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Informe Anual para Inversionistas

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Contacto: Juan Felipe González Rivera

Teléfono: (571) 3268000 ext 1546

E mail: [email protected]

Bogotá D.C., mayo de 2009

ÍNDICE

Aclaraciones Hechos relevantes. Información macroeconómica. Información sectorial. Desempeño Emgesa. Desempeño EEB transmisión. Desempeño REP y Transmantaro. Desempeño Codensa. Desempeño Gas Natural. Resultados Financieros EEB. Anexo 1: Aclaración legal. Anexo 2: Términos técnicos y regulatorios. Anexo 3: Estados financieros consolidados de EEB. Vinculo al Informe para Inversionistas de TGI. 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: − 2007: 2,014.76 COP/USD − 2008: 2,243.59 COP/USD

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.

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HECHOS RELEVANTES

EMGESA participó de forma exitosa en las primeras subastas para la asignación de Obligaciones de Energía en Firme (OEF) que se realizaron entre mayo y junio de 2008. La subasta le otorga a los generadores un ingreso denominado cargo por confiabilidad. Para

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los proyectos existentes (Guavio, Pagua, Betania, Zipa y Cartagena) la compañía obtuvo la asignación del 100% de la energía que ofertó. Adicionalmente, en el esquema de nuevos proyectos se le asignó un ingreso que le permite reducir el riesgo financiero del proyecto El Quimbo. Estos ingresos los recibirá Emgesa una vez la planta esté en operación (2014) y por 20 años; a cambio Emgesa adquiere la obligación de contar con la capacidad de generar la energía comprometida en la subasta. Los ingresos de las subastas son en dólares por MW/h.

La central hidroeléctrica El Quimbo tendrá una capacidad de 400 MW y una generación media anual de 2.216 GWh/año. La compañía espera iniciar construcción este año y la inversión estimada del proyecto es de Usd 700 MM los cuales serán financiados con recursos propios y deuda. Se espera que su construcción termine en el año 2014.

A finales de 2009 o comienzos de 2010, Emgesa espera realizar una reducción de capital estimada en Cop 450.000 millones.

La CREG se encuentra en el proceso de revisión de los parámetros con base en los cuales se remunera la actividad de transmisión en Colombia. La compañía está discutiendo con CREG y con otras compañías del sector los términos y el alcance de los nuevos parámetros.

En 2008 ingresó en operación el segundo circuito de la línea de transmisión Zapallal - Nueva Chimbote (220 kv) y la ampliación de la subestaciones asociadas. El monto total de la inversión para REP fue de USD 36 mm y se espera que genere ingresos anuales por un valor de aproximadamente usd 5mm.

Adicionalmente REP adelantó ampliaciones en tres subestaciones por un valor de USD 15 mm y realizó una compensación capacitiva en Lima por un valor de USD 3 mm.

El año pasado REP presentó al Ministerio de Energía y Minas (MEM) el “Plan de Expansión de la Transmisión REP 2008-2017”. Este documento propone las inversiones necesarias para asegurar la confiabilidad y seguridad del sistema hasta el 2016. La ejecución de estos proyectos dependerá de las negociaciones que se adelanten con el MEM.

CTM firmó en julio 2008 un contrato con la empresa de generación CELEPSA para la construcción de una línea privada de transmisión de 220 kv (Platanal – Chilca) y una subestación. El proyecto tiene un valor estimado de Usd 16 mm y se ejecutará entre 2009 y 2010.

CTM construirá y operará la Concesión Chilca – Zapallal adjudicada el año pasado. Se trata de líneas de transmisión a 220 kv y 500 kv y una subestación. La totalidad del proyecto finalizará en 2011 y la inversión estimada es de Usd 111 mm.

Se espera que en el primer semestre de 2009 entre en vigencia la nueva fórmula tarifaria para los distribuidores de energía eléctrica. Esta nueva fórmula es fruto de la revisión periódica que hace la CREG cada 5 años. Codensa espera que el impacto del nuevo esquema sea marginal.


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EEB y Condesa se aliaron para comprar la participación del gobierno en la Empresa de Energía de Cundinamarca (EEC) por un valor de Cop 211,681 mm. EEC es un distribuidor regional que opera en el área de influencia de Condensa lo que convierte la compra en una oportunidad para generar sinergias las áreas administrativas y operativas de la compañía. El control de la compañía estará en cabeza de EEB.

En noviembre del año pasado, EEB suscribió un contrato para cubrir el pago de los intereses de su deuda denominada en dólares frente a las variaciones en la tasa de cambio. Se trata de un contrato de intercambio de cupones (coupon/swap) que le permite a la compañía pagar en pesos los intereses de una deuda equivalente a USD 133 millones hasta octubre de 2014, fecha en la que vencen los bonos emitidos en los mercados internacionales de capitales. Los Usd 130 mm representan el 21% del valor total de los bonos. El 79% restante se cubre con la posición de caja en dólares que por política la compañía mantendrá y con los intereses del crédito intercompañía que EEB suscribió con TGI y cuyas condiciones son un espejo de los bonos emitidos por EEB.

EEB financiará la expansión del gasoducto de Cusiana. Para ello contratará créditos con la banca local por un valor cercano a los Usd 300 millones. Estos recursos serán canalizados a través de un vehículo fiduciario en cabeza del cual estarán los activos del proyecto. Se espera que en el futuro TGI adquiera estos activos con los recursos de una capitalización.

El año pasado Gas Natural le vendió el 18% de su participación en Transcogas a EEB por un valor cercano a los Cop 30,000 mm.

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INFORMACIÓN MACROECONÓMICA

Indicadores económicos seleccionados

Evolución de indicadores económicos seleccionados 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (p) PIB % 4.87 4.72 6.80 7.50 2.5 0.5 / 1.5 Inflación % 5.50 4.85 4.48 5.69 7.67 4.5 / 5.5 Inversión extranjera directa (USD mm) 3,015 3,540 3,951 7,870 10,564 7,000 TRM (USD/COP) (1) 2,412 2,282 2,238 2,015 2,244 2,582 Fuentes: Ministerio de Hacienda y Crédito Público de Colombia; Banco de la República; DANE; Anif, encuesta Bloomberg

(e) Proyectado

Población 44 Mm Área 1.1 Mm K2

PIB 2008 en USD bln (e) 202.4 PIB per cápita 2008 en USD 4,650 Var. real PIB 2008 % 2.5 Inflación 2008 % 7.67 Calificación deuda soberana en m/l (1) BBB+ (S&P) / BBB- (Fitch) Calificación deuda soberana en m/e (1) BB+ (S&P) / BB+ (Fitch) Calificación TGI BB (S&P)/ BB (Fitch) Fuente: Dane; Banco de la República.

e: estimado


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A finales de marzo varias entidades revisaron a la baja sus previsiones sobre crecimiento mundial para este año. La información revela la magnitud del deterioro en las economías desarrolladas y el impacto sobre las economías emergentes. La realidad está desmitificando algunos de los paradigmas que se habían construido en los últimos meses. Hoy es difícil sostener que el crecimiento en China e India compensará la caída en las economías desarrolladas y que el mundo emergente está blindado frente a la crisis. Lo que estamos presenciando es una crisis de dimensiones globales. También parece claro que el 2009 no será el año de la recuperación y que le rol de los gobiernos, particularmente los de las economías desarrolladas, jugarán un papel central, no solo en la superación de la crisis, sino también en la definición de nuevas reglas de juego que eviten que una situación como la actual se vuelva a presentar. Sin embargo, el impacto no será homogéneo. Los pronósticos de crecimiento para 2009 publicados por The Economist en marzo pasado, dejan ver diferencias importantes a nivel regional y por países. En el grupo de las economías más grandes, Japón será el más golpeado con una contracción casi dos veces superior a la de la Unión Europea, China e India serán los de mayor crecimiento en 2009 pero con tasas muy por debajo de lo que hace algunos meses se esperaba, los países asiáticos con economías soportadas mayoritariamente en el comercio internacional sufrirán fuertes contracciones y Latinoamérica tendrá un impacto relativamente menos severo. Pero aún en esta región, las diferencias entre países son importantes. Chile y Perú pueden ejecutar rápidamente políticas anti-cíclicas y serán las economías de mejor comportamiento este año, Brasil tiene un mercado interno muy grande que puede ayudar a compensar la caída de sus exportaciones y México, por vínculo estrecho con los EEUU, dependerá en un alto grado de lo que le ocurra a su vecino. A pesar de que el gobierno reviso a la baja sus expectativas de crecimiento para 2009 y de que la economía se contrajo en el último trimestre de 2008, el panorama para Colombia es de relativo optimismo y el país podría clasificarse en el grupo de países de la región con mayores fortalezas para superar la crisis. En el campo externo, se espera que se reduzcan las exportaciones, los flujos de inversión extranjera directa y las remesas y que se incremente el costo de la financiación externa. Sin embargo, el país tiene aseguradas la mayor parte de sus necesidades de financiación externa y la devaluación amortiguaría la caída de las exportaciones y el menor nivel de las remesas. A nivel interno se espera una caída en el consumo y en la inversión privada, compensados con un aumento en el gasto público y una política monetaria expansiva que debería empezar a


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reactivar la economía cuando repunte la confianza. Exploremos estos temas empezando por el campo externo. Frente a un escenario de mercados financieros restringidos, el gobierno se anticipó para asegurar sus necesidades de financiación con la colocación de un bono global por usd Usd 1,000 mm, la negociación de créditos por un valor de Usd 2,400 mm y créditos contingentes por un valor cercano a los Usd 6,500 mm. De otra parte, la inversión extranjera directa (FDI) probablemente será inferior a los cerca de usd 10 bln que ingresaron en 2008. Sin embargo, los flujos de los dos primeros meses de 2009 (cerca de 1.1 bln) fueron superiores al monto del mismo período de 2007. La mayor parte de la FDI en Colombia se destina a los sectores de minas e hidrocarburos y la ejecución los proyectos en estos sectores está sujeta a compromisos contractuales. Adicionalmente, el precio del crudo parece haberse estabilizado en un nivel superior a los usd 40 dólares por barril, nivel que aún es atractivo para adelantar muchos proyectos en este sector. De acuerdo con ANIF (un “think tank” colombiano), la inversión extranjera alcanzará los Usd 7 bln en 2009, un 30% menos que en 2008. También se puede esperar un aumento en los flujos de inversión de portafolio gracias al levantamiento de las restricciones al ingreso de este tipo de capitales pero, más importante aún, por los diferenciales de tasas de interés en un escenario en donde las tasas de referencia de las principales economías del mundo están en cero o tendiendo a ese valor. Ahora bien, las exportaciones colombianas caerán en 2009. Las razones son los menores precios internacionales de los bienes básicos exportados por Colombia (principalmente petróleo y carbón), el deterioro de las condiciones económicas de nuestros principales socios comerciales (EEUU, Venezuela y Ecuador) y las restricciones comerciales impuestas por estos dos últimos países a las exportaciones de ciertos productos colombianos. El impacto por la caída de las exportaciones debería ser moderado si se considerara que estas tienen un peso relativamente bajo en la economía (cerca del 20% del PIB) y que la devaluación del peso puede compensar parcialmente la caída de los precios y la demanda externa. En resumen, se espera un deterioro en la cuenta corriente de la balanza de pagos que se compensará parcialmente con un superávit en la cuenta de capitales y con la posición de las reservas internacionales que a diciembre de 2008 totalizó Usd 23 bln (un máximo histórico). Estas previsiones llevan al Banco de la República a no considerar probable una devaluación masiva en 2009, percepción que comparten otros agentes (el promedio de devaluación de acuerdo con una encuesta de Bloomberg a 11 entidades financieras publicada en marzo es del 15% para 2009). Esto a su vez facilitará una política monetaria más expansiva pues la


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caída en los precios internacionales de algunos bienes importados se podrá reflejar más fácilmente en la inflación local. En el plano interno, la demanda doméstica se desaceleró desde principios de 2008 y, junto con la caída en las exportaciones, explica la desaceleración industrial que empezó a sentir el país en el segundo semestre de 2008. En este comportamiento jugaron un rol importante la desaceleración en el consumo de los hogares y en el gasto público, pues la inversión privada continúo creciendo a tasas elevadas. El consumo de los hogares se venía desacelerando desde antes de que se agudizará la crisis como consecuencia de una política monetaria restrictiva y el gasto público refleja una situación estacional relacionada con el primer año de gestión de los nuevos gobiernos locales. A pesar de lo anterior, existen elementos que podrían sustentar la demanda durante este año: (i) el espacio para aplicar una política monetaria expansiva, (ii) la solidez del sector financiero y, (iii) la posibilidad de aumentar el gasto público. Entre el 2006 y el 2008 el BR aplicó una política monetaria restrictiva de aumentos de la tasa de interés de intervención y mayores encajes a los depósitos bancarios. La tasa de intervención llegó al 10% en noviembre de 2008 y partir de ese momento se ha reducido en 300 pbs. Ya se están empezando a observar reducciones en las tasas de interés de los créditos y se espera que esta tendencia se consolide a lo largo de 2009. Además, la inflación se está comportando de una manera favorable y le estaría abriendo las puertas al BR para reducciones adicionales. La meta de inflación para este año es del 5% (rango entre 4.5% y 5.5%) y el BR se siente confiado en que se cumplirá. Las expectativas del mercado avalan su optimismo; la encuesta de marzo realizada por el BR a 40 entidades financieras sobre expectativas de inflación para este año, arrojó una media levemente por debajo del 5%. El sector financiero colombiano está en una posición razonablemente sólida para afrontar la crisis internacional y la desaceleración interna. El BR actuó con bastante anticipación para frenar el crecimiento del crédito aumentando el costo del dinero desde 2006. Medidas adicionales fueron tomadas por esta entidad y por la Superintendencia Financiera (SF) para aumentar las provisiones de las entidades de crédito (cuyo valor supera hoy en día la cartera vencida) y evitar el riesgo de iliquidez en las operaciones con moneda extranjera. A finales de marzo las provisiones totales del sistema financiero superaban en un 14% la totalidad de la cartera vencida, la cartera vencida como proporción de la cartera total se situó en un nivel cercano al 4% y la relación de solvencia del sistema era del 14% (5 puntos porcentuales por encima de las recomendaciones de Basilea). Resulta también importante señalar que el capital del sector financiero se fortalecerá este año. De acuerdo con información de la SF, los


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establecimientos de crédito obtuvieron utilidades en 2008 por Cop 4,862 bln (cerca de Usd 2 bln) y prácticamente la mitad de estas serán capitalizadas por decisión de los accionistas. Además las empresas colombianas están encontrando en el mercado de capitales local una buena alternativa de crédito. En 2008 se colocaron bonos corporativos por cerca de Cop 6,000 bln (aprox Usd 2.6 bln) y en lo corrido de este año ya van Cop 3,000 bln (aprox Usd 1.6 bln). En este comportamiento están jugando un papel importante la liquidez de las entidades de crédito y de los fondos de pensiones y la decisión de cambiar la estructura de plazos de la deuda del gobierno central. A principios de este año el gobierno realizó un canje de títulos locales con vencimientos entre 2009 y 2011 por emisiones con vencimientos entre 2012 y 2018 reduciendo las necesidades de financiación para este año en Cop 2.4 bln. Aunque el espacio fiscal de Colombia no es holgado, el gobierno nacional central ha tomado medidas para aumentar la inversión pública, particularmente en infraestructura e inversión social. De acuerdo con el último plan financiero (enero de 2009), el gobierno nacional aumentará el déficit fiscal y aplazará gastos con el objeto de incrementar en un 31% las inversiones en infraestructura (particularmente en vías, vivienda y agua potable). También se esperan aumentos en las inversiones de los gobiernos locales que, como ya se mencionó, represaron gastos durante 2008 y hoy en día cuentan con superávit fiscales. El problema no parece ser de financiación sino de ejecución y por ello la estrategia del gobierno está enfocada a acelerar las decisiones. El gobierno también anunció en marzo estímulos basados en un paquete de medidas para aumentar la demanda de vivienda en los estratos de menores ingresos. La estrategia incluye mayores subsidios para la cuota inicial y subsidios a la tasa de interés y va acompañada de una reducción sustancial en los tiempos necesarios para obtener las licencias. Se estima que el costo financiero se reduciría en un 25%. El sector de la construcción tiene un peso importante en la economía colombiana, es intensivo en mano de obra y tiene un efecto multiplicador importante sobre otros sectores de la economía. A manera de resumen, existen elementos objetivos para ver el desempeño de Colombia con moderado optimismo en 2009. El espacio para relajar la política monetaria, la solidez del sistema financiero, las oportunidades que ofrece el mercado interno para financiar al sector privado y la estrategia de gasto del gobierno jugarán un papel importante en 2009 como herramientas anti-cíclicas. Los mercados parecen reconocer que la situación colombiana es de relativa fortaleza. Desde la agudización de la crisis en septiembre del año pasado, el peso colombiano, al igual que las demás monedas latinoamericanas, se devaluó pero en un nivel menos acentuado que las monedas de Brasil y México, el mercado accionario es uno de los


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menos golpeados de la región y lo mismo sucede con el diferencial de la deuda colombiana en relación con la de los Estados Unidos. Para finalizar, vale la pena hacer un breve comentario sobre la economía peruana en donde el grupo EEB tiene intereses. El PIB peruano fue el de mejor desempeño en América Latina durante el 2008 con un crecimiento de cerca del 10%. El 2009 no se ve tan brillante pero aún así las más recientes estimaciones mencionan un aumento del 3% para este año, un comportamiento sobresaliente en el contexto actual.

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INFORMACIÓN SECTORIAL

Colombia: Demanda y capacidad instalada Demanda Demanda Pico Capacidad Instalada

GWh Var % Mw Var % Mw Var %

2004 47,019 2.72 8,332 0.91 13,339 0.82

2005 48,829 3.85 8,639 3.68 13,348 0.07

2006 50,815 4.07 8,762 1.42 13,277 -0.53

2007 52,851 4.01 9,093 3.80 13,406 0.97

2008 53,870 1.60 9,079 -0.20 13,458 0.39

Fuente: XM- UPME

La cifra de crecimiento de la demanda de energía en 2008 es la más baja de los últimos 5 años y refleja la caída en la producción industrial colombiana cuyo consumo bajó 2.4%. En contraposición, la demanda en el sector de minas aumentó en forma significativa (6.7%). A pesar de la caída en los precios de los productos básicos, los sectores de petróleo, carbón y hierro mantuvieron altos niveles de actividad.

Con el fin de brindar señales de largo plazo a los inversionistas en generación, la CREG realizó las primeras subastas de Obligaciones de Energía en Firme (OEF). Las subastas son convocadas por la CREG cuando las estimaciones de la demanda de energía de los tres próximos años indican que ésta no puede ser cubierta con la energía firme de la generación existente y la de los proyectos que entrarán en operación durante ese lapso de tiempo. Cada año la CREG evalúa el balance proyectado de oferta y demanda de energía en firme y de considerarlo necesario, comunica mediante Resolución la decisión de convocar una subasta.

Las OEF para nuevos proyectos son un compromiso de los generadores, con respaldo real en activos de generación, para abastecer determinada cantidad de energía en condiciones críticas de abastecimiento (por ejemplo, durante períodos de extrema sequia cuando la generación hidráulica se ve restringida). En contraprestación, al generador se le garantiza un ingreso que lo percibe a partir de la entrada en operación del proyecto y hasta por 20 años.


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El esquema busca incentivar inversiones en plantas existentes y en nuevos proyectos y la subasta es un mecanismo competitivo para asignar en forma eficiente las remuneraciones arriba mencionadas. El adjudicatario adquiere la obligación de construir la planta y cumplir con la fecha de entrada en operación. Para esto debe firmar una garantía que respalde la obligación. En mayo del año pasado se adjudicaron 9 proyectos 3 de los cuales tienen un período de construcción menor a los 3 años y una capacidad instalada cercana los 420 MW. Los 6 proyectos restantes tienen períodos de construcción superiores a los 3 años y en conjunto tendrán una capacidad instalada cercana a los 3,000 MW.

Teniendo en cuenta la evolución actual de la demanda y el resultado de las subastas de OEF realizadas en 2008, se estima que en 2009 no se realizarán subastas.

Colombia: Composición de la capacidad instalada

Capacidad Instalada – Mw

Año Hídrica Térmica Otros (1) Participación % Carbón Gas Total Hídrica Térmica Otros

2004 8,915 692 3,724 67 13,398 66.5 33.0 0.5

2005 8,943 694 3,659 52 13,347 67.0 32.6 0.4 2006 8,511 700 3,562 504 13,277 64.1 32.1 3.8

2007 8,525 700 3,598 583 (2) 13,406 63.6 32.1 4.3 2008 8,525 967 3,376 590 13,458 63.3 32.3 4.4

Fuente: XM

(1) Corresponde a plantas hidráulicas con una capacidad menor a 20 Mw y que no son despachadas centralmente.

(2) De los 583 Mw, 463 MW corresponde a capacidad de generación que antes estaba clasificada en hídrica.

La generación hídrica representó en 2008 el 63% de la capacidad instalada. Las políticas de diversificación de fuentes para generación permitieron disminuir la dependencia del recurso hídrico desde los años 90, gracias a lo cual hoy la generación térmica representa el 32% de la capacidad instalada en el país. De esta, cerca del 82% es generación con base en gas natural. Gracias a las subastas realizadas en 2008, Colombia adicionará 3,420 MW de nueva capacidad de generación en los próximos 10 años. Esta nueva capacidad representa aproximadamente un 25% de la capacidad de generación actual y la mayor parte de los nuevos proyectos tendrán como base de generación los recursos hídricos.


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Colombia: Precios en el mercado mayorista

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BOLSA CONTRATOS

Fuente: XM

Los precios del mercado spot y de los contratos de compraventa de energía tuvieron una marcada tendencia alcista en 2008. Son varias las razones que explican este comportamiento: (i) La brecha entre la capacidad de generación y la demanda de electricidad se está acortando, situación que se mantendrá hasta el ingreso del próximo gran proyecto de generación (Porce III en 2010); (ii) Durante el 2008 los precios del carbón y el gas natural registraron incrementos que se reflejaron en el costo de generación térmica y; (iii) el nivel de los embalses en los últimos meses fue bajo por la temporada de bajas lluvias.

Colombia: Importaciones y exportaciones Gwh Miles de USD

Exportaciones Importaciones Exportaciones Importaciones

2004 1,681.1 35.0 135,109 738

2005 1,757.9 16.0 151,733 509

2006 1,608.6 11.0 127,104 50

2007 876.6 38.4 66,269 1,336

2008 509.8 37.5 30,934 2,245

Fuente: XM

Colombia mantiene con Ecuador un esquema de intercambio de energía regulado por un acuerdo de la Comunidad Andina de Naciones (CAN). Los intercambios se materializan cuando en la frontera entre los dos países existen diferenciales de precios. Históricamente este diferencial ha jugado a favor de Colombia porque su parque de generación es más eficiente y confiable. A partir del 2007, Ecuador implementó un esquema de subsidios al diesel que disminuyó sustancialmente su precio de generación y el intercambio binacional.


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Los dos países mantienen conversaciones orientadas a definir fórmulas que permitan dinamizar nuevamente el intercambio de energía. Es importante anotar que la reducción de las exportaciones a Ecuador no tiene ningún impacto sobre los ingresos que recibe EEB por la línea de interconexión con Ecuador construida en 2007.

Perú - Evolución de la demanda de energía

Demanda

GWh Var %

2004 21,903.5 5.87

2005 23,001.1 5.01

2006 24,763.8 7.66

2007 27,254.9 10.06

2008 29,558.8 8.50

Fuente: COES-SINAC

La demanda de energía en Perú tuvo un fuerte crecimiento en 2008 lo que impulsó al gobierno peruano a tomar mediadas para fortalecer su sistema eléctrico. El año pasado entraron en operación dos nuevas líneas de transmisión que aumentaron la capacidad de transporte, la eficiencia y confiabilidad del sistema de ese país. El gobierno peruano también suscribió concesiones para la construcción de tres nuevas líneas de transmisión, una de las cuales fue otorgada a CTM. Igualmente, se otorgaron concesiones para desarrollar nuevas plantas de generación que entrarán en operación en los próximos dos años y tendrán una capacidad de generación de 1,404 MW.

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DESEMPEÑO EMGESA Disponibilidad de su infraestructura

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Plantas menores (1) 98.6 91.6

Centrales hidricas (2) 93.0 93.3 Centrales térmica 60.7 58.2 Total 89.1 88.1 Fuente: Emgesa

(1) Plantas o unidades de generación con capacidad instalada inferior a los 20 MW y

que no son despachadas centralmente.

(2) Plantas o unidades de generación con capacidad instalada superior a 20 MW que

efectúan sus transacciones de energía en el MEM.

Emgesa presentó niveles adecuados de disponibilidad de su infraestructura de generación el año pasado. El indicador de disponibilidad se redujo en 0.75 puntos porcentuales frente al de


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2007 como consecuencia de las reparaciones realizadas en las termoeléctricas de Cartagena y Zipaquira. Hoy las dos centrales se encuentran en condiciones normales de operación.

Balance eléctrico - Gwh

Ventas (1) Producción Compras

Contratos Spot Total Contratos Spot Total

2007 10,539 5,074 15,613 11,942 789 3,025 3,814

2008 11,169 5,199 16,368 12,915 885 2,726 3,611

Fuente: Emgesa

(1) La sumatoria de las compras y la producción es inferior a las ventas porque una pequeña porción se destina al consumo propio.

Las ventas de energía de Emgesa crecieron 4.8% en 2008 gracias a un nivel de lluvias particularmente alto en el sistema Paraíso – Guaca que permitió incrementar la generación de estas plantas en un 14% en relación con su promedio histórico. Se destaca también que las ventas a través de contratos fueron las más dinámicas con un crecimiento cercano al 6%. Por su parte, las ventas al contado (spot) tuvieron un crecimiento menor y cercano al 2.5%.

Inversiones Mm COP Mm USD

2004 15,136 6.3

2005 19,232 8.4

2006 84,072 37.6

2007 69,900 34.7

2008 70,478 31.4

Fuente: Emgesa

Las inversiones del año pasado se destinaron en su mayoría a actividades de mantenimiento. El año pasado se realizaron los trabajos de mantenimiento necesarios para mantener una adecuada disponibilidad en las centrales de Betania, Termozipa y Termocartagena.

Las inversiones de El Quimbo se estiman en USD 700 Mm, la mayor parte de las cuales se concretarán entre los años 2011 y 2012. El plan financiero de El Quimbo contempla la utilización de recursos propios (20%) y la contratación de nueva deuda (80%).

Participación de mercado - Energía Firme (1) 2007

%

2008

%

Emgesa 20.3 21.4

EPM 18.1 19.6 Isagen 12.9 13.6 EPSA 5.1 5.3 Corelca (Gecelca) 16.1 14.6 Chivor 4.4 4.8 Otros 23.1 20.6 Fuente: XM


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(1) Es la capacidad de generación en condiciones críticas de

hidrología

EMGESA continúa siendo el mayor generador de Colombia con una participación de mercado de 21.4% en 2008. Su participación actual se encuentra por debajo del límite regulatorio (25%) y del rango de vigilancia especial (26% a 30%).

Indicadores financieros seleccionados Mm COP Mm USD

2007 2008 Var % 2007 2008

Ingresos operacionales 1,326,561 1,510,712 13.8 658 673

Costo de ventas (645,077) (699,034) 8.3 (320) (312)

Gastos administrativos (29,995) (21,760) (27.4) (15) (10)

Utilidad operacional 651,540 789,918 21.2 323 352

Utilidad neta 405,307 454,310 12.1 201 202

Ebitda (1) 783,367 924,910 18.1 389 412

Dividendos decretados a EEB 263,594 247,498 (6.1) 131 35

Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0

Distribución de reservas a EEB 0 111,503 0 50

Deuda neta (2) / Ebitda 1.9 1.3 (31.5) 1.9 1.3

Ebitda / Intereses (3) 4.96 5.30 6.8 4.96 5.30

Fuente: 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.

El incremento en la utilidad operacional y en el EBITDA refleja el aumento en el volumen de ventas de la compañía, en los precios de la energía y por el crecimiento menos que proporcional en los costos operacionales. Esto último gracias a que los mayores niveles de producción (aumentó 8%) le permitieron a la compañía reducir sus compras de energía (cayeron 5%).

La reducción en los gastos administrativos se explica porque en 2008 se terminó de amortizar un impuesto de carácter temporal denominado impuesto a la seguridad democrática. Los buenos resultados operacionales permitieron que la utilidad neta creciera un 12% frente al año 2007 alcanzando los Cop 454 mil millones. En 2007 los dividendos decretados a EEB fueron mayores porque en ese año se decretaron dividendos extras gracias a la fusión de Emgesa y Betania.

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DESEMPEÑO TRANSMISIÓN

Indicadores operativos 2007 2008

Disponibilidad infraestructura (1) 99.92% 99.93%

Compensación por indisponibilidad (2) 0.0048% 0.0028%

Cumplimiento programa mantenimiento (3) 100% 100%

Participación en la actividad de transmisión en Colombia (4) 8.12% 7.87%

(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.

Inversiones

Mm COP Mm USD

2005 20,170.4 8.8

2006 41,912.6 18.7

2007 109,601.6 54.4

2008 5,772.7 2.6

Fuente: EEB

En 2008 se realizaron acciones para aumentar la confiabilidad del sistema de transmisión de EEB a nivel de subestaciones y líneas transmisión, mejorar los sistemas de información y optimizar los inventarios. El área de transmisión de la compañía evalúa la participación en dos subastas que adelantará la UPME y que tienen por objeto reforzar el sistema de transmisión nacional. El primer proyecto es de la construcción, operación y mantenimiento de una nueva conexión a la ciudad de Bogotá (a 500 kV) y sus obras asociadas. El segundo proyecto es el de una subestación llamada El Bosque de 220 kV en la ciudad de Cartagena.

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DESEMPEÑO REP Y TRANSMANTARO Rep -Indicadores financieros seleccionados

Mm USD

2007 2008 Var %

Ingresos operacionales 70.73 77.13 9.0

Costo de ventas 28.85 32.79 13.7

Utilidad operacional 34.63 34.45 (0.5)

Utilidad neta 16.71 18.19 8.9

Ebitda (1) 47.42 49.28 3.9

Dividendos decretados a EEB 6.0 0

Reducciones de capital a EEB 0 0


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Deuda neta (2) / Ebitda 3.21 3.27 1.9

Ebitda / Intereses (3) 5.49 5.94 8.2

Fuente: REP 2007 y 2008

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

REP y sumándole las amortizaciones 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.

Los ingresos de REP, denominados en dólares, aumentaron en forma importante debido, principalmente, a los siguientes factores: (i) el aumento de la remuneración anual de la concesión gracias al ingreso en operación de dos ampliaciones del sistema de transmisión (Chilca y Zapallal – Chimbote); (ii) a la variación en el índice de “Finished Good less Foods and Energy de EEUU” que se utiliza para ajustar anualmente (marzo) la remuneración de la concesión y; (iii) Los ingresos por los servicios de operación, mantenimiento y administración que REP le presta a CTM desde 2007. El costo de ventas, que se genera en soles, aumenta por encima de los ingresos debido a: (i) La revaluación del sol que impactó negativamente la expresión en dólares de los costos operacionales y, (ii) una nivelación salarial realizada por REP para ajustar sus remuneraciones a los niveles de mercado. La demanda laboral en Perú está creciendo a un ritmo importante lo que se ha reflejado en un aumento de los salarios.

Transmantaro - Indicadores financieros seleccionados Mm USD

2007 2008 Var %

Ingresos operacionales 28.09 27.96 (0.5)

Costo de ventas 7.71 7.99 3.6

Utilidad operacional 18.63 19.28 3.5

Utilidad neta 10.06 9.74 (3.2)

Ebitda (1) 23.94 24.71 3.2

Dividendos decretados a EEB 2.72 0

Reducciones de capital a EEB 1.60 0

Deuda neta (2) / Ebitda 2.58 2.23 (13.6)


Fuente: CTM

(1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional y sumándole las amortizaciones 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.


En 2008 no ingresaron nuevos proyectos al sistema de CTM y esta la razón por la cual los ingresos de la compañía se mantienen relativamente estables durante el período de análisis.


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A pesar del aumento en el costo de ventas, la utilidad operacional se incrementa gracias a la reducción de los costos de los servicios que hoy en día REP le presta a la compañía.

Volver DESEMPEÑO CODENSA

Crecimiento de la demanda de Codensa vrs. Nacional

Codensa Nacional

GWh Var % Gwh Var %

2004 10,690 3.69 47,019 2.72

2005 11,146 4.27 48,829 3.85

2006 11,806 5.92 50,815 4.07

2007 12,534 6.17 52,851 4.01

2008 12,861 2.61 53,895 1.97

Fuente: Codensa; XM

La demanda de Codensa continúa creciendo por encima de la demanda nacional gracias a que la compañía opera en el mercado más grande y dinámico del país (el PIB de Bogotá representa aproximadamente el 25% del PIB Nacional).

Pérdidas de energía

Reconocidas (1)

%

Técnicas (2)

%

Comerciales (3)

%

2004 14.33 9.68 14.44

2005 14.41 9.44 14.13

2006 14.27 8.90 13.87

2007 14.31 8.72 13.46

2008 14.26 8.08 12.57

Fuente: Codensa

(1) Corresponde a las pérdidas reconocidas por el regulador en la tarifa y que son trasladadas al consumidor final.

(2) Las pérdidas técnicas corresponden al balance entre la energía de

entrada y la energía de salida del sistema de distribución.

(3) Las perdidas comerciales corresponden al balance entre la energía

comprada y la energía facturada e incluyen las pérdidas técnicas y no técnicas.

La empresa continuó reduciendo sus pérdidas de energía las cuales se ubicaron en cerca de un punto porcentual por debajo de las registradas en 2007. La regulación le reconoce al distribuidor un nivel máximo de pérdidas (el promedio para Codensa es de 14.26%) y el nivel total de pérdidas de la compañía se encuentra cerca de dos puntos porcentuales por debajo del nivel máximo reconocido por la regulación lo que se traduce en un mejor margen operacional.


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Calidad de la cartera Cartera vencida

COP mm (1)

Promedio Mensual de

Facturación - COP mm (2)

Indice de Morosidad (3)

2004 81,341 134,715 60.4%

2005 93,547 139,975 66.8%

2006 86,016 155,982 55.1%

2007 89,688 170,806 52.5%

2008 164,472 200,579 82.0%

Fuente: 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).

El aumento de la cartera vencida de Codensa es resultado de: (i) un deterioro en las condiciones generales del crédito en Colombia; (ii) una reclasificación de la cartera vencida. La compañía tomó la decisión de clasificar como cartera vencida la línea Codensa Hogar la mayor a 30 días (antes solo se clasificaba como vencida la de más de 90 días) y; (iii) el cambio del sistema comercial de Codensa en septiembre del año, se convirtió en un obstáculo temporal para adelantar las políticas de la compañía orientadas a recuperar la cartera vencida. La respuesta de la compañía ha sido la de aprovisionar la totalidad de la cartera con más de 90 días de vencida, acelerar los ajustes a su sistema comercial para poder hacer más eficiente la gestión de la cartera vencida y a hacer más severas las condiciones para el otorgamiento de nuevos créditos.

Estructura de clientes Residencial Comercial Industrial Oficial No

regulados

Alumbrado

Público

Total

Clientes

Var %

2004 1,788,243 187,034 33,328 5,977 0 90 2,014,672 2.2

2005 1,840,082 192,680 33,919 6,093 0 90 2,072,894 2.9

2006 1,894,799 204,438 35,432 3,737 0 91 2,138,497 3.2

2007 1,953,490 214,090 37,239 3,684 0 92 2,208,559 3.3

2008 2,016,711 225,324 38,991 3,735 0 94 2,284,855 3.5

Fuente: Codensa

Los segmentos Industrial y Comercial son los de mayor crecimiento (cerca del 5%). Si embargo, el grueso de los clientes de Codensa son residenciales y su crecimiento, por razones de saturación de mercado, tiene a ser vegetativo. Como veremos más adelante, el incremento en el número de clientes tuvo un efecto importante en la generación de ingresos de la compañía.


2008

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Inversiones

Mm COP Mm USD

2004 95,508 39.6

2005 115,503 50.6

2006 184,039 82.2

2007 213,151 105.8

2008 272,135 121.3

Fuente: Codensa

Las inversiones en 2008 estuvieron orientadas a reforzar la red y aumentar la infraestructura para atender la creciente demanda de la compañía. En este sentido, se realizaron inversiones para repotenciar subestaciones y construir nuevas redes de distribución.

Indicadores financieros seleccionados

Mm COP Mm USD

2007 2008 Var % 2007 2008

Ingresos operacionales 2,173,028 2,537,338 16.8 1,078.6 1,130.9

Costo de ventas (1,497,471) (1,717,038) 14.7 (743.3) (765.3)

Utilidad operacional 607,672 724,238 19.2 301.6 322.8

Utilidad neta 378,565 434,789 14.9 187.9 193.8

Ebitda (1) 845,141 999,838 18.3 419.5 445.6

Dividendos decretados a EEB 195,869 196,754 0.5 97.2 87.7

Reducciones de capital 0 0 0 0 0

Reservas distribuidas a EEB 57.955 0 0 28.8 0


Ebitda / Intereses (3) 8.69 7.56 (13.0)

(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.


Los ingresos operacionales crecen a una tasa superior en relación con los costos operacionales debido a las siguientes razones: (i) en 2008 comenzó a operar un cambio regulatorio que le permite a los distribuidores reflejar en forma inmediata las variaciones en el costo de la energía. Con anterioridad el traslado no era automático ya que la fórmula tarifaria utilizaba un promedio del costo de la energía de los últimos doce meses y; (ii) un aumento importante de los otros ingresos operacionales rubro en el que están incluidos los ingresos que genera la línea de negocios de Codensa Hogar cuyo crecimiento fue del 31% en el período de análisis. A finales de 2008, los ingresos de Codensa Hogar representaron el 7% del total de los ingresos de la compañía.

En diciembre de 2008 se colocaron bonos ordinarios en el mercado público local por un valor de COP 270,000 mm a 2 y 5 años y a tasas variables (indexadas a la DTF o al IPC). A


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principios de este año se realizó una nueva colación por Cop 80,000 a un plazo de 10 años. Con estas colocaciones se amplió la duración de la deuda financiera de la compañía. Por último, la compañía en 2008 distribuyó el 100% de las utilidades que se generaron en el ejercicio anterior.

Volver DESEMPEÑO GAS NATURAL

Número de clientes por tipo Residencial Comercial Industrial Total

Clientes

Var %

2004 1,194,386 17,465 691 1,212,542 8.5

2005 1,276,133 22,905 758 1,299,796 7.2

2006 1,345,773 25,385 878 1,372,036 5.6

2007 1,424,485 28,417 597 1,453,499 5.9

2008 1,506,487 31,098 608 1,538,193 5.8

Fuente: Gas Natural SA ESP

El número de clientes de gas natural continúa creciendo a tasas altas y por encima del crecimiento del número de usuarios de energía eléctrica, lo que refleja un mercado que todavía no ha alcanzado su potencial de penetración. De hecho, el nivel de penetración para el gas natural en Bogotá es del 91% mientras que el mismo indicador para energía eléctrica es del 100%.

Volumen de ventas por tipo de cliente

Mmpcd Var

Residencial Comercial Industrial GNV Total %

2004 32.6 6.3 28.5 5.2 72.6 18.7

2005 32.9 8.0 37.5 9.0 87.4 20.4

2006 35.4 10.0 47.2 14.8 107.5 22.9

2007 36.0 12.5 53.4 21.6 123.5 14.8

2008 37.7 13.7 61.1 23.8 136.2 10.3

Fuente: Gas Natural S.A. ESP

Ventas de GNV y vehículos convertidos en el área de influencia de Gas Natural Conversiones

Acumuladas

No

Var % Ventas de GNV

Mmpcd

Var %

2004 17,187 104.6 5.2 54.3

2005 32,630 89.9 9.0 72.2

2006 61,541 88.6 14.8 64.5

2007 83,457 35.6 21.6 45.8

2008 95,789 14.8 23.8 10.2



2008

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En el 2008 el volumen de ventas de gas natural creció el 10.3% gracias a la dinámica de los sectores comercial, residencial y GNV. El crecimiento en el consumo a nivel residencial se explica por el comportamiento del sector de la construcción en Bogotá, ciudad que tuvo ese año un incremento de la oferta residencial de 41,228 unidades. Adicionalmente, el GNV al tener un menor precio en relación con los combustibles líquidos (gasolina corriente y ACPM) cuenta con una ventaja competitiva importante en el segmento de vehículos. Además, las conversiones de vehículos a GNV se ven favorecidas por un programa estatal-privado diseñado para reducir y financiar el costo de las conversiones. Por último, la estrategia de mercadeo de la compañía ha ampliado sustancialmente los canales de distribución de GNV.

Inversiones Mm COP Mm USD

2004 27,095 12.08

2005 42,648 19.01

2006 52,197 23.26

2007 52,914 23.58

2008 43,557 19.41

Fuente: Gas Natural S.A.

El año pasado se ejecutaron inversiones para ampliar de las redes de distribución y de estaciones de servicio de GNV. En 2008, la red de distribución de la compañía se expandió en 265 km y alcanzó un nivel de 12,099 km con una inversión de Cop 19,502 mm. También se invirtieron Cop 10,454 mm en la construcción de nuevas estaciones de servicio. El año pasado en Bogotá 27 nuevas estaciones de servicio empezaron a ofrecer GNV completando un total de 137.

Indicadores financieros seleccionados

Mm COP Mm USD

2007 2008 Var % 2007 2008

Ingresos operacionales 790,803 942,773 19.2 392.50 420.21

Costo de ventas 446,170 577,828 29.5 221.45 257.55

Utilidad operacional 257,955 280,703 8.8 128.03 125.11

Utilidad neta 191,110 250,023 30.8 94.85 111.44

Ebitda (1) 289,909 313,253 8.1 143.89 139.62

Dividendos decretados a EEB 39,368 48,098 22.2 19.54 21.44

Reducciones de capital a EEB 0 0




(1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Gas Natural SA y sumándole las

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.


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Los precios del gas en Colombia están vinculados al comportamiento del precio internacional del “fuel oil”. Durante la mayor parte de 2008, los precios internacionales de los productos derivados del petróleo tuvieron fuertes incrementos que se reflejaron en un mayor costo de venta para la compañía. Gas Natural no puede trasladar la totalidad del incremento a los clientes porque con algunos de ellos existen contratos de compraventa con precios preestablecidos y esta es la razón por la cual los ingresos operacionales crecen a una tasa inferior a los costos operacionales. La utilidad neta crece por encima de la utilidad operacional gracias a la venta de la participación de Gas Natural en Transcogas. El año pasado Gas Natural le vendió el 18% de su participación en la compañía señalada a EEB por un valor cercano a los Cop 30,000 mm.

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DESEMPEÑO FINANCIERO EEB Indicadores financieros seleccionados

Estado de resultados consolidado

(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.

(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, los intereses por inversiones temporales e ingresos financieros que

generan los patrimonios autónomos de pensiones.

(4) 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,

(5) Corresponde a ingresos por recuperación de inversiones, arrendamientos y gastos. (6) Corresponde a la proporción de las utilidades netas que le corresponden a los inversionistas minoritarios en las empresas controladas por EEB.

Mm COP Variación Mn USD

2007 2008 % 2007 2008

Ingresos Operacionales (1) 453,195 591,291 30.5 224,937 263,547

Transmisión de electricidad 73,630 91,152 23.8 36,545 40,628

Transporte de gas natural 379,565 500,139 31.8 188,392 222,919

Costo de ventas (2) 155,933 203,627 30.6 77,395 90,759

Transmisión de electricidad 24,280 40,092 65.1 12,051 17,870

Transporte de gas natural 131,653 163,535 24.2 65,344 72,890

Utilidad bruta 297,262 387,664 30.4 147,542 172,787

Dividendos e intereses decretados (3) 638,247 527,068 -17.4 316,786 234,922

Diferencia en cambio neta (4) 321,398 -277,483 -186.3 159,522 (123,678)

Otros ingresos (5) 32,337 27,937 -13.6 16,050 12,452

Gastos administrativos 128,746 116,893 -9.2 63,901 52,100

Gastos financieros 246,563 288,404 16.9 122,378 128,546

Otros gastos 38 2,931 7,613.2 19 1,306

Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 913,897 256,958 -71.9 453,601 114,530

Interés minoritario (6) -7,810 3,769 -148.3 (3,876) 1,680

Impuesto de renta -37,050 -41,612 12.3 (18,389) (18,547)

Utilidad neta 869,037 219,115 -74.8 431,335 97,663


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Las dos nuevas líneas de transmisión de EEB (interconexión con Ecuador y Mocoa - Jamondino) que entraron en operación en el segundo semestre de 2007, explican la mayor parte del incremento de los ingresos operacionales del negocio de transmisión eléctrica. Por su parte, el aumento en el costo de ventas de esta actividad se explica por la mayor depreciación de los nuevos activos incorporados. El costo aproximado de estas inversiones fue de Cop 140 mil millones. Las variaciones operacionales del negocio de gas natural se explican, en parte, por una diferencia en los períodos contables ya que TGI inició operaciones en marzo de 2007. Además de lo anterior, también se presentó un incremento en el volumen y la capacidad contratada que impactó positivamente los ingresos operacionales. En cuanto a los costos operacionales, su aumento se explica las siguientes razones: (i) una reclasificación de un impuesto indirecto (Industria y Comercio) lo que también explica la reducción en el rubro de gastos administrativos; (ii) ejecuciones rezagadas que no se llevaron a cabo durante 2007 por ser el año de inició de operaciones TGI y; (iii) el mayor consumo de gas combustible en las compresoras por los mayores volúmenes transportados. Los dividendos decretados el año pasado son inferiores a los de 2007 como resultado, principalmente, de los dividendos extraordinarios distribuidos por Emgesa en este último año. Gracias a la fusión de Emgesa y Betania en noviembre de 2007 se decretó una distribución extraordinaria de utilidades retenidas de las dos compañías. Adicionalmente, en 2007 la compañía Codensa realizó una distribución de reservas.

El rubro diferencia en cambio registra un resultado negativo por la devaluación del peso de 11.36% en 2008 a diferencia de lo ocurrido en 2007 cuando el peso se revalúo en 10.01%. Casi el 95% de la deuda consolidada del grupo esta denominada en dólares y el valor en pesos de dicha deuda se ve afectado por los cambios en la cotización del dólar.

La reducción de los gatos administrativos, se debe al menor valor de un impuesto indirecto (GMF) en 2008. En 2007, el pago de este impuesto fue mayor en cerca de a los Cop 10,200 mm debido a las operaciones financieras llevadas a cabo por la compra de los activos de Ecogas.

El aumento de los gastos financieros es consecuencia de un mayor período de causación de intereses en 2008, sumado a un mayor costo de la deuda en dicho período. En efecto, a finales de enero y mediados de febrero de 2007, EEB y TGI recibieron un crédito puente por


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un valor total de usd 1,460 mm la mayor parte del cual fue sustituido en octubre de dicho año a través de la emisión de bonos de largo plazo y a un costo financiero mayor.

Generación de caja

2008 – Mm COP 2007 – Mm COP

Sector / Empresa Ingresos

Operacionales

Ebitda Caja a EEB (1)

Ingresos

Operacionales

Ebitda Caja a EEB (1)

Generación (Emgesa) 1,510,712 924,91 247,498 1,326,561 783,367 263,594

Transmisión (EEB) 91,152 61,774 90,231 73,630 55,061 55,061 Transmisión (REP y CTM) 235,778 166,003 0 199.098 143,773 20,792

Transporte de GN (TGI) 471,419 385,037 0 423,151 341,973 0 Transporte de GN (TCG) 28,72 980 4,972 27,132 14,816 2,520 Distribución (Codensa) 2,537,338 999,838 195,138 2,173,028 845,141 253,824 Distribución (Gas Natural) 942,773 313,253 47,879 790,803 289,909 39,368 Otros (2) 8,873 0 6,950 Total caja 594,591 0 0 642,109 (1) Incluye dividendos y reducciones de capital. (2) Incluye dividendos de Isa, Isagen, Banco Popular, Emsa y FEN.

La reducción de la caja a EEB es principalmente el resultado de los dividendos extraordinarios

decretados por Emgesa en 2007 y la distribución de reservas de Codensa en dicho año.

Indicadores financieros Mm COP MM USD

2007 2008 Var % 2007 2008

Ebitda consolidado (1) 949,599 934,163 -1.6 471.32 416.37 Ebitda consolidado y ajustado (2) 949,599 934,163 -1.6 471.32 416.37 Margen Ebitda consolidado (3) 87.00 84.3 -3.1 87.00 84.3

Deuda neta consolidada (4) / Ebitda consolidado (1)

OM: < 4,5 2.79 2.88 2.79 2.88

Ebitda consolidado (1) / Intereses consolidados (5)

OM: > 2,25 4.46 4.51 4.46 4.51

(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 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.

Al finalizar el 2008 el Ebitda registró un leve descenso en relación con el del año anterior (-1.6%). La razón es que el año pasado las compañías en donde EEB tiene inversiones no distribuyeron el mismo nivel de dividendos y reservas que en 2007. En 2007 las utilidades de Emgesa fueron particularmente altas gracias a la fusión de Emgesa y Betania y Codensa distribuyó un nivel importante de reservas. Sin embargo, los indicadores financieros (apalancamiento y cobertura de intereses) no cambiaron significativamente.


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Estructura de la deuda consolidada

2007 Part. 2008 Part. 2007 2008

COP Mm % COP Mm % Mm USD Mm USD

Deuda financiera en COP 175,464 5.5 101,318 3.0 87.1 45.2 Deuda financiera en USD 3,011,212 94.5 3,318,005 97.0 1,495 1,480 Total deuda financiera 3,186,676 100.0 3,419,322 100.0 1,582 1,524

En mayo de 2008 se realizó un abono a capital sobre la deuda local nominada en pesos por un valor de COP 74,000 mm lo que explica la reducción de la deuda denominada en pesos.. El crecimiento de la deuda consolidada en Usd se explica en su totalidad por la devaluación que registró el peso colombiano el año pasado (11.36%). Vale la pena recordar el esquema de coberturas cambiarias del grupo que incluyen: (i) la cobertura natural en TGI que cubre la totalidad de los intereses de su deuda (senior y subordinada), (ii) la cobertura natural en EEB para atender los intereses de un valor equivalente a los Usd 370 mm gracias al crédito subordinado que tiene contratado con TGI; (iii) las coberturas contratadas por EEB para cubrir el pago de los intereses de un valor equivalente a los Usd 130 mm; (iv) la política de EEB de mantener una parte de su caja en dólares y (v) la política que se viene desarrollando para cubrir el principal de TGI con contratos a la fecha por Usd 200 mm.

Cuentas del balance consolidado

Mm COP Variación Mm USD

2007 2008 COP % 2007 2008

Activos corrientes 736,716 883,298 146,582 19.9 365,659 393,698

Activos fijos 1,330,877 1,313,122 -17,755 -1.3 660,564 585,277

Otros activos 7,729,913 7,923,124 193,211 2.5 3,836,642 3,531,449 Total Activos 9,797,506 10,119,544 322,038 3.3 4,862,865 4,510,425 Pasivos corrientes 604,627 265,870 -338,757 -56.0 300,099 118,502 Pasivos de largo plazo 3,062,081 3,637,470 575,389 18.8 1,519,824 1,621,272 Total pasivos 3,666,708 3,903,340 236,632 6.5 1,819,923 1,739,774

Interés minoritario 33,242 18,436 -14,806 -44.5 16,499 8,217

Patrimonio 6,097,556 6,197,768 100,212 1.6 3,026,443 2,762,433

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ANEXO 1: ACLARACIÓN 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. 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. Volver


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ANEXO 2: TÉRMINOS TÉCNICOS Y REGULATORIOS

Banco de la República: Banco central de Colombia; responsable de la política monetaria y

cambiaria del país,

BLN: Billones de los Estados Unidos de América, Factor 109

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,

MLL: Millas,

MW: Megavatio, Unidad de potencia o de trabajo que equivale a un millón de vatios,

PCD: Pies cúbicos día,

Proinversión: Agencia peruana encargada de la promoción de la inversión privada en el Perú,

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 3: ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS 2008


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Índice€¦ · ctm firmó en julio 2008 un contrato con la empresa de generación celepsa para la...

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