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Informe para inversionistas

Al 3T 10

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Contacto: Juan Felipe González Rivera

Teléfono: (571) 3268000 ext 1546

E mail: [email protected]

Bogotá D.C., noviembre de 2010

ÍNDICE

Resumen ejecutivo y hechos relevantes.

Desempeño de las compañías con control.

EEB Transmisión.

TGI

DECSA – EEC.

Desempeño de las compañías sin control.

Emgesa.

Codensa.

Gas Natural.

REP y CTM.

Desempeño financiero de EEB (consolidado).

Vínculo al Informe para Inversionistas de TGI 2T 10: www.eeb.com.co/?idcategoria=5268

Anexo 1: Nota legal y aclaraciones.

Anexo 2: Estados financieros consolidados e individuales de EEB.

Anexo 3: Panorámica de EEB.

Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios.

Anexo 5: Desagregación del Ebitda consolidado.

Anexo 6: Pies de página de las tablas y graficas.

http://www.eeb.com.co/?idcategoria=5268


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Resumen ejecutivo y hechos relevantes

Tabla No 1 - Panorámica de los sectores eléctricos Colombia Perú Guatemala Capacidad instalada (MW) 13,496 7,158 2,029 Demanda al 3T 10 (GWh) 9,358 4,888 667 Variación anual demanda (%) 2.8 7.9 10.3 Explicación variación demanda 3T 10

Crecimiento industrial y del sector minero.

Crecimiento del sector industrial y minero.

Crecimiento industrial

Fuentes: XM, Upme, COES (Perú), AMM (Guatemala)

Tabla No 2 - Panorámica de los sectores de gas natural Colombia Perú Reservas probadas y probables (TPC) 6.4 29.8 Demanda Al 3T 10 (mmpcd) 1,654 726.1 Crecimiento demanda (%) 9.3 35.6 Explicación variación demanda 2T 10 Demanda del sector térmico. Incremento en la demanda del sector eléctrico Fuentes: UPME; CNO; MEM; Osinergmin

Tabla No 3 - Resumen de los proyectos de expansión de EEB

Proyecto País Sector Inversión

Usd Mm Estado En operación:

Guajira - TGI Colombia Transporte de gas natural 171 Se declaró nueva capacidad el 16 09 10 En operación Cusiana I y II –TGI

Colombia Transporte de gas natural 370 En construcción. Fase I: 3T 10 Fase II: 3T 11

ICA - Congas Perú Transporte y distribución de gas natural

289 En proceso contrataciones y estructuración financiera.

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Expansión sistema - Trecsa

Guatemala Transmisión de electricidad 373 En proceso contrataciones y estructuración financiera.

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Tabla No 5 - Indicadores financieros consolidados de EEB Cop Mm AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09 Ingresos operacionales 698,136 681,217 2.5 930,820 Utilidad operacional 317,299 323,754 -2.0 416,282 Dividendos decretados a EEB 603,873 510,566 18.3 510,566 Utilidad neta 899,058 870,267 3.3 723,213 Dividendos y reservas decretados por EEB 291,537 308,272 -5.4 308,272 EBITDA consolidado UDM 1,135,986 1,062,080 7.0% 1,053,942 Ultima calificación bonos 144 A

S&P: (09 07 10): BB+ Estable Fitch: (19 11 10): BB Estable

La revaluación del peso afectó en forma negativa los resultados operacionales de las actividades de

transmisión de electricidad y transporte de gas natural de EEB. Por su parte, los resultados operacionales de

la actividad de distribución de electricidad crecen vigorosamente gracias al plan de reestructuración que se

viene adelantando en EEC desde comienzos de 2009.

Los mayores dividendos y los menores gastos financieros gracias a la revaluación del peso, tuvieron un

impacto positivo sobre los resultados No operacionales y la Utilidad neta de EEB.

La nueva metodología para remunerar los act ivos de transmisión de EEB (CREG 011/2009) entró en

vigencia en sept iembre de 2010. Remunera los act ivos en operación con anterioridad al 2001 que

representan cerca del 80% de los ingresos de la act ividad de transmisión de la compañía. EEB est ima

que la nueva metodología tendrá un impacto posit ivo.

La Utilidad operacional y el EBITDA de TGI se redujeron (- 2,9% y - 3.6%, respectivamente) como

consecuencia de: (•) el impacto de la revaluación del peso sobre los ingresos operacionales; (•) el impacto

del mayor volumen transportado sobre los Costos operacionales y; (•) una menor depreciación de activos

como consecuencia de un canje de gasoductos embebidos con Promigas.

Congas Perú (75% EEB; 25% TGI) está: (•) finalizando la ingeniería detallada del “Gasoducto Regional de

Ica”; (•) adelantando el proceso de contratación de la tubería y las obras civiles y; (•) avanzando en el

proceso de estructuración financiera con un banco peruano que se encargará de liderar la consecución de los

recursos de deuda (70% del valor del proyecto).

TRECSA (90% EEB / 10% EDEMTEC) avanza en la ejecución de las actividades relacionadas con el proyecto

de transmisión en Guatemala.. En los últimos meses: (•) Se completó la etapa I de los Estudios de Impacto

Ambiental - EIA y se avanzó en la Etapa II (•) Se cerró la negociación para la compra de lotes para 6

subestaciones; (•) Se está a la espera de la entrega de garantías para iniciar la ejecución de los contratos

para el suministro de cable de guarda y torres de transmisión; (•) Se culminó la etapa I del plan de Gestión

Social que incluye acercamiento con autoridades locales, gobernadores y alcaldes municipales. (•) Se firmó

un nuevo contrato para la gestión de servidumbres de 3 de los lotes y están pendientes de legalizar los

contratos para los demás lotes. EEB tiene planeado financiar el proyecto con 50% de aportes de capital y

50% de endeudamiento.


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Tabla No 4 - Resumen de los proyectos de expansión de las empresas sin control

Proyecto Empresa Sector País Inversión

usd mm (E) Operación

en: Nueva central hidro. (El Quimbo) Emgesa Generación electricidad Colombia 837 14 Ampliaciones - 6 Codensa Distribución electricidad Colombia 100 10 - 11 Ampliaciones a la concesión – 5 REP Transmisión electricidad Perú 111 10 - 12 Ampliaciones a la concesión y nuevas concesiones – 10 CTM Transmisión electricidad Perú 521 10 - 12

Tabla No 6 - Indicadores financieros inversiones sin control – Al 3T 10 Cop Mm Usd mm

Emgesa Codensa Gas Natural REP CTM

Ingresos operacionales 1,431,577 2,071,536 688,063 71.0 23.8 Utilidad operacional 708,175 539,765 230,130 33.9 16.3 Dividendos y reservas decretados a EEB 251,769 226,254 69.004 0 0 Reducciones de capital a EEB 229,143 0 0 0 0 Utilidad neta 416,652 346,850 189,757 21.8 12.3 EBITDA UDM 828,262 727,166 253,619 45.4 20.4

El Minambiente de Colombia expidió la autorización final para la construcción del proyecto El Quimbo

(Resolución 1814 del 17 de septiembre de 2010). La compañía efectuará ajustes a algunas medidas de

compensación en temas ambientales y de comunidades.

La Junta Directiva de EMGESA ajustó el monto de la inversión del proyecto El Quimbo a Usd 837 mm. Así

mismo modificó el plan financiero para lo cual autorizó (•) Incrementar el cupo de endeudamiento en Cop

1,150,000 mm (para un total de Cop 3,300,000 mm) e; (•) Incrementar el valor de una línea de crédito con

Codensa hasta por Usd 300 mm de dólares por un período de cuatro años.

En octubre la Asamblea de Accionistas de Emgesa autorizó la distribución de Cop 416,652 mm de Utilidades

netas y reservas por Cop 22,752 mm con base en un corte parcial de estados financieros a septiembre de

2010.

En octubre la Asamblea de Accionistas de Codensa aprobó la distribución de Cop 346,850 mm de Utilidades

netas con base en un corte parcial de estados financieros a septiembre de 2010.

Fitch Ratings Colombia ratificó la calificación AAA del “Programa de Emisión y Colocación de Bonos

Ordinarios” de Codensa, programa que tiene un cupo global de Cop 600,000 mm y de los cuales se han

colocado Cop 225,000 mm. Estos recursos están siendo utilizados para refinanciar la deuda de la compañía.

REP firmó en octubre una nueva ampliación (No 9) a su concesión. Este nuevo proyecto tendría un costo

estimado de Usd 25 mm. Se trata de la construcción de un segundo circuito de 187 km (Chiclayo Oeste -

Trujillo Norte) y las ampliaciones de tres subestaciones, entre otros trabajos.

CTM dio pasos en firme en sus planes de expansión al ser adjudicatario en julio y agosto de dos licitaciones

internacionales que tienen un valor estimado de Usd 44 mm. Se trata de las concesiones Talará-Piura y

Pomacocha- Carhuamayo. Adicionalmente la compañía firmó en agosto un contrato privado de conexión por

un valor de USD 12,7 mm (Fénix).


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Desempeño de las compañías con control

Tabla No 7 – Indicadores seleccionados transmisión EEB AL3T 10 AL 3T 09 Var % F 09

Disponibilidad de la infraestructura (%) (1) 99.93 99.87 -0.06 99.93 Compensación por indisponibilidad (%) (2) 0.001 0.0016 0.0006 0.0012 Cumplimiento programa mantenimiento (%) (3) 100 100 - 100 Participación en la actividad de transmisión en Colombia (%) (4) 7,83 7.84 0.01 7.85 Inversiones (Mm COP) 2,589 2,976 -13.0 6,410 Nota: pies de página en anexo 6

El indicador de disponibilidad de la infraestructura y el de compensación por indisponibilidad, se vieron

afectados por un daño en la subestación Noroeste. La compañía planea dar solución definitiva a este

problema en diciembre de este año.

Las inversiones del área de transmisión se han concentrado en: (•) modernización de la infraestructura; (•)

ejecución de obras para mitigar riesgos de indisponibilidad de activos; (•) ejecución de compromisos

ambientales y; (•) búsqueda de oportunidades de crecimiento a nivel nacional e internacional.

Tabla No 8 - Indicadores seleccionados de TGI AL 3T 10 AL 3T 09

Var %

F 09

Ingresos operacionales (cop Mm) 412,117 407,441 1.1 545,246 Utilidad operacional (cop Mm) 245,550 252,985 -2.9 331,073 Utilidad neta (cop Mm) 289,389 365,504 -20.8 247,663 Ebitda UDM (cop Mm) 416,220 431,746 -3.6 426,242 Volumen transportado (Mmpcd) 420 386 8.8 396 Capacidad contratada en firme (Mmpcd) 553 423 30.7 415 Calificación

S&P (Jun 10) Fitch (Feb 10)

BB BB

El 16 de septiembre TGI declaró oficialmente la nueva capacidad de transporte del gasoducto de la Guajira

(260 Mm pcd desde 90 mm pcd), lo que habilita el cobro de los cargos relacionados con la ampliación. La

capacidad de este gasoducto está contratada en un 99% hasta diciembre de 2020.

La Utilidad operacional y el Ebitda disminuyeron como consecuencia de: (•) el impacto de la revaluación del

peso sobre los ingresos operacionales (cerca del 60% de estos están indexados al dólar); (•) el impacto del

mayor volumen transportado sobre los Costos operativos (mayores consumos de gas en las estaciones

compresoras) y; (•) una menor depreciación de activos como consecuencia del canje de gasoductos

embebidos con Promigas.

La reducción en la Utilidad neta se explica, además de por la caída en la Utilidad operacional, por el menor

ritmo de revaluación en 2010 comparado con el mismo período del año anterior, lo que redujo en forma

importante los ingresos por valorización de la deuda en moneda extranjera.


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Tabla No 9 - Indicadores seleccionados DECSA (consolida a EEC)

AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09

No de clientes (EEC) a Junio 237,794 232,238 2.4 234,557 Ingresos operacionales (cop Mm) 216,407 179,917 20.3 262,486 Utilidad operacional (cop Mm) 32,360 17,880 80.9 16,737 Utilidad neta (cop Mm) 30,358 15,452 96.4 23,898

Decsa (51% EEB; 49% Codensa) es el accionista controlante (82.34%) de la Empresa de Energía de

Cundinamarca, una compañía de generación, comercialización y distribución de energía con operaciones en

Cundinamarca.

EEC viene adelantando desde 2009 programas para reducir las pérdidas de energía, recuperar la cartera

vencida, ajustar las provisiones de la compañía, racionalizar la planta de personal a través de un programa

de retiros voluntarios, entre otros.

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Desempeño de las compañías sin control

Tabla No 10 - Panorámica de Emgesa

Capacidad instalada (MW) 2,895 Composición 10 Hidro - 2 térmicas

Generación AL 3T 10 (Gwh) 8,519 Ventas AL 3T 10 (Gwh) 11,199 Ingresos operacionales AL 3T 10 (Cop Mm) 1,431,577 Ebitda UDM (Cop Mm) 828,262 Control Endesa de España Participación de EEB 51.5% - 37.4% ordinarias; 14.1% preferenciales sin derecho a voto

Acuerdo de accionistas le da a EEB poder de veto sobre decisiones clave.

8,210

2,989

11,199

8,805

3,984

12,798

Contratos Spot Total

Ventas (1) - gwh

3T 10 3T 09- 12.5%

- 25%

-6.8%8,519

286

2,500

9,922

926

2,053

Producción Contratos Spot

Oferta - gwh

3T 10 3T 09

Compras

-14.1%

- 69.1%

21.8%

La caída de las ventas se explica por las restricciones que impuso el fenómeno de El Niño sobre la producción

de la compañía. En efecto, la mayor parte de la capacidad instalada de Emgesa proviene de la hidroeléctrica


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del Guavio cuya hidrología estuvo este año estuvo por debajo del promedio histórico. La menor producción

en esta planta de generación no pudo ser compensada con los aumentos en las plantas térmicas. Para

cumplir con sus compromisos contractuales, la compañía incrementó sus compras de energía en el mercado

de contado (spot).

Tabla No 11 – Inversiones

AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09 Cop mm 30,920 43,041 -28.16 76,666 Mm USD 17,2 22,4 -23.21 37.5 Fuente: Emgesa

Las inversiones a septiembre de 2010 están rezagadas frente al presupuesto por las siguientes razones: (•)

los retrasos en el proyecto El Quimbo por las demoras en la obtención de la licencia ambiental y; (•) El Niño

que obligó a posponer algunas inversiones de mantenimiento.

Tabla No 12 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa Mm COP Mm COP Mm USD

AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09 AL 3T 10 AL 3T 09

Ingresos operacionales 1,431,577 1,454,378 1.6 1,929,135 795.4 756.7 Costo de ventas -709,289 -670,980 5.7 -954,148 -394.4 -349.1 Gastos administrativos -14,112 -15,295 -7.7 -22,988 -7.8 -8.0 Utilidad operacional 708,175 768,103 -7.8 951,999 393.5 399.6 Utilidad neta 416,652 436,605 -4.5 538,424 231.5 227.2 Ebitda UDM (1) 828,262 883,654 -6.3 1,102,978 460.2 459.8 Dividendos y reservas decretados a EEB 251,769 213,304 18.0 213,304 139.9 111.0 Reducciones de capital a EEB 229,143 0 0 0 127.3 0 Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 1.7 N.D N.D Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 5.7 N.D N.D Nota: pies de página en anexo 6

El incremento en el Costo de ventas refleja: (•) las mayores compras de energía en el mercado spot para

cumplir con los compromisos contractuales y; (•) el incremento de las compras de combustibles para apoyar

una mayor generación térmica. El incremento en el Costo de ventas fue proporcionalmente superior al de los

Ingresos operacionales lo que explica la reducción en la Utilidad operacional y el EBITDA en el período de

análisis.

Por su parte, la Utilidad neta cayó en una menor proporción en comparación con la Utilidad operacional

gracias a los menores costos financieros por reducciones en el componente indexado de los bonos y los

créditos bancarios (DTF e IPC).

Tabla No 13 - Panorámica de Codensa

Numero de clientes 2,376,749 Participación de mercado (%) 23.3

Demanda Codensa AL 3T 10 (Gwh) 9,814


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Demanda Nacional AL 3T 10 (Gwh) 42,003 Var % demanda Codensa 3T 10 / 3T 09 2.33% Var % demanda Nacional 3T 10 / 3T 09 3.47% Ingresos operacionales AL 3T 10 (Cop Mm) 2,071,536 Ebitda UDM (Cop Mm) 727,166 Control Endesa de España Participación EEB 51.5% - 36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales sin derecho a voto

Acuerdo de accionistas le da a EEB poder de veto sobre decisiones clave.

9,814

42,003

9,590

40,593

12,898

53,895

Codensa Nacional

Demanda de Codensa vrs. Nacional gwh

3T 10 3T 09 F 09

2.33%

3.47%

En lo corrido del año el sector minero ha sido el principal motor del crecimiento de la demanda de energía

eléctrica en Colombia. La mayor parte de la actividad minera está ubicada por fuera del área de operaciones

de Codensa, lo que explica porque el crecimiento de la demanda en su área de influencia es menor al

crecimiento de la demanda a nivel nacional.

Tabla No 14 - Calidad de la cartera (Cop mm)

AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09 Cartera vencida (1) 96,204 153,876 -37.4 94,588 Promedio Mensual de Facturación (2) 221,515 220,927 0.26 223,085 Índice de Morosidad % (1) / (2) 43.43 69.65 -37.6 42.4 Nota: pies de página en anexo 6

La cartera morosa se redujo en forma significativa gracias a la venta de la línea de negocio “Crédito Fácil

Codensa Hogar” (créditos de consumo) al Banco Colpatria, operación que se cerró a finales de 2009 y que la

compañía realizó para centrar sus actividades en su negocio principal y reducir el riesgo de crédito. La

compañía continúa prestando al negocio el servicio de facturación y recaudo y la marca “Crédito Fácil

Codensa Hogar”


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Tabla No 15 - Inversiones

AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09

Mm COP 145,546 164,781 -11.6 279,649 Mm USD 80.8 85.7 -5.71 136.8 Fuente: Codensa

El plan de inversiones de la compañía muestra un rezago frente al presupuesto. Las demoras obedecen,

fundamentalmente, a retrasos en los permisos municipales y ajustes en los cronogramas debido al

comportamiento de la demanda.

Tabla No 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa Mm COP Mm COP Mm USD AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09 AL 3T 10 AL 3T 09 Ingresos operacionales 2,071,536 2,084,981 -0,6 2,771,875 1,150.9 1,084.8 Costo de ventas -1,492,778 -1,428,042 4,5 -1,924,085 892.4 -743 Gastos administrativos -38,992 -62,652 -37,7 -79,006 -21.6 -32.6 Utilidad operacional 539,765 594,287 -9.2 768,784 299.8 309.2 Utilidad neta 346,850 38|2,149 -9,2 507,408 192.7 198.8 Ebitda (1) 727,166 800,667 -9.1 1,044,969 404 416.6 Dividendos y reservas decretados a EEB 263,169 226,254 16.3 226,254 146.2 117.7 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 0.23 N.D N.D Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 9.78 N.D N.D Nota: píes de página en anexo 6

La Utilidad operacional y el EBITDA de la compañía se reducen como consecuencia de: (▪) la revisión

quinquenal de las tarifas por parte de la CREG que redujo la tasa de descuento (WACC) con base en la cual

se remuneran los activos de distribución; (▪) los menores ingresos del negocio de Codensa Hogar que fue

vendido a finales del año pasado al Banco Colpatria y que representaba cerca del 10% de los Ingresos

operacionales de la compañía y; (▪) el incremento en los precios de la energía como consecuencia de El Niño.

El precio de compra paso de Cop 120 por kw en los primeros nueve meses de 2009 a Cop 144 por kw en el

mismo período de este año. Siguiendo un plan oficial voluntario, la compañía está amortiguando el impacto

del incremento en los precios sobre el consumidor, razón por la que el aumento en los costos de la energía

no se refleja en forma inmediata sobre los Ingresos operacionales.

Tabla No 17 - Panorámica de Gas Natural

No de clientes 1,652,389

Volumen de ventas al 3T 10 (mm pcd) 124.7

Participación de mercado (%) N.D

Red (km) 12,250

Ingresos operacionales AL 3T 10Mm COP 688,063

Ebitda UDM Mm COP 253,619


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Control Gas Natural de España

Participación de EEB 25%

38.5

65

21.6

38.4

63.97

22.42

Residencial / Comercial Industrial GNV

Ventas x tipo de cliente

Totales al 3T2009:125.1 mmpcd2010:124.7 mmpcd 3T 10

3T 09

0,3%

1.6%

-3.7%

La reducción de la demanda de gas vehicular es consecuencia, principalmente, de las restricciones en el

suministro decretadas por el Minminas para atender la mayor demanda del sector térmico (El Niño). A pesar

de esta situación coyuntural, en Bogotá se han convertido más de 100.000 vehículos en los últimos 7 años.

A septiembre las inversiones de la compañía registraron una menor ejecución frente al presupuesto por: (•)

una menor dinámica en la construcción de estaciones de servicio para atender el mercado vehicular y; (•)

retrasos en la construcción de un proyecto de distribución en La Calera (municipio cercano a Bogotá).

Tabla No 19 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural Mm COP Mm COP Mm USD

AL 3T 10 AL3T 09 Var% F 09 AL 3T 10 AL 3T 09 Ingresos operacionales 688,063 778,922 -11.70 1,013,349 382.3 405.3 Costo de ventas -388,465 -445,010 -12.70 -575,307 215.8 231.5 Gastos administrativos -69,469 -72,088 -3.60 -95,812 38.6 3.5 Utilidad operacional 230,130 261,824 -12.1 342,229 127.9 136.2 Utilidad neta 189,757 204,693 -7.30 271,436 105.4 106.5 Ebitda (1) 253,619 285,284 -11.10 375,189 140.9 148.4 Dividendos y reservas decretados a EEB 69.004 62.841 9.80 62,841 38.3 32.7 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 0.1 N.D N.D. Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 26.1 N.D N.D. Nota: píes de página en anexo 6

Tabla No 18 – Inversiones

AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09 Mm COP 7,842 16,655 -52,9 30,051

Mm USD 4,4 9,3 -53,2 14.7

Fuente: Gas Natural SA ESP


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La caída en los Ingresos operacionales de la compañía, que se reflejó en disminuciones en la Utilidad

operacional y el EBITDA, es consecuencia de: (•) la revaluación del peso ya que una parte importante de las

tarifas en la cadena de valor del gas natural está indexada al dólar y; (•) menores consumos de gas natural

vehicular por cuenta de las restricciones impuestas para atender la demanda térmica.

Tabla No 20 Panorámica de REP CTM REP CTM Red (km) 5,837 1,227 Voltaje (kv) 220, 138 y 60 220

Control ISA Colombia Participación accionaria de EEB (%) 40

El incremento en la Utilidad operacional y en el EBITDA se dio gracias a: (▪) la incorporación a la

Remuneración Anual de los ingresos de dos ampliaciones y; (▪) el ajuste anual de las tarifas con base en el

índice de “Finished Goods Less Food and Energy”.

El incremento en la Utilidad operacional y de la Utilidad neta se explica por el ajuste anual de las tarifas con

base en el índice de “Finished Goods Less Food and Energy”.

Tabla No 21 - Indicadores financieros seleccionados de REP Mm USD Mm USD

AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09 Ingresos operacionales 71.0 62.8 13.1 87.3 Costo de ventas -25.5 -32.0 -20.3 36.4 Utilidad operacional 33.9 30.8 10.1 27.7 Utilidad neta 21.8 16.6 31.3 13 Ebitda UDM (1) 45.4 42.9 5.8 59 Dividendos decretados a EEB 0 0 0 0 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda 3.39 2.2 54.1 2.6 Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 6.9 Nota: píes de página en anexo 6

Tabla No 22 - Indicadores financieros seleccionados de CTM Mm USD Mm USD

AL 3T 10 AL 3T 09 Var % F 09 Ingresos operacionales 23.8 22.7 4.8 30.5 Costo de ventas -3.4 -6.7 -49.3 8.5 Utilidad operacional 16.3 16.1 1.2 19.6 Utilidad neta 12.3 9.5 29.5 12.2 Ebitda UDM (1) 20.4 20.2 1.0 26.4 Dividendos decretados a EEB 0 0 0 0 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda N.D. N.D. N.D 1.5 Ebitda / Intereses (3) N.D. N.D. N.D 6.3 Nota: píes de página en anexo 6


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Desempeño financiero EEB

Tabla No 23 - Resultados consolidados EEB

Mm COP Var. Mm COP Mm USD

AL 3T 10 AL 3T 09 % F 09 AL 3T 10 AL 3T 09 Ingresos Operacionales (1) 698,136 681,217 2.5 930,820 387.9 354.4

Transmisión de electricidad 69,611 70,059 -0.6 92,696 38.7 36.5 Distribución de electricidad 216,407 179,917 20.3 262,486 120.2 93.6 Transporte de gas natural 412,117 431,241 -4.4 575,638 229.0 224.4

Costo de ventas (2) -319,892 -311,428 2.7 -442,350 -177.7 -162.0 Transmisión de electricidad -28,437 -28,905 -1.6 -38,983 -15.8 -15.0 Distribución de electricidad -153,836 -142,930 7.6 -214,441 -85.5 -74.4 Transporte de gas natural -137,619 -139,593 -1.4 -188,926 -76.5 -72.6

Utilidad bruta 378,243 369,789 2.3 488,470 210.1 192.4 Gastos admon. Asignados -60,944 -46,035 32.4 -72,188 -33.9 -24.0

Transmisión de electricidad -4,554 -3,109 46.5 -4,451 -2.5 -1.6 Distribución de electricidad -30,211 -19,107 58.1 -31,308 -16.8 -9.9

Transporte de gas natural -26,180 -23,819 9.9 -36,429 -14.5 -12.4 Utilidad operacional 317,299 323,754 -2.0 416,282 176.3 168.4

Dividendos (3) 603,873 510,566 18.3 510,566 335.5 265.6 Intereses inversiones temp. y pat. autónomos (4) 56,180 50,009 12.3 70,857 31.2 26.0

Diferencia en cambio neta (5) 314,842 410,167 -23.2 255,226 174.9 213.4 Valoración neta de coberturas (6) -85,491 -108,965 -21.5 -124,212 -47.5 -56.7

Otros ingresos (7) 49,073 15,695 212.7 43,555 27.3 8.2 Gastos administrativos -89,996 -64,999 38.5 100,748 -50.0 -33.8

Gastos financieros -187,688 -222,847 -15.8 -288,935 -104.3 -115.9 Otros gastos -5,034 -5,487 -8.3 -11,123 -2.8 -2.9 Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 973,058 907,894 7.2 771,468 540.6 472.4 Interés minoritario (8) -27,880 -18,568 50.2 -22,260 -15.5 -9.7 Impuesto de renta -46,120 -19,060 142.0 -25,995 -25.6 -9.9 Utilidad neta 899,058 870,267 3.3 723,213 499.5 452.8

Nota: píes de página en anexo 6

La Utilidad operacional de la actividad de transmisión de electricidad se reduce como consecuencia de: (•)

una leve caída en los ingresos operacionales debido al impacto de la revaluación del Cop y; (•) un aumento

en los gastos administrativos asignados como resultado de aportes a la nueva fundación del Grupo EEB que

se creó para atender temas de responsabilidad social empresarial.

La Utilidad operacional de la actividad de distribución de electricidad crece con fortaleza por la efectividad

del programa de reestructuración que se viene adelantando en EEC desde 2009. Es importante tener en

cuenta que al 3T de 2009 solo se contabilizaron siete meses de operación.

La Utilidad operacional de la actividad de transporte de gas natural se redujo debido a, principalmente, el

impacto de la revaluación del Cop sobre los ingresos operacionales.

El aumento en los dividendos decretados a EEB refleja, principalmente, los mayores dividendos decretados

por Emgesa (+ Cop 38.465 mm) y Codensa (+ Cop 36.945 mm).

Las reducciones en las cuentas de diferencia en cambio neta; valoración neta de coberturas y gastos

financieros son consecuencia directa de la revaluación del Cop.


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El incremento en los gastos administrativos es el resultado de la decisión de la compañía de actualizar el

valor de algunos activos como resultado de un estudio realizado en septiembre de 2010. De acuerdo con los

resultados de dicho estudio, resultó necesario realizar una provisión por Cop 11.862 mm. Con base en los

resultados del mismo estudio, se ajustaron los Otros ingresos en un valor de Cop 17.453 mm

Tabla No 24 - Indicadores financieros de EEB Mm Cop Mm Cop Mm USD AL 3T 10 AL 3T 09 Var % 2009 AL 3T 10 AL 3T 09

Ebitda (UDM) (1) 1,135,986 1,062,080 7.0% 1,053,942 631.1 552.5 Ebitda ajustado (UDM) (2) 1,365,106 1,062,080 28.5% 1,053,942 758.4 552.5 Margen Ebitda % (3) 67.4% 74.0% -8.9% 70.9 67.4% 74.0% Deuda neta (4) / Ebitda (1) OM: ≤ 4.5

1.63 2.05 2.4 1.63 2.05

Ebitda (1) / Intereses (5) OM: ≥ 2.25

6.49 4.65 4.9 6.49 4.65

Nota: píes de página en anexo 6

3T 10 2T 10 1T 10 4T 09 3T 09

EBITDA 1,135,986 1,242,854 1,101,385 1,053,942 1,062,080

Var.trimestral -8.6% 12.8% 4.5% -0.8% 0.2%

-10.0%

-5.0%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

950,000

1,000,000

1,050,000

1,100,000

1,150,000

1,200,000

1,250,000

1,300,000EBITDA UDM - Cop mm

1.63 1.582.04

2.42 2.05

4.5

3T 10 2T 10 1T 10 4T 09 3T 09

Deuda Neta/EBITDA UDM

OM ≤

2.25

6.49 6.56

5.324.89 4.65

3T 10 2T 10 1T 10 4T 09 3T 09

OM ≥

EBITDA UDM / Intereses

Se observa un incremento del EBITDA consolidado de la compañía a pesar de una reducción marginal en la

Utilidad operacional. Este resultado es consecuencia de mayores Dividendos e intereses recibidos (+ 16.3%),

superiores en Cop 95,415 mm a los registrados en el tercer trimestre de 2009.

El EBITDA ajustado UDM aumentó debido a la reducción de capital que recibió EEB de Emgesa durante el

primer semestre de 2010.


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El indicador de apalancamiento sigue mostrando importantes reducciones gracias a un mayor EBITDA y al

menor valor de la deuda en moneda local como resultado de la apreciación del peso colombiano en los

últimos meses.

Por su parte, el indicador de cobertura de intereses también presentó una importante variación positiva

gracias al mayor EBITDA y a los menores intereses pagados como consecuencia de la apreciación del peso.

Tabla No 25 - Estructura de la deuda consolidada de EEB AL 3T 10

Cop Mm Part. %

AL 3T 09 Cop Mm

Part. %

F 09 Cop Mm

AL 3T 10 Mm USD

AL 3T 09 Mm USD

Deuda financiera en COP 100,000 3.4 100,000 3.3 150,002 56 52 Deuda financiera en USD 2,634,810 89.9 2,816,704 93.0 2,994,835 1,464 1,466 Operaciones de Cobertura 194,569 6.6 112,456 3.7 121,856 108 59 Total deuda financiera 2,929,378 100.0 3,029,160 100.0 3,266,693 1,628 1,576

El aspecto más relevante por considerar en el comportamiento de la deuda financiera de EEB es el impacto

de la revaluación del peso colombiano tanto en el saldo nominal como en la valoración de las operaciones de

cobertura. Es así como a pesar de mantener constante su endeudamiento en moneda extranjera (reducido

marginalmente por amortización de créditos suscritos en el pasado con el Gobierno Suizo y con el KfW), al

reexpresarlo en pesos se aprecia una reducción significativa y una menor participación dentro del total de la

deuda.

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Anexo 1: Nota legal

Este documento contiene palabras tales como “anticipar”, “creer”, “esperar”, “estimar”, y otras de similar significado. Cualquier información diferente a la información histórica incluida en este documento, 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 para las operaciones futuras (incluyendo el desarrollo de planes y objetivos relacionados con los productos y servicios de la Compañía) corresponde a proyecciones.


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Dichas proyecciones implican riesgos conocidos y desconocidos, incertidumbres y otros factores importantes que puedan causar que los resultados, el desempeño o los logros reales de la Compañía sean materialmente diferentes de los resultados, el desempeño o los logros futuros expresados o implícitos en las proyecciones. Dichas proyecciones están basadas en numerosos supuestos respecto a la estrategia de negocio de la Compañía y al entorno en el cual la Compañía operará en el futuro. La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir actualizaciones o revisiones de cualquier proyección contenida en esta presentación para reflejar cualquier cambio en las expectativas de la Compañía respecto a ellas o cualquier cambio en los eventos, condiciones o circunstancias sobre los cuales se pueden basar dichas proyecciones. Las proyecciones financieras y otras estimaciones contenidas en este informe se realizaron bajos supuestos y consideraciones inherentes a incertidumbres respecto al entorno económico, competitivo, regulatorio y operacional del negocio, así como las condiciones y riesgos que están fuera del control de la Compañía. Las proyecciones financieras son inevitablemente especulativas y se puede esperar que uno o varios de los supuestos bajo los cuales se hacen dichas proyecciones y otras estimaciones contenidas en este informe resulten inválidos. También se puede esperar que ocurran eventos o haya circunstancias inesperadas. Los resultados reales pueden variar de las proyecciones financieras y las variaciones pueden ser materialmente adversas. En consecuencia, este informe no debe ser considerado por parte de la Compañía ni de cualquier otra persona como un hecho cierto de que las proyecciones financieras serán alcanzadas. Potenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones y estimaciones aquí contenidas ni basarse en ellas para tomar decisiones de inversión. 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:

− 2T 10: 1,799.9

− 2T 09: 1,922.0

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 ser tenido en cuenta en

forma aislada como un indicador de la generación de caja de la compañía.

En concordancia con el memorando de oferta de los bonos emitidos por EEB (Usd 610 m; 8.75%; 2014); el

EBITDA consolidado de la compañía para un período determinado se calcula tomando los ingresos

operacionales para dicho periodo y restándole el costo del ventas, los gastos administrativos y los intereses

generados por los fondos pensionales. A este resultado se le adicionan los dividendos declarados

(independientemente de si han sido pagados o no), los intereses de las inversiones temporales, los


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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 y ajustado para un período determinado se calcula tomando el EBITDA consolidado

para dicho período y adicionándole la caja que ingresa a la EEB atribuible a reducciones de capital de

aquellas compañías en donde EEB tiene participaciones accionarias.

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Anexo 2: Estados financieros consolidados al 3T 10


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Estados financieros individuales al 3T 10


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Anexo 3: Panorámica de EEB

EEB es una compañía integrada del sector de la energía con intereses en electricidad y gas natural, y

operaciones en Colombia, Perú y Guatemala;

Fue fundada en 1896 y es controlada por el Distrito de Bogotá (participación del 81,5%; calificación de S&P

BBB-);

La visión del grupo de compañías que lidera EEB es ser: “en el año 2024 la primera empresa transportadora

independiente de gas natural en América Latina, actor relevante en transmisión de energía eléctrica nacional

e internacionalmente y con participación importante en otros negocios del sector energético”;

Su estrategia de crecimiento está focalizada en el transporte y distribución de energía en Colombia y en otros

países de la región americana;

El grueso de sus inversiones se concentra en monopolios naturales regulados por el estado. Esto le permite a

la compañía la generación de un flujo de caja estable y predecible;

Participa directa o indirectamente (a través de empresas con control) en transmisión de electricidad y

transporte y distribución de gas natural;

Participa en los sectores de generación, transmisión y distribución de electricidad y distribución de gas

natural a través de inversiones en empresas no controladas. Se trata de alianzas con empresas de la talla de

ISA de Colombia, Endesa y Gas Natural de España.

Suscribió con Endesa dos acuerdos de accionistas. Estos regulan el gobierno de las compañías Emgesa y

Codensa. Entre otras cosas, las partes se obligan a votar en favor de la distribución de la mayor cantidad de

dividendos que por ley les esté permitido.

Estructura de EEB

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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,

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística, Entidad responsable de la planeación,

levantamiento, procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia,

Gwh: Gigavatios hora; unidad de energía que equivale a 1,000,000 kwh,

GNV: Gas natural vehicular,

IPC: Indice 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,

Mm: 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,

TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones peso –dólar que

calcula diariamente la Superintendencia Financiera - SF,

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,

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http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Vatio


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Anexo 5: Desagregación del EBITDA consolidado

M COP Var. M COP M USD

Al 3T 10 Al 3T 09 % F 09 Al 3T 10 Al 3T 09

Utilidad operacional UDM 409,827 425,808 -3,8% 416,283 227.7 221.5

Depreciación operacional 50,485 43,806 15,2% 46,747 28.0 22.8

Amortización operacional 51,763 62,107 -16,7% 60,900 28.8 32.3

Impuestos operacionales 2,387 6,069 -60,7% 5,778 1.3 3.2

Dividendos e intereses ganados 680,900 585,485 16,3% 581,423 378.3 304.6

Intereses patrimonio autónomo -20,916 -28,578 -26,8% -25,688 -11.6 -14.9

Gastos administración -125,744 -94,619 32,9% -100,747 -69.9 -49.2

Pensiones jubilación 26,161 26,543 -1,4% 26,609 14.5 13.8

Amortizaciones 19,889 14,755 34,8% 22,070 11.1 7.7

Depreciaciones 737 670 10,0% 675 0.4 0.3

Provisiones 26,357 7,909 233,2% 7,520 14.6 4.1

Impuestos 14,141 12,126 16,6% 12,373 7.9 6.3

EBITDA UDM 1,135,986 1,062,080 7,0% 1,053,942 631.1 552.6

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Anexo 6: Pies de página de las tablas

Tabla 7 - Indicadores transmisión EEB

(1) % de tiempo disponible de la infraestructura (2) % del ingreso recibido descontado debido a la indisponibilidad acumulada de activos puntuales superior a la

meta regulatoria. (3) Relación entre la cantidad de mantenimientos ejecutados y la cantidad de mantenimiento programados a

ejecutarse dentro del Plan Semestral de Mantenimiento.

(4) Relación de la cantidad de activos de transmisión de propiedad de EEB y los activos totales de transmisión en Colombia.

Regresar a la tabla

Tabla 12 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa (1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Emgesa y agregando la

amortización de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período. (2) Es el resultado de la deuda financiera vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones

temporales en el mismo momento. (3) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses.

Regresar a la tabla

Tabla 14 - Calidad de la cartera de Codensa (1) Es la cartera con una morosidad superior a los 30 días.

(2) Es el promedio mensual de la facturación de los últimos 12 meses.

(3) (1)/(2). Regresar a la tabla

Tabla 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa

(1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Codensa y sumándoles

la amortizaciones de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período

(2) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento.

(3) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses. Regresar a la tabla

Tabla 19 – Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural

(1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Codensa y sumándoles la amortizaciones de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período

(2) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales

en el mismo momento. (3) Son los intereses de las deudas financieras causados durante los últimos doce meses.

Regresar a la tabla


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Tabla 21 – Indicadores financieros seleccionados de REP


la amortizaciones de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período (2) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales


Regresar a la tabla

Tabla 22 – Indicadores financieros seleccionados de CTM


la amortizaciones de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período (2) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales


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Tabla No 23 - Resultados financieros consolidados EEB

(1) Son los ingresos operacionales por el servicio de transmisión que presta directamente EEB y los servicios de transporte de gas natural de sus compañías controladas TGI y Transcogas. Servicios de distribución de

energía que Decsa consolida por su participación en EEC (Igual para la nota de costos)

(2) Corresponde al costo de ventas del servicio de transmisión que presta directamente EEB y el servicio de transporte de gas natural de sus empresas controladas TGI y Transcogas. Incluye gastos de personal,

materiales, costos de operación y mantenimiento, depreciación, amortización y seguros relacionados con dichas actividades.

(3) Corresponde a los dividendos decretados por las compañías no controladas

(4) Corresponde a los intereses por inversiones temporales e ingresos financieros que generan los patrimonios autónomos de pensiones.

(5) Es la pérdida o ganancia neta por efecto de la variación en la tasa de cambio y su impacto en los activos y pasivos denominados en moneda extranjera.

(6) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por EEB y TGI para reducir el riesgo cambiario. (7) Corresponde a ingresos por recuperación de inversiones, arrendamientos y gastos.

(8) Corresponde a la proporción de las utilidades netas que le corresponden a los inversionistas minoritarios en

las empresas controladas por EEB. Regresar a la tabla

Tabla 24 - Indicadores financieros de EEB

(1) Es la consolidación de los ingresos menos el costo de ventas, los gastos administrativos, los intereses de los

patrimonios autónomos pensionales, más los dividendos de las compañías participadas, los intereses de las


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inversiones de portafolio, los impuestos indirectos, la amortización de intangibles, la depreciación de activos

fijos, los pagos pensionales y las provisiones.

(2) Es el Ebitda consolidado más las reducciones de capital de las compañías participadas. (3) Es el Ebitda consolidado dividido entre los ingresos operacionales consolidados, sumados los dividendos y

los ingresos de intereses (sin incluir los intereses recibidos por las inversiones de los patrimonios autónomos pensionales).

(4) Es la deuda consolidad menos la caja libre. (5) Son los gastos financieros consolidados.

Regresar a la tabla

Gráfica 1 - Ventas (1) La sumatoria de las compras y la producción es inferior a las ventas porque una pequeña porción se destina

al consumo propio.

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Informe para inversionistas 1 Al 3T 10€¦ · Ordinarios” de Codensa, programa que tiene un cupo...

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