Transportadora de Gas del Internacional.

▪

Tpc / tpc: Tera pies cúbicos. Factor 1012

▪

TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones peso–dólar que se calcula diariamente por la SF.

▪

R/P: Relación reservas producción. Estima la duración de las reservas dado el nivel de producción en un momento determinado.

▪

UDM: Ultimos doce meses.

▪

UPME: Entidad estatal encargada de la planeación de los sectores de minas y energía en Colombia.

▪

USD: Dólares de los Estados Unidos de América.

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E mail: [email protected] / [email protected] Anexo 6: Notas al pie de los cuadros

Pies de página tabla Nº 5: Indicadores operacionales en Colombia

(1) Es la capacidad nominal de transporte del sistema. (2) Es el promedio del volumen real transportado.

(3) Es una modalidad de contratación que obliga a TGI a mantener disponible un volumen determinado de su capacidad de transporte para cuando el cliente lo requiera.

(4) Es el porcentaje de utilización del gasoducto y se obtiene como la relación entre la nominación y la capacidad de transporte.

(5) Es la capacidad real de transporte de gas en un período determinado en relación con la capacidad nominal.

(6) Es la diferencia entre el volumen de gas recibido menos el volumen de gas entregado teniendo en cuenta el cambio en inventarios. Se mide en términos porcentuales en relación con el volumen recibido por los clientes. La CREG reconoce a través de las tarifas perdidas máximas del 1%.

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Pies de página gráfica índice de morosidad de cartera

(1) El índice de morosidad se calcula midiendo la proporción de cartera vencida –mayor a treinta días- sobre los valores facturados acumulados en los últimos doce meses.

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Pies de página tabla Nº 7: Estructura contractual

(1) Modalidad contractual que garantiza el transporte de un volumen máximo de gas durante un período de tiempo determinado. La remuneración de este tipo de contratos puede ser por capacidad y/o variable.

(2) Modalidad contractual en la que el servicio de transporte puede ser interrumpido por cualquiera de las Partes por cualquier motivo sin dar lugar a ningún tipo de compensación de la parte que suspende el servicio.

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Pies de página tabla Nº 8: Estructura de los ingresos

(1) La regulación para el transporte de gas en Colombia divide la tarifa a los usuarios en una parte que reconoce las inversiones y otra que reconoce los gastos y costos de administración, operación y mantenimiento - AOM. La porción que reconoce las inversiones está indexada al dólar y se ajusta anualmente con el IPP “Equipos de Capital” de EEUU y se paga en pesos a la TRM de final de cada mes. La porción que reconoce los AOM está definida en pesos y es indexada anualmente con el IPC colombiano.

(2) Los cargos por capacidad o cargos fijos obligan al transportador a mantener una capacidad de transporte disponible para el momento en que el cliente lo requiera. Por su parte, el cliente se compromete a pagar por dicha capacidad con independencia del volumen transportado.

(3) Los cargos variables obligan al transportador a mantener una capacidad disponible en el momento en que el cliente lo requiera. Sin embargo, y a diferencia del esquema descrito anteriormente, el cliente solo paga lo efectivamente transportado aunque a una tarifa mayor. En general los clientes de TGI mantienen esquemas de contratación que combinan cargos fijos con variables.

(4) Los cargos ocasionales corresponden a un esquema que no genera la obligación de firmeza para el transportador. En otras palabras, el transportador tiene el derecho de interrumpirlos cuando, por ejemplo, ello sea necesario para atender contratos en firme.

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(5) Servicios adicionales prestados por la compañía como por ejemplo nuevas conexiones u odorización.

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Pies de página tabla Nº 9: Indicadores financieros seleccionados

(1) Es la sumatoria de la utilidad operacional, las amortizaciones, las depreciaciones y las provisiones.

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Pies de página tabla Nº 11: Resultados no operacionales

(1) Incluye los rendimientos financieros por inversiones temporales.

(2) Refleja el impacto de la revaluación del peso sobre la valoración en pesos de los activos y pasivos en moneda extranjera.

(3) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por la compañía para reducir el riesgo en el pago del principal de la deuda en moneda extranjera.

(4) Son los gastos financieros relacionados con la deuda de la compañía.

(5) Refleja el impacto de la devaluación sobre la valoración en pesos de los activos y pasivos en moneda extranjera (6) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por la compañía para reducir el riesgo del pago del principal de su

deuda en moneda extranjera por la devaluación del peso.

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Pies de página tabla Nº 12: Indicadores de deuda

(1) De acuerdo con el contrato de los bonos internacionales, la deuda neta de la compañía únicamente tiene en cuenta la deuda senior de TGI menos el valor del efectivo y las inversiones temporales.

(2) Es la sumatoria de la utilidad operacional, las amortizaciones, las depreciaciones y las provisiones.. (3) Son los intereses causados derivados de la deuda financiera de TGI.

(4) Corresponde al valor de los bonos emitidos por TGI Internacional y garantizados por TGI. (5) Corresponde a la deuda intercompañía entre de TGI con EEB.

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Pies de página tabla Nº 14: Capex

(1) Corresponde a todas aquellas inversiones destinadas a incrementar la capacidad de transporte de la compañía. (2) Corresponde a todas aquellas inversiones destinadas a mantener en estado adecuado los activos de la compañía para

permitir su funcionamiento normal y mantener la capacidad de transporte en sus actuales niveles.

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E mail: [email protected] / [email protected] Anexo 7: Desagregación del EBITDA

COP MM 2T12 3T12 4T12 1T 13 2T 13 Utilidad Operacional UDM 364,235 365,835 372,856 404,848 449,340 Provisiones, depreciaciones y amortizaciones UDM 125,641 134,006 146,894 150,985 154,598 EBITDA UDM 489,876 499,841 519,751 555,833 603,938 Margen EBITDA UDM 75% 74% 74% 75% 76% Ingresos Trim. 166,188 186,255 185,990 205,662 216,022 Costos oper. y mantenimiento Trim. -56,599 -69,330 -71,888 -61,586 -66,594 Gastos de personal y servicios generales Trim. -20,982 -16,516 -23,958 -18,388 -16,330 Impuesto al Patrimonio -4,178 -4,178 -4,178 -4,178 -4,178 Provisiones, depreciaciones y amortizaciones 27,652 32,913 40,294 33,412 31,265 EBITDA Trimestral 120,437 137,501 134,618 163,278 168,542 Margen EBITDA Trimestral 72% 74% 72% 79% 78% Regresar al índice

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Anexo 8: Información financiera de los principales clientes de TGI

Compañía Panorámica

Resumen Financiero F11 - COP mm

▪

Mayor productor de gas en Colombia

▪

Empresa integrada del sector de hidrocarburos

▪

Pertenece al grupo de las 40 compañías petroleras

más grandes del mundo.

▪

Acciones listadas en el mercado públicos de valores de Colombia, Nueva York y Toronto

▪

Contrato en firme por 9 años.

▪

Calificación BBB - deuda externa.

▪

Ingresos operacionales: 56,277,000

▪

EBITDA: 8,346,000

▪

Utilidad neta: 11,015,700,000

▪

El distribuidor y comercializador de gas natural más grande de Colombia con más de 1,600,000 clientes.

▪

Controlada por Gas Natural de España; EEB tiene

una participación accionaria del 25%

▪

Calificación local AAA

▪

EBITDA: 10,768,880

▪

Utilidad neta: 3,071,855

▪

Distribuidora y comercializadora de gas natural con

presencia en el suroccidente colombiano.

▪

Presta sus servicios a más de 600.000 usuarios.

▪

Calificación local AAA

▪

Ingresos operacionales: 355,109

▪

EBITDA: 121,556

▪

Utilidad neta: 53,500

▪

Empresa integrada con intereses en energía eléctrica

y gas natural.

▪

Contrato en firme por 9 años

▪

Calificación internacional: BBB-

▪

EBITDA: 3,310,709

▪

Utilidad neta: 1,392,123

▪

La tercera empresa de generación de energía

eléctrica.

▪

Contrato en firme por 9 años

▪

Calificación internacional: BB+

▪

EBITDA: 707,900

▪

Utilidad neta: 479,112