Informe para Inversionistas
Primer Trimestre 2015
Bogotá D.C., 29 de mayo 2015 TABLA DE CONTENIDO
1. RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES ...2
1.1
Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos... 2
1.2
Resumen de los resultados financieros de EEB 1T 2015 ... 2
1.3
Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá ... 4
2. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SUBSIDIARIAS. ...6
2.2.
DECSA – EEC ... 7
2.3.
TGI ... 7
2.4.
CALIDDA ... 8
2.5.
CONTUGAS ... 9
2.6.
TRECSA ... 10
2.7.
EEBIS Guatemala y Perú ... 10
3. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS ASOCIADAS ... 11
3.1.
EMGESA ... 12
3.2.
CODENSA ... 13
3.3.
PROMIGAS ... 14
3.4.
GAS NATURAL ... 17
3.5.
REP y CTM Perú ... 17
4. ANEXOS ... 19Anexo 1: Nota legal & Aclaraciones ... 19
Anexo 2: Definiciones de los EBITDAS incluidos en este informe ... 19
Anexo 3: Estado de resultados consolidados preliminares no auditados Marzo 2015. ... 20
Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios ... 20
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1. RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES
1.1 Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos
Tabla N° 1 - Panorámica de los sectores eléctricos al 1T 15
Colombia Perú Guatemala
Capacidad instalada – MW 15,521 8,792 3,231 Demanda – GWh 15,891 3,607 2,359 Variación demanda 1T 15 / 1T 14 - % 3.3 4.8 4.8 Explicación variación demanda 1T 15 vrs 1T 14 Aumentó principalmente en la región del Chocó y sur de Colombia, debido al crecimiento de un 22.1% en el sector de explotación de minas y canteras, el cual posee una participación del 22.7% en el SIN.
Creció por encima del ritmo de crecimiento del PIB debido principalmente a dos grandes operaciones mineras. Por un lado, la mina Toromocho (Junín) de Chinalco, que inició operaciones en marzo de 2014, durante el 1T 15 operó por encima del 50% de su capacidad. Por otro lado, en diciembre inició operaciones la mina Constancia (Cusco) de Hudbay Minerals.
Se refleja el incremento de la población y la conexión de más usuarios al sistema, aunado al ingreso de nuevas plantas de generación que satisfacen la demanda requerida
Fuentes: XM, UPME, COES – Perú, AMM – Guatemala
Tabla N° 2 - Panorámica de los sectores de gas natural al 1T 15 Colombia Perú
Reservas probadas y probables – TPC (2012) 5.7 21.54 Demanda interna 1,018.4 1,167.2 Variación demanda interna 1T 15/ 1T 14 - % -4.3 -4.1 Fuentes: UPME, CON, MEM, Osinergim, Concentra.
1.2 Resumen de los resultados financieros de EEB 1T 2015
Tabla N° 3 - Indicadores financieros consolidados de EEB COP Millones
1T 15 1T 14
Ingresos operacionales 939,141 1,511,956
Utilidad operacional 403,280 1,021,887
EBITDA Consolidado YTD (1) 546,090 1,115,360
Utilidad neta 127,676 1,099,533
Última calificación deuda externa L/P:
S&P – Agosto 14 BBB-; estable
Fitch – Octubre 14 BBB; estable
Moody’s - Agosto 14 Baa3; positivo (1) Cálculos en COLGAAP
El Grupo Energía de Bogotá reportó resultados preliminares no auditados de sus estados financieros consolidados bajo Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), conforme con lo dispuesto por la Ley 1314 de 2009 y el Decreto reglamentario 2784 de diciembre de 2012. Así las cosas, la utilidad neta del Grupo alcanzó la cifra de COP 127,676 millones a marzo de 2015, que frente al mismo período de 2014, presenta los siguientes ajustes:
El cierre financiero anticipado de compañías asociadas durante 2014 generó decretos anticipados de dividendos por valor de COP 607,405 millones.
La Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P., identificó y definió preliminarmente los siguientes segmentos de operación -NIIF 8: (i) Transmisión de Electricidad; (ii) Transporte de Gas Natural; (iii) Distribución y
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Conexas; (vi) Portafolio accionario y (vii) Otros. En ese orden, los ingresos correspondientes al negocio (segmento) de Portafolio se reconocen como ingresos ordinarios en la parte operacional y allí son incluidos dividendos recibidos por las inversiones patrimoniales en Asociadas –NIC 281. Igualmente, se presentan por separado los costos asociados a cada segmento.
Los ingresos operacionales se redujeron en total 37.8% cuya explicación por segmento de negocio es la siguiente: (i) En transmisión de electricidad, los ingresos crecieron 42.1% producto de la entrada en operación de la subestación Alférez, lo que derivó en mayor facturación por acuerdos de construcción y convenios de conexión en 2014; (ii) En transporte de gas natural, los ingresos presentaron un incremento de 20.4% por mayor tasa representativa utilizada para la conversión de Estados Financieros de presentación en Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P. –NIC 212; (iii) En distribución y comercialización de electricidad, los ingresos aumentaron en 11.86% por mayor facturación de servicios prestados por Empresa de Energía de Cundinamarca (iv) En distribución y comercialización de gas natural, los ingresos crecieron 0.71% por mayores ventas de derechos de conexión de grandes clientes industriales en Contugas y por mayores ventas de instalaciones internas, de conexiones y de gas por nuevos clientes residenciales, comerciales e industriales habilitados en Cálidda; y (v) en el segmento negocio de portafolio se presenta una reducción del 76.8% en los dividendos recibidos de Asociadas producto de decretos anticipados de dividendos durante el año 2014.
Adicionalmente, por implementación de Normas Internacionales de Información Financiera –NIIF, se prensentan los siguientes ajustes:
Los ingresos por dividendos se reconocen como en la parte denominada “ingresos por actividades ordinarias”. Este rubro incluye dividendos decretados por las inversiones patrimoniales en compañías asociadas.
Se incluyen como ingreso o gasto financiero las variaciones en la valoración de los instrumentos financieros. Las inversiones en asociadas del exterior no se ajustan por diferencia en cambio, porque permanecen al
costo histórico.
Incluye el método de participación patrimonial para las inversiones en asociadas, principalmente Emgesa, Codensa, Gas Natural y REP.
Cabe reiterar que las principales compañías asociadas, Codensa, Emgesa y Gas Natural, realizaron un corte anticipado de sus estados financieros en 2014 y decretaron dividendos por un valor de COP 607,405 millones. Normalizados estos dividendos en el primer trimestre del año 2015, habrían reflejado ingresos por COP 800,306 millones en el negocio de portafolio. Por otro lado, los negocios operacionales presentaron crecimiento positivo por COP 59,909 millones, debido a un mejor desempeño operacional, especialmente el negocio de gas natural (transporte y distribución) (+77.6%) y electricidad (transmisión y distribución) (+22.4%).
El resultado financiero presentó una pérdida de COP 287,546 millones, principalmente por la devaluación de la tasa representativa del mercado en un 31.1% entre marzo de 2014 y marzo de 2015, lo que originó un crecimiento del gasto por diferencia en cambio al pasar de COP 19,769 millones en 2014 a COP 252,750 millones en los tres primeros meses de 2015.
1
Asociadas/Negocios Conjuntos: Codensa S.A. E.S.P.;Emgesa S.A. E.S.P.; Gas Natural S.A. E.S.P.; Red de Energía del Perú S.A.; Consorcio Transmantaro S.A.; EMSA; Promigas
2
NIC 21 La moneda funcional de Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P es el dólar americano.
Aclaración: La moneda funcional de Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. para sus estados financieros individuales y consolidados es el peso colombiano.
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En síntesis, la utilidad neta del Grupo finalizó en COP 127,676 millones para los primeros tres meses de 2015. Al realizarse un ejercicio de normalización, la utilidad neta del Grupo habría alcanzado durante el primer trimestre de 2015, COP 735,081 millones la cual incluye el efecto de dividendos decretados anticipadamente durante el año 2014.
El EBITDA de EEB alcanzó los COP 546,090 millones y es el resultado de una combinación del desempeño de compañías controladas – NIIF 103
y las compañías Asociadas NIC 27.4
1.3 Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá
01.02.15: De conformidad con lo previsto en la Ley 1314 de 2009 y el decreto reglamentario 2784 de diciembre de 2012, inició el proceso de convergencia de los principios de contabilidad generalmente aceptados en Colombia a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF o IFRS por sus siglas en inglés). Para este propósito, el Consejo Técnico de la Contaduría Pública emitió el Direccionamiento Estratégico clasificando las empresas en tres grupos. Dado que la Empresa pertenece al Grupo 1 (emisores de valores) el período obligatorio de transición comenzó el 1 de enero de 2014 y la emisión de los primeros estados financieros comparativos bajo NIIF será al 31 de diciembre de 2015.
12.02.15: La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) adjudicó a EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá, uno de los proyectos más importantes para el refuerzo de la infraestructura energética de Colombia, en el suroccidente del país.
- 13.02.15: La Junta Directiva de EEB designó al doctor Alvaro Torres Macias, Vicepresidente de Portafolio Accionario y Planeación Corporativa, como Tercer Suplente del Representante Legal.
19.02.15: Se informó la renuncia de la Dra. Claudia L. Castellanos Rodríguez como miembro principal de la junta directiva de EEB.
24.02.15: EEB inauguró oficialmente la Subestación Tesalia 230 kV y la línea de transmisión asociada ubicadas en el departamento del Huila, proyecto que fortalece la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano.
25.02.15: En la fecha se llevó a cabo el Comité de Gobierno Corporativo y el Comité de Auditoria, con sus respectivos informes.
04.03.15: La Junta Directiva de EEB, luego de su revisión decidió presentar a la Asamblea General de Accionistas para su aprobación: los Estados Financieros Individuales por el periodo noviembre – diciembre de 2014, los Estados Financieros Consolidados con corte a diciembre de 2014, Informe de la Situación Financiera y Opinión del Revisor Fiscal sobre dichos Estados, el Informe de Gestión 2014 y el proyecto de distribución de utilidades.
04.03.15: EEB tomó la decisión de no participar en el proceso de venta de las acciones de la Nación en Isagen, cuyo proceso fue reactivado por el Gobierno Nacional.
05.03.15: EEB presentó el proyecto de distribución de utilidades a ser presentado a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas
05.03.15: EEB presentó a consideración de su Asamblea de Accionistas los estados financieros de cierre de 2014. La utilidad neta de EEB para el período enero-diciembre de 2014 alcanzó la cifra de COP 980,855 millones, con un crecimiento del 16.3% con respecto a la registrada en 2013. El EBITDA Consolidado Ajustado al 2014 totalizó COP
3
NIIF 10 Entidades clasificadas como subsidiarias son aquellas sobre las cuales se tiene control: Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P.; Distribuidora Eléctrica de Cundinamarca S.A. E.S.P.; Empresa de Energía de Cundinamarca S.A. E.S.P.; EEB Perú Holdings Ltd; Gas Natural de Lima y Callao S.A.; Contugas S.A.C.; Transportadora de Gas de Centroamérica S.A.; EEB Ingeniería y Servicios S.A.; EEB GAS S.A.S; EEB Energy Re Ltd-.
4 NIC 27 Las inversiones permanentes en controladas y asociadas se registraron a costo atribuido, es decir, se capitalizaron los siguientes conceptos: costo histórico – valorizaciones – créditos mercantiles – efectos método de participación. La diferencia entre costo atribuido y la aplicación del método de participación en las asociadas con sus estados financieros bajo NIIF se reconoce en el patrimonio.
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2,572,071 millones, un 44.8% superior al de 2013, debido principalmente al anticipo de dividendos decretados a favor de EEB por compañías asociadas.
26.03.15: La Junta Directiva de EEB, en su sesión del 25 de marzo, recomendó someter a consideración de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas una operación de refinanciación de bonos de la Empresa.
27.03.15: EEB suscribió un contrato de compra-venta para la adquisición del 51% de cuatro concesiones de transmisión eléctrica en Brasil y continua consolidándose como uno de los principales actores del sector energético en América.
30.03.15: La Empresa realizó un corte anticipado de los estados financieros para el periodo enero a octubre de 2014, en donde se decretaron dividendos por COP 1.1 billones. En el marco de la Asamblea se destacaron los buenos resultados obtenidos el año pasado, en particular las relacionadas con el plan de inversiones y el crecimiento de la Compañía.
30.03.15: La Asamblea Ordinaria de Accionistas de EEB designó como miembros de la Junta Directiva a Gustavo Petro Urrego, Fernando Arbelaez Bolaños, Ricardo Bonilla Gonzales, Jose Rodriguez Guerrero, Guillermo Jaramillo Martínez, Guillermo Perry Rubio, y como miembros independientes a Mauricio Cabrera Galvis, Gustavo Ramírez Galindo y Adriana Marcela Echeverry.
30.03.15: Fue presentado a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas de EEB el informe de cumplimiento del Código de Buen Gobierno, en el cual se concluyó que en el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2014, EEB dio cumplimiento al Código de Buen Gobierno establecido en la Empresa; al no encontrar ningún hallazgo u observación al respecto.
30.03.15: Fue presentado a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas de EEB, el informe sobre las principales operaciones con vinculados económicos en 2014.
30.03.15: Se presentaron las certificaciones relacionadas con el Art. 37 Ley 222 de 1995 y Arts. 46 y 47 Ley 964 de 2005, sobre los informes de fin de ejercicio del año 2014.
31.03.15: La Asamblea Ordinaria de Accionistas de EEB aprobó la no distribución de dividendos para el periodo noviembre - diciembre 2014 y el cambio de destinación de una reserva.
30.03.15: La Asamblea General de Accionistas delegó en la Junta Directiva la aprobación de cualquier refinanciación total o parcial del Bono 2021 y/o decretar una nueva emisión y colocación de bonos en el mercado internacional y/o local de capitales.
21.04.15: La Junta Directiva autorizo al Representante Legal de EEB para que gestione y suscriba los documentos y contratos necesarios, en virtud de las siguientes operaciones, dependiendo de las condiciones de mercado:
Operación de manejo de deuda: realizar una operación de manejo de deuda, siempre que las condiciones de mercado resulten favorables, consistente en recomprar total o parcialmente el bono EEB 2021, el cual cuenta con un monto total emitido de USD 749 millones, mediante los mecanismos disponibles para esta transacción; y Financiar la anterior recompra mediante obligaciones de largo plazo bajo la estructura de emisión y colocación de bonos en el mercado internacional de capitales por el monto recomprado.
Emisión de bonos en el mercado internacional: Decretar la emisión, colocación y suscripción de bonos en el mercado internacional de capitales por parte de EEB, por un monto de hasta USD 1,000 millones de dólares, destinados a (i) financiar los proyectos de transmisión en Colombia; (ii) financiar la operación de manejo de deuda sobre el Bono EEB 2021; y (iii) financiar los gastos de transacción asociados.
Emisión de bonos en el mercado local: Decretar la emisión, colocación y suscripción de bonos en el mercado local de capitales por parte de EEB, por un monto equivalente en pesos de hasta USD 500 millones de dólares, destinados a financiar y/o refinanciar la adquisición del 51% de cuatro concesiones de transmisión eléctrica en Brasil y/o proyectos UPME, al igual que los gastos de transacción asociados a dichas operaciones.
10.04.15: La UPME adjudicó a EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá, la convocatoria UPME STR 07-2014 Río Córdoba 220/110 kV, que contempla la construcción, operación y mantenimiento de dos transformadores 220/110 kV de 100 MVA en la Subestación Río Córdoba, lo cual permitirá fortalecer el suministro de energía en el Departamento del Magdalena
14.04.15: La UPME adjudicó a EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá, la construcción, operación y mantenimiento de la Subestación La Loma a 500 kV y líneas de transmisión asociadas en el municipio
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14.04.15: EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá, resultó adjudicataria del proyecto que le permitirá a Ecopetrol conectarse al Sistema de Transmisión Nacional (STN) para fortalecer la confiabilidad de su operación en los campos Castilla y Chichimene, en los Llanos Orientales.
2. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SUBSIDIARIAS.
Tabla N° 4 - Resumen de los proyectos de expansión del Grupo EEB - Compañías Controladas
Proyecto / Cía. País Sector* Inver. Total
USD MM Estado En operación
Lima Callao – Cálidda Perú D GN –ampliación red 273.3 En construcción 2015-2017
Guatemala – TRECSA Guatemala T E 373.2 Operación parcial 2015
Proyectos UPME – EEB Colombia T E 1,011.0 En construcción 2015-2018
Ingenios – EEBIS Guatemala T E 57.3 En planificación 2015-2016
* T: Transporte; D: Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad
* Incluye USD 170 millones de la adquisición en Brasil. El cierre financiero de esta transacción se llevará a cabo en 2S 2015
3.1. EEB – Negocio de Transmisión
Tabla N° 5 - Indicadores Transmisión EEB
Al 1T 15 Al 1T 14 Var %
Inversiones – COP MM 20,816 17,455 19.3 Disponibilidad de la infraestructura - % 99.9 99.9 0.0 Compensación por indisponibilidad - % 0.002 0.069 -97.1 Cumplimiento programa mantenimiento - % 100.0 100.0 0.0 Participación en la actividad de transmisión en Colombia - % 10.6 8.3 28.0
Tabla N° 6 – Avance proyectos de Inversión EEB Negocio de Transmisión Proyecto UPME Entrada de operación VPN IAE Progreso1Q15 Armenia 07-abr-15 10.43 1.28 78.5% Tesalia 28-nov-15 89.24 10.99 82.6% Chivor II 31-jul-15 44.84 5.52 43.0% Sogamoso Norte 30-sep-17 171.41 21.10 13.9% Cartagena Bolívar 07-mar-17 91.00 11.20 10.9% Río Córdoba 30-nov-16 14.70 1.81 4.3% Refuerzo Suroccidental 500 kV 30-sep-18 198.00 24.37 0.0% Río Cordoba Transformadores 30-nov-16 4.42 0.60 0.0% La Loma 30-nov-16 10.49 1.29 0.0% SVC Tunal 17-dic-14 No Aplica 7.80
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2.2. DECSA – EEC
Tabla N° 7 - Indicadores seleccionados EEC – DECSA(*)
COP Millones 1T 15 1T 14 Var % No. de clientes 278,080 268,215 3.7 Ingresos operacionales 81,528 72,785 12.0 Utilidad operacional 8,229 6,377 29.0 EBITDA Trimestral 15,590 12,744 22.3 Margen EBITDA Trimestral- % 19.1 17.5 9.2 Utilidad neta 4,539 2,021 124.6 Dividendos decretados a DECSA 1,977 1,647 20.0
Pérdidas - % 9.8 10.7 -8.1
Deuda neta / EBITDA UDM 1.4 1.4 -0.7 EBITDA UDM / Intereses UDM 12.2 17.3 -29.9 * Controlada por DECSA
EEC logró un EBITDA trimestral equivalente a COP 15,590 millones como resultado de un margen de contribución de COP 40,879 millones y unos costos fijos de COP 25,288 millones, de otra parte los gastos financieros se vieron afectados en COP 1,867 millones como resultado del apalancamiento financiero obtenido por la empresa durante lo corrido del año. De otro lado, durante el trimestre se causó un impuesto a la renta de COP 312 millones. Lo anterior resultó en una utilidad neta del trimestre de COP 4,539 millones.
En el primer trimestre visto como doce meses acumulados se observa un ligero deterioro del margen EBITDA principalmente por un mayor costo fijo derivado de los contratos y una mayor planta media de personal.
En el primer trimestre del año se contrató deuda equivalente a los COP 11,409 millones, a una tasa DTF+0,75%. De acuerdo con el impuesto a la riqueza reglamentado, en el caso de EEC se causaron COP 1,976 millones en
el mes de enero de 2015.
El pasado mes de marzo se llevó a cabo la Asamblea General Ordinaria de Accionistas en la que se aprobó la distribución de dividendos por un monto de COP 2,400 millones pagaderos en el mes de mayo de 2015.
Avance proyectos EEC
A marzo de 2015 se logró una ejecución del plan de inversiones del 18% dando mayor énfasis al plan de choque para la recuperación de pérdidas de energía, inversión que se refleja en el cumplimiento de la meta de índice de pérdidas, el programa para poner a punto la central hidroeléctrica, hecho que se evidencia en el nivel de generación eléctrica alcanzada y en la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico mejorando los índices de calidad.
2.3. TGI
Tabla N° 8 - Indicadores seleccionados de TGI
USD Miles 1T 15 1T14 Var % Ingresos operacionales 109,992 112,478 -2.2 Utilidad operacional 69,303 81,054 -14.5 EBITDA YTD 94,832 94,921 -0.1 Utilidad neta -1,066 49,934 -102.1 Volumen transportado – Mmpcd 469.4 469.1 0.1 Capacidad contratada en firme - Mmpcd 669.0 646.0 3.6
Calificación crediticia internacional:
S&P - Septiembre14: Fitch – Octubre 14: Moody’s – Abril 14: BBB-, estable BBB, estable Baa3, estable
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Los ingresos operacionales durante el primer trimestre de 2015 presentaron una leve disminución del 2.2% comparado con el mismo periodo del año anterior, debido principalmente a menores ingresos por cargos ocasionales, en razón a la nueva reglamentación sobre esta materia, y a menores ingresos por cargos AO&M, en razón a la tasa de cambio más alta al cierre de 1T2015.
Comparada con el primer trimestre del año anterior, al cierre de marzo de 2015 la utilidad operacional decreció 14.5%, debido principalmente al incremento de la depreciación de la propiedad, planta y equipo en el primer trimestre de 2015 respecto del mismo periodo del año anterior, así como por el gasto asociado a impuesto a la riqueza.
La utilidad neta disminuyó USD 51 Millones, debido a que en el primer trimestre de 2015 se presentaron mayores gastos por diferencia en cambio5, valoración de operaciones de cobertura e impuesto a las ganancias6.
Avance proyectos de Inversión TGI:
Cusiana Fase III: El proyecto Cusiana Fase III consiste en dar inicio al proceso de solicitud de ofertas para el suministro, transporte, nacionalización y puesta en operación de tres nuevas unidades de compresión de gas natural (Miraflores, Puente Guillermo y Vasconia). El proyecto permite ampliar la capacidad en 20 Mmpcd y comprende una inversión total de aproximadamente USD 32 millones. Se estima que la entrada en operación comercial se de en el cuarto trimestre de 2015. A la fecha el proyecto muestra un avance del 15.15%
Cusiana – Apiay – Ocoa: El proyecto aumentará la capacidad de transporte para atender la demanda de gas natural de remitentes que solicitaron capacidad de transporte Cusiana, Apiay y Villavicencio por 32 Mmpcd, de los cuales 7 Mmpcd se desviaran para el gasoducto Apiay-Villavicencio-Ocoa. Comprende una inversión total de aproximadamente USD 48 millones.
Para mayor detalle sobre información financiera, operacional y comercial de TGI, por favor diríjase al siguiente link.
2.4. CALIDDA
Tabla N° 9 - Indicadores seleccionados de Cálidda USD Miles 1T 15 1T 14 Var. % No de clientes 278,028 185,941 49.5 Ingresos operacionales 129,300 142,313 -9.1 Utilidad operacional 20,655 15,924 29.7 EBITDA trimestral 26,185 20,658 26.8 EBITDA UDM 96,761 76,617 26.3 Margen EBITDA Ajustado (%) 49.5 48.8 1.4 Utilidad neta 7,617 8,448 -9.8 Deuda neta / EBITDA UDM 2.50 3.10 -19.3 EBITDA UDM / Intereses UDM 6.64 5.51 20.5
Los ingresos totales al 1T 2015 fueron USD 129 millones (incluyendo pass-through e IFRIC 12). Estos presentan una reducción del 9% frente a los ingresos totales del 1T 2014, lo cual es explicado principalmente por menores ingresos por IFRIC12 (USD 15 millones al 1T 2015 vs. USD 42 millones al 1T 2014). A pesar de esta reducción, los ingresos ajustados en el 1T 2015, se incrementaron 23%, pasando de USD 42 millones a USD 52 millones,
5
La diferencia en cambio se originó por efecto de la mayor devaluación presentada en el 2015 (7.7%) respecto de la devaluación presentada en el 1T de 2014 (3.2%).
6
El impuesto a las ganancias aumentó en el primer trimestre de 2015 con respecto al mismo periodo del año anterior debido al incremento en la provisión de impuesto diferido.
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impulsado por un incremento en los ingresos de distribución que pasaron de USD 25 millones a USD 32 millones, un aumento de “otros ingresos” (reubicación de tubería) que se incrementó de USD 1.1 millones a USD 4.2 millones y por los servicios de instalación (que incluye el derecho de conexión y financiamiento) que mantienen su nivel de USD16 millones.
El EBITDA al 1T 2015 fue de USD 26 millones, lo cual representa un incremento del 29%, comparado al EBITDA 1T 2014 (USD 21 millones), el cual se sustenta en: (i) mayor volumen facturado por tres generadoras eléctricas (Kallpa, Enersur y Termochilca), (ii) mayor volumen por mayor base de clientes, iii) incremento en la tarifa de distribución desde Mayo-14. iv) mayores “otros ingresos”.
Cálidda cuenta con 278,028 clientes, en el primer trimestre del año se conectaron 23,023 nuevos clientes. Actualmente, en el segmento residencial Cálidda cuenta con presencia en 17 distritos del área de concesión. En el 1T 2015, el EBITDA y el Margen EBITDA Ajustado crecieron principalmente por un incremento en la tarifa
de distribución.
Avance proyectos de inversión Cálidda:
Al 1T 2015 las inversiones en la expansión de la red asciende a US$ 16 millones, destinadas principalmente en la construcción de redes de polietileno para la conexión de hogares.
Durante el primer trimestre del año, Cálidda ha construido 9 km de tubería de alta presión en acero y 270 km de tuberías para redes secundarias en polietileno. El sistema de distribución de Cálidda consta de 4,957 km de tuberías subterráneas.
Para mayor detalle sobre información financiera, operacional y comercial de Cálidda, por favor diríjase al siguiente link.
2.5. CONTUGAS
Al cierre de marzo 2015, la compañía ya cuenta con más de 32,555 clientes habilitados (con más de 36,394 ventas residenciales realizadas y 31,273 instalaciones internas construidas).
Con relación a la modificación del Contrato BOOT de Distribución en el Departamento de ICA a la fecha se ha logrado acordar con la Dirección General de Hidrocarburos la suscripción de la primera adenda al mencionado contrato. Esta modificación del contrato resulta fundamental para las actividades de la compañía pues elimina la generación de posibles contingencias y/o cuestionamientos por parte del Estado Peruano. A la fecha, estamos a la espera de la Resolución Ministerial que faculta al Estado Peruano a suscribir la adenda.
Se estima que en el 2T del 2015 el MEM emita la resolución donde acoje a Egasa y Egesur al Mecanismo de Compensación creado en el DS-035-2013, dado que ya se cumplieron 3 de 4 etapas. Una vez publicada dicha resolución, Contugas efectuará el pago por la compra del ducto e iniciará a facturar a Egasa y Egesur la tarifa de distribución.
Avance proyectos de inversión Contugas:
El proyecto se encuentra al 100% completado y comprende más de 340 km de red troncal y ramales de alta presión y más de 900 km de redes de polietileno de baja presión. El gasoducto tendrá una capacidad superior a 300 MMPCD y se conectarán 50.000 clientes residenciales en los primeros seis años después de la puesta en operación comercial.
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2.6. TRECSA
Avance proyectos de inversión Trecsa:
El avance general del proyecto es de 83% y una inversión acumulada al 31 de Marzo de 2015 de USD 328 millones. Ya se encuentran en operación 5 subestaciones: Pacífico, La Vega II, Chixoy II, San Agustín, Rancho 69kV, así como 122 km en líneas de transmisión en servicio.
Permisos del Proyecto
Se cuenta con 62 Avales municipales (84%)
Hay 1323 sitios disponibles (65%) para trabajos de construcción de estructuras de líneas de transmisión Construcción
Líneas de transmisión: Se lleva un porcentaje de avance del 54% (1110 sitios), montaje 52% (1064 sitios); Tendido 300 km (36%).
Subestaciones: Se lleva un avance del 68% (20 subestaciones) en obras civiles de subestaciones, del 54% en montaje
(en 17 subestaciones) y del 34% en pruebas (13 subestaciones).
Hay acuerdos con propietarios en 695 km (84%), se han escriturado 664 km (80%) y se encuentran disponibles 547 km (66%) para trabajos de construcción en líneas de transmisión.
2.7. EEBIS Guatemala y Perú
Avance proyectos de inversión EEBIS Guatemala
Cementos Progreso: Actualmente se está ejecutando el proyecto consistente en la construcción de hasta 15.3 km de línea de transmisión a 230 kV, en circuito sencillo. Una subestación nueva en configuración interruptor y medio, consistente en un diámetro completo y un diámetro impar, con dos bahías de transformación de 50 MVA cada una, el cual se desarrolla con la principal cementera de Centro América, Cementos Progreso S.A. La inversión del Proyecto asciende a USD 19.9 millones aproximadamente.
Avance proyecto: El avance general del proyecto es de 6%
Líneas de transmisión: De acuerdo al seguimiento del cronograma, el avance en las actividades de diseño presenta un avance de 74%
Subestaciones: De acuerdo al seguimiento del cronograma, el avance en las actividades de diseño presenta un avance de 67%.
Anillo Pacifico Sur: En el año 2013 se suscribió contrato con los ingenios para construir, operar y mantener aproximadamente 90 km de red de transporte 230 kV, 238 torres, 4 subestaciones nuevas, ampliación de 1 subestación existente y reconfiguración de 2 subestaciones:
a. Nueva Siquinalá-Pantaleón, circuito sencillo en estructuras de doble circuito. b. Magdalena-Pacífico, doble circuito.
c. Nueva La Unión-Magdalena, circuito sencillo en estructuras de doble circuito. d. Nueva Pantaleón-Madre Tierra, circuito sencillo en estructuras de doble circuito. e. Nueva Madre Tierra-La Unión, circuito sencillo en estructuras de doble circuito.
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Primer Trimestre 2015
Situación Actual: Se encuentra en trabajos de obras civiles en subestaciones y líneas de transmisión, así como en negociación y replanteamiento de las variantes de las líneas de transmisión.
Avance proyectos de inversión EEBIS Perú:
EEBIS en el transcurso del 2014, dio inicio a su primera línea de actuación, es decir prestación de servicios a las filiales del Grupo Energía de Bogota, mediante la suscripción de los siguientes contratos: (i)Servicios de Back Office - CONTUGAS; (ii) Supervisión técnica, administrativa, HSE y calidad de redes canalizadas de polietileno - CONTUGAS; (iii) Servicios de supervisión técnica, administrativa, presupuestal, HSE y calidad de los trabajos de construcción de dos ramales del gasoducto urbano en el Departamento de Ica - CONTUGAS; (iv) Servicios de inspección y validación de instalaciones internas, tuberías de conexión y proceso de habilitación e inspección en temas HSE - CALIDDA.
3. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS ASOCIADAS
Tabla No 10 - Indicadores financieros inversiones sin control - 1T 15
COP Millones USD millones
Emgesa Codensa Gas Natural Promigas REP CTM
Ingresos operacionales 621,072 869,893 434,305 126,099 32,438 29,129 Utilidad operacional 348,413 221,559 77,867 72,131 15,244 16,496 EBITDA Trimestral 386,767 280,925 87,794 81,880 22,722 23,970 Utilidad neta 192,945 105,273 59,554 90,444 8,182 2,958 Dividendos y reservas decretados a EEB 97,751 41,040 10,005 63,018 27,820 - Reducciones de capital decretadas a EEB - - - -
Tabla N° 11 - Resumen de los proyectos de expansión de las Compañías Asociadas al 1T 15
Proyecto Empresa Sector País Ejecución En operación
USD MM
Quimbo Emgesa G electricidad Colombia 87.8 2S 15 Atención nueva demanda Codensa D electricidad Colombia 19.2 15 Ampliaciones concesión REP T electricidad Perú 9.3 15-18 Ampliaciones concesión y nuevas CTM T electricidad Perú 44.6 15-17 Ampliaciones sistema PROMIGAS T + D gas natural Colombia 2.0 15-17 T:Transporte; D:Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad
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Primer Trimestre 2015
3.1.
EMGESA
Tabla N° 12 - Panorámica de Emgesa
1T 15
Capacidad instalada - MW 3,059
Composición de la capacidad 10 Hidros y 2 térmicas
Generación – Gwh 13,631
Ventas – Gwh 15,773
Control Enel Energy Group
Participación de EEB
51.5% correspondiente a: 37.4% acciones ordinarias y 14.1% preferenciales sin derecho a voto
Grafica N° 3 – Ventas / Ofertas GWh
2,553 1,162 3,715 2,533 1,144 3,677 Contracts Spot Total Ventas GWh 1T 15 1T 14 3,196 43 522 566 2,991 37 694 731 Production Contracts Spot Total Ofertas GWh 1T 15 1T 14
Tabla N° 13 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa
COP Millones USD Millones
1T 15 1T 14 Var % 1T 15 1T 14 Ingresos operacionales 621,072 548,102 13.3 251.5 273.4 Margen de Contribución 452,983 385,168 17.6 183.4 192.2 Resultado de Explotación 348,413 322,078 8.2 141.1 160.7 EBITDA Trimestral 385,920 357,027 8.1 149.8 181.7 Margen EBITDA Trimestral - % 62.14 65.14 -3.0 62.14 65.14 Utilidad neta 192,945 199,082 -3.1 78.1 99.3 Dividendos decretados a EEB 97,751 450,465 -78.3 37.9 229.2 Deuda Neta / EBITDA LTM 1.7 1.5* 12.9 1.7 1.5 EBITDA / Intereses P&G 11.1 9.7 14.8 11.1 9.7
*Cifras a 31 diciembre, 2014
Hechos Relevantes EMGESA
27.02.15: Emgesa S.A. ESP informó que los estados financieros transmitidos el 24 de febrero de 2015 a la Superintendencia Financiera de Colombia, corresponden al periodo de 12 meses comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2014, para ser comparable con el año 2013. Los estados financieros auditados que se someterán a aprobación de la Asamblea General de Accionistas tienen dos cortes de ejercicio así: un periodo de 8 meses, comprendido entre el 1 de enero al 31 de agosto del 2014 y un periodo de 4 meses, comprendido entre el 1 septiembre al 31 de diciembre de 2014.
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Primer Trimestre 2015
19.03.15: Emgesa S.A. E.S.P. informo al público en general que se firmaron los Otrosíes No.12 y 13 al contrato CEQ-021, suscrito entre Emgesa y el Consorcio Impregilo – OHL, cuyo objeto es la construcción de las obras civiles principales de la Central Hidroeléctrica El Quimbo, lo cual fue aprobado por la Junta Directiva el 27 de enero de 2015, en su sesión ordinaria.
26.03.15: La Junta Directiva de Emgesa S.A. ESP aprobó el nombramiento del señor Bruno Riga, Gerente Generación País, como Primer Suplente del Gerente General.
27.03.15: La Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria aprobó los siguientes informes: i) Informe de Gestión al 31 de diciembre de 2014, (ii) Informe Especial de Grupo Empresarial, (iii) Informe del Comité de Auditoría, (iv) Informe de Autoevaluación de la Junta Directiva, (v) Informe del Comité de Buen Gobierno y Evaluación.
27.03.15: La Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria aprobó los estados financieros de propósitos generales, individuales y consolidados, a 31 de diciembre de 2014, así como el informe del Revisor Fiscal.
27.03.15: La Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria aprobó la distribución de utilidades COP 286,222,316,627, el pago de COP 185,966,085,377 en dividendos ordinarios y de COP 1,953,590,156 en dividendos preferenciales.
27.03.15: La Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria eligió como miembros de la Junta Directiva a Bruno Riga, Lucio Rubio, José A. Vargas, Ricardo Bonilla y como miembros independientes a María M. Maldonado y Luisa F. Lafaurie.
27.03.15: La Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria ratificó como Revisor Fiscal a la Sociedad Ernst & Young Audit S.A.S. para el periodo fiscal 2015 y designó en la Junta Directiva la fijación de sus honorarios.
27.03.15: Emgesa S.A. ESP informa que a solicitud de la Superintendencia Financiera de Colombia se retrasmitieron el día de hoy los estados financieros con corte 31 de diciembre de 2014 por un periodo de 4 meses, comprendido entre el 1 septiembre al 31 de diciembre de 2014, teniendo en cuenta el cierre de ejercicio realizado con corte a 31 de agosto de 2014.
Avance proyectos de inversión EMGESA:
Tabla N° 14 – Inversiones
1T 15 1T 14 Var %
Millones COP 239,477 200,707 19.3 Millones USD 93.0 102.1 -9.0
3.2. CODENSA
Tabla N° 15 - Panorámica de Codensa
1T 15 Número de clientes 2,795,637 Participación de mercado - % 23.0 Demanda Codensa – Gwh 14,762 Var % demanda 1T 15 vrs 1T 14 1.81 Índice de pérdidas (%) 7.08 Control Enel Energy Group Participación EEB
51.5% (36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales sin derecho a voto)
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Tabla N° 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa
COP Millones USD Millones
1T 15 1T 14 Var % 1T 15 1T 14
Ingresos operacionales 869,893 798,692 8.9 352.2 398.4 Margen de Contribución 389,189 362,285 7.4 157.6 180.7 Resultado de Explotación 221,559 227,461 -2.6 89.7 113.5 EBITDA Trimestral 280,509 288,171 -2.74 113.7 146.6 Margen EBITDA Trimestral - % 32.3 36.1 -3.84 32.3 36.1 Utilidad neta 105,273 133,276 -21.0 42.6 66.5 Dividendos decretados a EEB 41,040 277,944 -85.2 15.9 141.4 Deuda Neta / EBITDA UDM 0.7 0.5* 44.5 0.7 0.5 EBITDA / Intereses P&G 8.2 9.3 -12.4 8.2 9.3
*Cifra a 31 Diciembre, 2014
Hechos Relevantes Codensa
03.03.15: Codensa S.A. ESP informa que los estados financieros transmitidos el 24 de febrero de 2015 a la Superintendencia Financiera de Colombia, corresponden al periodo de 12 meses comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2014, para ser comparables con el año 2013.
26.03.15: La Junta Directiva de Codensa S.A. ESP aprobó el nombramiento del señor Carlos Mario Restrepo Molina, Gerente de Mercado, como Primer Suplente del Gerente General.
27.03.15: El día de hoy la Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria aprobó los siguientes informes: i) Informe de Gestión al 31 de diciembre de 2014, (ii) Informe Especial de Grupo Empresarial, (iii) Informe del Comité de Auditoría,(iv) Informe de Autoevaluación de la Junta Directiva, (v) Informe del Comité de Buen Gobierno y Evaluación 27.03.15: La Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria aprobó los estados financieros de propósito
general, individual y consolidado, a 31 de diciembre de 2014, así como el informe del Revisor Fiscal.
27.03.15: La Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria aprobó la distribución de utilidades, el pago de COP 76,398,850,216 de dividendos ordinarios y de COP 1,689,588,100 de dividendos preferenciales.
27.03.15: La Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria eligió como miembros de la Junta Directiva a David F. Acosta, José A. Vargas, Lucio Rubio, Ricardo Roa, Ricardo Bonilla, y como miembros independientes a María M. Maldonado y Orlando Cabrales.
27.03.15: La Asamblea General de Accionistas en su sesión ordinaria ratificó como Revisor Fiscal a la Sociedad Ernst & Young Audit S.A.S. para el periodo fiscal 2015 y designó en la Junta Directiva la fijación de sus honorarios. 27.03.15: Codensa S.A. ESP informa que a solicitud de la Superintendencia Financiera de Colombia se retrasmitieron
el día de hoy los estados financieros con corte 31 de diciembre de 2014 por un periodo de 4 meses, comprendido entre el 1 septiembre al 31 de diciembre de 2014, teniendo en cuenta el cierre de ejercicio realizado con corte a 31 de agosto de 2014. Tabla N° 17 – Inversiones 1T 15 1T 14 Var % Millones COP 46,948 40,250 16.6 Millones USD 18.22 20.48 -5.9 3.3. PROMIGAS
Tabla N° 18 - Panorámica de Promigas
1T 15
Número de clientes 12
Volumen de ventas - mmpcd 359 Participación de mercado - % 40
Red – km 2,367
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Participación de EEB - % 15.6
Tabla N° 19 – Inversiones Promigas
1T 15 1T 14 Var %
COP millones 5,248 27,476 -80.9 USD Millones 2.0 14.0 -85.4
Tabla N° 20 - Indicadores financieros seleccionados de Promigas
COP Millones USD Millones 1T 15 1T 14 Var % 1T 15 1T 14
Ingresos operacionales 126,099 80,996 55.7 49.0 41.2 Costo de ventas 26,535 15,398 72.3 10.3 7.8 Gastos Administrativos y de Ventas 17,684 15,808 11.9 6.9 8.0
Utilidad operacional 72,131 43,868 64.4 28.0 22.3
EBITDA Trimestral 81,880 49,790 64.4 31.8 25.3 Margen EBITDA Trimestral - % 64.9 61.5 5.6 64.9 61.5
Utilidad neta 90,444 85,290 6.0 35.1 43.4
Dividendos y reservas decretados a EEBGas 63,018 44,718 40.7 24.5 22.8 Deuda neta / EBITDA 4.1 4.8 -73.3 4.1 4.8 EBITDA / Intereses 4.2 3.6 54.5 4.2 3.6 N:B: Estados Financieros bajo COLGAAP.
Mayores ingresos operacionales producto de una mayor TRM presentada en 2015 y de facturación a Gases del Caribe por contrato de construcción de gasoducto y aumento de las tarifas de transporte/resolución 082, que empezó a regir a partir de junio 2014 por vencimiento de vida útil de gasoductos
Incremento en los costos por construcción de gasoducto bajo contrato firmado con Gases del Caribe.
El incremento del EBITDA con respecto al primer trimestre del año anterior, se debe principalmente a mayores ingresos por la entrada en vigencia de la nueva tarifa de transporte de gas por vida útil normativa, mayor tipo de cambio presentado en 2015 vs. 2014 y aumento de la capacidad contratada por contrato de Termocandelaria con vigencia de 12 meses a partir de mayo 2014.
Hechos Relevantes Promigas
20.02.15: La Junta Directiva autorizó al representante legal la contratación de un crédito, para capital de trabajo, por la cantidad de setenta mil millones de pesos con la(s) entidad(es) financiera(s) que ofrezca(n) las mejores condiciones del mercado.
23.02.15: Prospecto de información para una emisión de bonos.
04.03.15: Promigas S.A. E.S.P envía el prospecto de información de la emisión de BONO PRIVADO autorizada mediante resolucion No. 0130 fechada el 13/02/2015 de la Superintendencia Financiera de Colombia.
05.03.15: Finalizó con éxito la negociación del pacto colectivo, con vigencia de dos años, a través de diálogos constructivos, en un ambiente de armonía, respeto y confianza.
12.03.15: Promigas S.A. E.S.P. colocó exitosamente bonos ordinarios por valor de COP 400,000 millones, emisión que tuvo demandas por COP 765,665 millones. Dicha demanda alcanzó 1.9 veces el monto inicial ofrecido. Los bonos ordinarios obtuvieron una calificación AAA por parte de la calificadora de riesgos Fitch Ratings Colombia S.A. 13.03.15: Comunicación emitida por el Presidente de la Junta Directiva de Promigas para dar cumplimiento a la
Resolución 116/2002, donde se informa las medidas y mecanismos adoptados por la compañía antes de la celebración de la Asamblea de Accionistas.
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Primer Trimestre 2015
24.03.15: La Asamblea General Ordinaria de Accionistas de Promigas S.A. ESP aprueba el proyecto de distribución de utilidades presentado anteriormente, dividendos por COP 162.283 millones.
24.03.15: La asamblea de accionistas de Promigas S.A., decidió aprobar los EEFF individuales por los semestres terminados al 31 de Dic. y el 30 de junio, 2014 y sus respectivos certificados y el informe del revisor fiscal.
24.03.15: En la fecha, se realizó la Asamblea Ordinaria de Accionistas de Promigas S.A. E.S.P., con una asistencia del 87.33% de las acciones suscritas, en la cual se aprobaron, entre otros, la junta directiva período marzo 2015 - 2017.
24.03.15: En la fecha, se realizó la Asamblea Ordinaria de Accionistas de Promigas S.A. E.S.P., con una asistencia del 87.33% de las acciones suscritas, en la cual se aprobaron, entre otros, el siguiente asunto: Revisor Fiscal, período Marzo 2015-2017.
31.03.15: Finalizó con éxito la negociación de la convención colectiva con el sindicato de industria, con vigencia de dos años, a través de diálogos constructivos, en un ambiente de armonía y respeto.
Avance proyectos de inversión Promigas:
Proyecto 1 – Loop del Sur: Construcción de un gasoducto desde los pozos de HOCOL hasta Mamonal de 16" de diámetro y 190 km de longitud aproximadamente, para transportar 60 MPCD. Obra para atender a Surigas y TEBSA. Presenta un avance del 6% y una inversión estimada de COP 132,836 millones. Fecha de entrada en operación: 4T 2015
Proyecto 2 – Hub Cartagena: Instalación de un sistema de filtración en la estación Heroica y adecuaciones en la estación Mamonal para conectar gas que llega a Cartagena de los Gasoductos del Sur y Barranquilla. Presenta un avance del 1% y una inversión estimada de COP 33,214 millones. Fecha de entrada en operación: 4T 2015
Proyecto 3 – CPF Hocol/Promisol: Compra de equipos que serán arrendados y transferidos al final del contrato a Promisol. Contrato con capex de USD 48 millones a 12 años para servicios de tratamiento de gas. Presenta un avance del 1% y una inversión estimada de COP 29,696 millones con la compra de equipos que serán arrendados a Promisol.
Proyecto 4 – Compresora Filadelfia: Construcción y montaje de una estacion compresora en el gasoducto Sincelejo Cartagena para aumentar la capacidad de transporte (30MPCD adicionales de Canacol), complementario al proyecto Loop del Sur. Presenta un avance del 1% y una inversión estimada de COP 20,273 millones.
Proyecto 5 – Adecuación Compresora Sahagún: Traslado de compresores y adecuaciones en estación Heroica, complementario al proyecto Loop del Sur. Las obras son para atender a TEBSA. Una inversión estimada de COP 17,377 millones.
Proyecto 6 – Variante Sincelejo: Construcción de una variante al gasoducto troncal Mamonal Sincelejo entre km-114+900 y el km-122+190, en 10" de diametro y 12 km de longitud aproximadamente que permita evitar la zona urbana de Sincelejo y aumentar la presión del sistema. Este proyecto tiene una inversión estimada de COP 17,377 millones.
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3.4. GAS NATURAL
Tabla N° 21 – Panorámica de Gas Natural 1T 15
No de clientes 2,008,706 Volumen de ventas - mmpcd 531.8 Participación de mercado - % 94.4
Red - km 13.2
Ingresos operacionales - COP MM 434,305 EBITDA UDM - COP millones 87,794
Control Gas Natural de
España Participación de EEB 25%
Tabla N° 22- Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural
COP Millones USD Millones
1T 15 1T 14 Var % 1T 15 1T 14 Ingresos operacionales 434,305 356,274 21.9 168.6 181.3 Costo de Ventas 288,082 220,235 30.8 111.8 112.1 Gastos Administrativos 58,428 51,678 13.1 22.7 26.3 Utilidad operacional 77,867 74,664 4.3 30.2 38.0 EBITDA Trimestral 87,794 84,361 4.1 34.1 42.9 Margen EBITDA (%) 20.2 23.7 -14.6 20.2 23.7 Utilidad neta 59,554 75,280 -20.9 23.1 38.3 Dividendos y reservas decretados a EEB 10,005 67,311 -85.1 3.9 34.2 Reducciones de capital a EEB - - - - - Deuda neta / EBITDA UDM 2.7 0.5 426.5 2.7 0.5 EBITDA UDM / Intereses UDM 15.2 20.8 -26.6 15.2 20.8
Tabla N° 23 – Inversiones
Al 1T 15 Al 1T 14 Var %
COP Millones 3,215 2,914 10.3 USD Millones 1.25 1.48 -15.8
3.5. REP y CTM Perú
Tabla N° 24 - Indicadores financieros seleccionados de REP
USD Miles 1T 15 1T 14 Var % Ingresos operacionales 32,438 31,074 4.4 Costo de ventas 9,457 11,713 -19.3 Gastos Administrativos 7,737 8,463 -8.6 Utilidad operacional 15,244 10,898 39.9 EBITDA Trimestral 22,722 22,147 2.6 Margen EBITDA (%) 70.0 71.3 -1.7 Utilidad neta 8,182 6,034 35.6 Dividendos decretados a EEB 27,821 11,166 149.2 Reducciones de capital a EEB - - - Deuda neta / EBITDA 2.06 2.18 -5.7 EBITDA / Intereses 8.44 6.52 29.4
REP presentó mayores ingresos como consecuencia al incremento en la remuneración anual garantizada por la puesta en operación comercial -POC de ampliación 12 y por ajuste en el índice Finished Goods Less Food and Energy; y el incremento en la remuneración anual por ampliaciones.
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Primer Trimestre 2015
Los gastos administrativos disminuyen por menores gastos de personal y servicios prestados por terceros.
Las provisiones son menores debido a la actualización de la metodología y con ello la mejora en la estimación real. Menores gastos financieros productos de mayores gastos capitalizados por las ampliaciones en construcción. Mayor EBITDA por el incremento en los ingresos por los servicios de operación y mantenimiento, servicios técnicos
especializados y servicios complementarios que mantiene con terceros; y por la puesta en operación de la ampliación 12; asimismo, el servicio de gerenciamiento de las empresas vinculadas Consorcio Transmantaro e ISA Perú.
Tabla N° 25 - Indicadores financieros seleccionados de CTM
USD Miles 1T 15 1T 14 Var. % Ingresos Operacionales* 29,129 24,118 20.8 Egresos 12,633 11,007 14.8 Utilidad operacional 16,496 13,111 25.8 EBITDA Ajustado** - Trimestral 23,970 19,613 22.2 Margen EBITDA (%) 82.3 81.3 1.2 Utilidad neta 2,958 5,806 -49.1 Dividendos decretados a EEB - - - Reducciones de capital a EEB - - - Deuda neta / EBITDA 5.9 5.3 11.2 EBITDA / Intereses 3.7 3.8 -3.8
*Ingresos EEFF + Adenda Nro 5 + Otros ingresos operacionales registrados como financieros en los EEFF
**EBITDA calculado con los Ingresos Ajustados
Para CTM, el incremento en los ingresos y del EBITDA Ajustado Trimestral se debe principalmente por la puesta en operación (POC) de la concesión LT Trujillo- Chiclayo realizada en julio 2014 y los ingresos por año completo de los contratos privados con ATN2 y Minera Suyamarca, cuya entrada en operación se realizó en enero 2014. La utilidad neta se reduce por un incremento en los gastos no operacionales.
El 18 de marzo de 2015 la Compañía suscribió un contrato de préstamo con el Banco de Crédito del Perú S.A.A. por hasta USD 250,000,000,00. El préstamo otorgado es corporativo, amortizable con un plazo de doce (12) años contados desde la fecha de cierre. Los Desembolsos del Financiamiento serán utilizados para el financiamiento de la construcción de los Proyectos: (i) Línea de Transmisión (500kV) Mantaro – Marcona – Socabaya – Montalvo y Subestaciones Asociadas; (ii) Línea de Transmisión (220kV) Machupicchu – Abancay – Cotaruse (iii) Línea de Transmisión (220kV) La Planicie – Industriales y Subestaciones Asociadas; (iv) la Línea de Transmisión (220kV) Friaspata – Mollepata; y, (v) la Subestación Orcotuna
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4. ANEXOSAnexo 1: Nota legal & 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
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 31 de Marzo de 2014: 1,965.32 TRM al 31 de Marzo de 2015: 2,576.05
En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los decimales.
Anexo 2: Definiciones de los EBITDAS incluidos en este informe
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 ser tenido en cuenta en forma aislada como un indicador de la generación de caja de la compañía.
EBITDA: El EBITDA para un período determinado (UDM; 1S) se calcula tomando la Utilidad operacional (o pérdida), agregándole la amortización de intangibles y la depreciación de activos fijos, para dicho período.
EBITDA Consolidado EEB: En concordancia con el contrato de los bonos emitidos por EEB en noviembre de 2011, el EBITDA Consolidado de la compañía para un período determinado se calcula tomando los ingresos operacionales para dicho periodo y restándole el costo de ventas, los gastos administrativos y los intereses generados por los fondos pensionales. A este resultado se le adicionan los dividendos decretados (independientemente de si han sido pagados o no), los intereses de las inversiones temporales, los impuestos indirectos, la amortización de intangibles, la depreciación de los activos fijos, las provisiones y los aportes realizados a los fondos pensionales.
El EBITDA Consolidado Ajustado para un período determinado se calcula tomando el EBITDA Consolidado para dicho período y adicionándole los flujos caja que ingresan a EEB atribuibles a reducciones de capital de aquellas compañías en donde EEB tiene participaciones accionarias.
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Primer Trimestre 2015
Anexo 3: Estado de resultados consolidados preliminares no auditados Marzo 2015.
Tabla N° 26 – Estado de Resultados Consolidado EEB
Millones COP Variación
Al 1T 15 Al 1T 14 %
INGRESOS POR ACTIVIDADES ORDINARIAS 939,141.17 1,511,955.95 -37.9
Transmisión de Electricidad 38,901.88 27,359.00 42.2 Transporte de Gas Natural 271,606.00 225,536.00 20.4 Distribución de Electricidad 81,248.00 72,632.00 11.9 Distribución de Gas Natural 354,483.97 351,975.95 0.7 Portafolio 192,901.32 834,453.00 -76.9
COSTO DE VENTAS -437,650.61 -427,138.91 2.5
Transmisión de Electricidad -16,949.23 -13,545.00 25.1 Transporte de Gas Natural -68,084.00 -53,906.00 26.3 Distribución de Electricidad -65,258.00 -61,948.00 5.3 Distribución de Gas Natural -279,402.38 -291,466.91 -4.1 Portafolio -7,957.00 -6,273.00 26.8
GANANCIA BRUTA 501,490.56 1,084,817.04 -53.8
Otros ingresos 10,535.63 5,551.96 89.8 Gastos administrativos -106,350.21 -68,237.00 55.9 Depreciaciones, amortizaciones y provisiones -3,698.28 - - Otros gastos -2,395.89 -245.00 877.9
Ganancia o pérdida por actividades ordinarias -98,210.47 -62,930.04 56.1
RESULTADO BRUTO 403,280.09 1,021,887.00 -60.5
Pérdidas por deterioro -
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN 403,280.09 1,021,887.00 -60.5
RESULTADO FINANCIERO -336,175.83 -48,630.00 591.3
Ingresos Financieros 24,908.54 33,082.96 -24.7 Gastos Financieros -108,334.71 -61,943.96 74.9 Diferencias de Cambio -252,749.65 -19,769.00 1178.5 Método de participación de asociadas y negocios conjuntos 188,566.73 214,898.35 -12.3 Interés minoritario de resultados -11,024.07 -40,631.68 -72.9
INGRESO / (GASTO) ANTES DE IMPUESTOS 244,646.93 1,147,523.67 -78.7
Impuesto sobre las ganancias -116,970.46 -47,991.00 143.7
RESULTADO DEL PERÍODO 127,676.47 1,099,532.67 -88.4
Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios
BLN: Billones de los Estados Unidos de América, Factor 109 CAC: Crecimiento anual compuesto.
COP: Pesos colombianos,
CHB: Central Hidroeléctrica de Betania, CTM: Consorcio Transmantaro,
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia. Entidad estatal encargada de la regulación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural,
D Electricidad: Distribución de electricidad, D Gas natural: Distribución de Gas natural,
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DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística, Entidad responsable de la planeación, levantamiento, procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia,
G Electricidad: Generación de electricidad,
Gwh: Gigavatios hora; unidad de energía que equivale a 1,000,000 kwh, GNV: Gas natural vehicular,
IPC: Índice de precios al consumidor de Colombia, KM: Kilómetros,
KWH: Unidad de energía, Equivale a la energía desarrollada por una potencia de un kilovatio (kW) durante una hora, MEM: Mercado de Energía Mayorista de Colombia,
Millones: millones, Ml: Millas,
MW: Megavatio, Unidad de potencia o de trabajo que equivale a un millón de vatios, N.A. No aplica.
PCD: Pies cúbicos día,
SIN: Sistema Interconectado Nacional, STN: Sistema de Transmisión Nacional,
SF: Superintendencia Financiera, Entidad estatal encargada de la regulación, vigilancia y control del sector financiero colombiano,
T Electricidad: Transmisión de electricidad, T Gas natural: Transporte de gas natural,
TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones peso –dólar que calcula diariamente la Superintendencia Financiera - SF,
UDM: Últimos 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,
USUARIO NO REGULADO DE ELECTRICIDAD: consumidores de electricidad que tienen un pico de demanda mayor
a 0,10 MW o un consumo mínimo mensual mayor a 55,0 MWh,
USUARIO NO REGULADO DE GAS NATURAL: usuario con un consumo superior a 100 kpcd,
Anexo 5: 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
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Desde 2009, la acción de EEB se transa en el mercado público de valores de Colombia, y actualmente es parte de los índices bursátiles COLCAP, COLEQTY y COLIR.
