Informe a inversionistas 1 Primer trimestre de 2009...inversionistas y prestamistas externos. El 27...

Informe a inversionistas

Primer trimestre de 2009

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Contacto: Juan Felipe González Rivera

Teléfono: (571) 3268000 ext 1546

E mail: [email protected]

Bogotá D.C., junio de 2009 ÍNDICE Aclaraciones. Hechos relevantes. Información de mercado. Desempeño Emgesa. Desempeño EEB transmisión. Desempeño REP y Transmantaro. Desempeño Codensa. Desempeño Gas Natural. Desempeño Financiero EEB. Vínculo al informe trimestral de TGI. Anexo 1: Nota legal. Anexo 2: Términos técnicos y regulatorios. Anexo 3: Estados financieros no auditados. Anexo 4: Estructura del Grupo EEB. 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: − Primer trimestre de 2008: 1,821.6 COP/USD − Primer trimestre de 2009: 2,561.2 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 El comportamiento reciente de los mercados parece indicar que lo peor de la crisis ya pasó y que el

riesgo de una depresión se atenúo para darle paso a un escenario de recesión severa. Desde marzo pasado, los mercados accionarios se recuperaron, la volatilidad se redujo, los mercados de crédito se reactivaron y los precios de algunos bienes básicos registraron notables incrementos. Parece entonces que las economías desarrolladas se encaminan hacia una recuperación, pero no existe consenso de si está se dará a finales de este año o a principios del próximo. En lo que sí coinciden la mayor parte de los análisis, es que el ritmo de recuperación será lento y que pasará algún tiempo antes de que las economías alcancen su nivel de crecimiento potencial.

En su informe de abril de 2009, el FMI revisó a la baja la previsión de crecimiento de la economía colombiana para 2009. La entidad espera que esta año no haya crecimiento en 2009 y que el

http://www.eeb.com.co/?idcategoria=4200



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siguiente la economía local crezca cerca de 1.5%. No son cifras alentadoras, pero en términos relativos son mejores que las de otros países de la región y muestran un buen nivel de resistencia de la economía colombiana a las presiones de los mercados externos.

Después de una caída pronunciada, los precios de algunos de los principales bienes de exportación de Colombia han repuntado de manera muy favorable. Es el caso del crudo y el café que en conjunto representaron cerca del 38% de las exportaciones de Colombia en 2008. El precio del crudo WTI alcanzó un mínimo de Usd 33/bl en febrero pasado y en la actualidad se está cotizando por encima de los Usd 60/bl. La recuperación de los precios del crudo coincide con un aumento de la producción de un 6% en lo corrido del año. Por su parte, la cotización del café aumentó en cerca de un dólar la libra desde enero de 2009 para cotizarse en la actualidad por encima de los usd 2.23/lb. A diferencia del crudo, se espera que la producción colombiana del café caiga este año en un 13%, así que los mayores precios ayudarían a compensar la caída en el volumen exportado.

A principios de mayo el FMI le otorgó a Colombia un crédito “standby” (FCL por sus siglas en Ingles) por un valor de usd 10.5 bln (22% de la deuda externa total). Se trata de recursos que el país podría utilizar en caso de emergencia (una recesión internacional muy prolongada o más severa). Resaltó el FMI la solidez de la economía local y la de sus instituciones, lo que le da al país fortalezas para enfrentar la crisis internacional. Concluye la entidad que es poco probable que Colombia requiera utilizar estos recursos pero su disponibilidad eleva la confianza de los inversionistas y prestamistas externos.

El 27 de marzo de 2009, el BID le otorgó un préstamo a Colombia por usd 1.3 bln para programas de inversión en energía, infraestructura y saneamiento.

La Inversión Extranjera Directa en el primer trimestre de 2009 se redujo en un 9.8% frente al primer trimestre del año anterior. La cifra preliminar de inversión es de usd 2,599 mm frente a los usd 2,882 mm alcanzados en el primer trimestre de 2008. La reducción es muy inferior a la caída de entre 30 y el 40% que el Banco Mundial proyectó para la región en 2009.

En corrido del año, el B.R. ha reducido sus tasas de intervención en cinco ocasiones. Hoy en día la tasa REPO está en 4,5%. El BR considera que es poco probable que realice reducciones adicionales.

A finales de marzo, se oficializó la creación de un fondo para canalizar recursos hacia proyectos de infraestructura en Colombia. Participan en dicho mecanismo el BID, la CAF y Bancoldex y en una primera etapa manejará recursos por Usd 500 mm. Es un instrumento que complementa los esfuerzos del Gobierno para acelerar e incrementar el gasto público y apoyar el aumento de la demanda interna.

Desde mediados de marzo se revirtió la tendencia bajista de los precios de los activos financieros colombianos. La fecha coincide con el momento a partir del cual se recuperaron las bolsas de los Estados Unidos, indicando un mayor apetito a nivel global por activos de mayor riesgo, incluyendo aquellos de algunos mercados emergentes. El aumento de la demanda se debe también a los altos niveles de liquidez de los mercados financieros locales. A finales de abril, el mercado accionario se valorizó en cerca del 19% y el peso ser revalúo en cerca del 2%.

El PIB peruano aumentó 3.1% en enero de este año gracias a la actividad minera y de hidrocarburos. El FMI prevé que la economía peruana crecerá 3.5% en 2009, la mayor tasa de crecimiento de América Latina.



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Los bonos de EEB han tenido un comportamiento alcista en los últimos meses. Después de alcanzar un precio mínimo este año de 86.09, en los últimos días de mayo se cotizaron en cerca de 102. El diferencial entre la rentabilidad de estos bonos y la deuda externa soberana de Colombia también se redujo desde 592 pbs a principios de marzo hasta 275 pbs a finales de mayo.

La demanda de energía eléctrica en Colombia está creciendo a un menor ritmo por la reducción de la actividad industrial. En el primer trimestre de este año la demanda de electricidad creció 1%.

Por su parte, la demanda de gas natural en Colombia cayó más del 8% entre el primer trimestre de 2009 y el mismo período de este año como resultado de menores consumos en los sectores industrial y térmico y labores de mantenimiento en las pantas de algunos grandes clientes. El volumen transportado por TGI se redujo 3.2%, muy por debajo de la caída en la demanda nacional.

Los accionistas de Emgesa realizaron su asamblea ordinaria el pasado 26 de marzo y aprobaron una distribución de dividendos de Cop 253,308 mm. A EEB le corresponden Cop 127,644 mm. Se espera que estos dividendos sean pagados antes de finalizar julio de este año.

El Minambiente otorgó la licencia ambiental al proyecto El Quimbo el pasado 15 de mayo. Emgesa ya inició los procesos de contratación para la construcción del proyecto.

La CREG (Resolución 011 de 2009) publicó la nueva metodología para remunerar la actividad de transmisión en Colombia que entrará en vigencia a partir de julio de este año. La nueva metodología remunera los activos que no fueron adjudicados por el sistema de subasta (que en el caso de EEB representan el 86% de sus ingresos de transmisión). Los cambios fueron importantes e incluyen un incremento en el WACC, nuevos valores para las unidades constructivas (Capex), un nuevo esquema para la definición de los gastos AOM y mayores exigencias para garantizar una mejor calidad en el servicio de transmisión. EEB calcula que el cambio implica un incremento del 2% en sus ingresos regulados.

La demanda de energía en Perú creció 1.1% en el primer trimestre de este año. Es una desaceleración importante cuando se compara con el crecimiento del casi 9% registrado en 2008.

El gobierno peruano anunció la convocatoria para participar en la construcción y operación de dos proyectos de transmisión a 500Kv (Zapallal - Trujillo y Chilca – Marcona). Es una convocatoria competitiva que se adjudicará a quien oferte el menor valor presente neto de los ingresos anuales durante un período de 30 años. Se espera que los proyectos sean adjudicados antes de finalizar este año.

En enero pasado REP suscribió una clausula con el gobierno peruano para ejecutar una nueva ampliación. Se trata de la ampliación de la capacidad de transformación de 5 subestaciones por un valor estimado de Usd 26.7 mm.

REP está negociando con el MINEM la ampliación del segundo circuito Chiclayo- Piura (220 kV) y la repotenciación de algunas subestaciones. Se busca ampliar el alcance del contrato de concesión para incluir estos activos y que se reconozcan los ingresos adicionales. Se estima que estos proyectos tienen un costo de Usd 30 mm.

CTM está negociando la conexión de la central Las Flores de Duke Energy Egenor al sistema de transmisión.

CTM avanzó en una adición a su contrato de concesión para ampliar la capacidad la línea Mantaro – Socabaya (220 kV a 505 MVA). Los dos proyectos anteriores tiene valor estimado de usd 93 mm.



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El 26 de marzo de 2009 Codensa realizó su Asamblea Ordinaria de Accionistas en la que se aprobó distribuir dividendos por Cop 434,788 mm. A EEB le corresponden Cop 226.254 mm. La compañía tiene programado cancelar estos recursos en tres pagos (abril, julio y noviembre).

Codensa realizó en marzo una emisión de bonos por Cop 80,000 millones a 10 años de plazo y tasa de IPC + 5.55%. La compañía busca con esta emisión ampliar el plazo de su deuda.

El 31 de marzo de 2009 Gas Natural S.A realizó su Asamblea Ordinaria de Accionistas en la que se aprobó distribuir dividendos por Cop 250,023 mm. A EEB le corresponden Cop 62,841 mm. La compañía tiene programado cancelar estos recursos en dos pagos (abril, julio).

Entre enero y marzo de 2009 Gas Natural S.A. conectó 21,262 nuevos clientes superando en 1,365 su meta. De esta forma, el total de clientes llega a 1,558,848. Igualmente, el primer trimestre finalizó con un total de 97,978 vehículos funcionando a GNV en la zona de influencia de la compañía, los cuales representan el 34% del total de vehículos que funcionan a gas en el país.

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INFORMACIÓN DE MERCADO

Demanda de electricidad en Colombia 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

Demanda GWh 53,870 13,096 13,209 0.9 Demanda Pico Mw 9,079 8,861 8,568 -3.3 Capacidad Instalada Mw 13,458 13,406 13,458 0.4 Fuente: XM- UPME

El crecimiento de la demanda de energía eléctrica se estancó como consecuencia de la menor actividad del sector industrial. La producción industrial de Colombia en el primer trimestre de 2009 cayó 7.5% con respecto al mismo periodo del año anterior como consecuencia de una fuerte caída en la demanda interna y externa. El sector minero continúa soportando el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del país.

Evolución de la demanda de energía en Perú 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

GWh 29,558.8 7,302.7 7,385.5 1.1 Fuente: COES-SINAC

La demanda de energía en Perú redujo su ritmo de crecimiento. Sin embargo, el atraso histórico en las inversiones de infraestructura, especialmente en transmisión de energía, hace que el país tenga la necesidad de avanzar con los proyectos de expansión anunciados para darle mayor confiabilidad al sistema.

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DESEMPEÑO EMGESA Disponibilidad de su infraestructura

2008 Final (%)

2008 Ene – Mar

(%)

2009 Ene – Mar

(%) Plantas menores (1) 91.6 91.9 94.2 Centrales hídricas (2) 93.3 94.7 84.2 Centrales térmicas 58.2 58.2 73.9 Total 88.1 89.8 82.9 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.

El indicador de disponibilidad de EMGESA se redujo en 6.9 puntos porcentuales como consecuencia de las reparaciones a una unidad de la hidroeléctrica de Betania. Los trabajos de reparación de esta unidad finalizaron el día 6 de abril de este año. De otra parte, culminaron las labores de mantenimiento en las térmicas de Zipa y Cartagena por lo que aumentó la disponibilidad de la centrales térmicas.

Balance eléctrico - GWh

2008 Final

2008 Ene - Mar

2009 Ene - Mar

Var %

Ventas (1)

Contratos 11,169 2,630 2,441 -7.2

Spot 5,199 1,130 1,514 34.0 Total 16,368 3,760 3,955 5.2

Producción 12,915 2,882 3,143 9.1

Compras Contratos 885 226 304 34.5 Spot 2,726 689 544 -21.0 Total 3,611 915 848 -7.3

Fuente: Emgesa

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

Las ventas de energía de la compañía crecen muy por encima del crecimiento de la demanda de energía a nivel nacional. Esto se debe a la mayor disponibilidad de recursos hídricos en el país (un régimen de lluvias abundante) lo que favorece a compañías que como Emgesa que concentran la mayor parte de su capacidad de generación en hidroeléctricas. El abundante régimen de lluvias también le permitió a la compañía reducir las compras de energía y aumentar su producción.

Inversiones 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

Mm COP 70,478 11,121 9,244 -16.9

Mm USD 31.4 6.1 3,6 -40.8 Fuente: Emgesa

La expedición de la licencia ambiental para la construcción de la represa de El Quimbo retrasó el cronograma de inversiones. Como se mencionó, el pasado 15 de mayo el Minambiente le otorgó la



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licencia ambiental al proyecto, lo que le permite a la compañía avanzar en los procesos de contratación. Este retraso no pone riesgo el compromiso de empezar a entregar energía en firme al sistema en 2014.

Indicadores financieros seleccionados Mm COP Mm COP Mm USD 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

2008 Ene – Mar

2009 Ene - Mar

Ingresos operacionales 1,510,712 350,672 470.497 34% 192.5 183,7 Costo de ventas (699,034) (164,509) (202.102) 23% (90.3) (78,9) Gastos administrativos (21,760) (4,887) (5.757) 24% 2.7 (2,2) Utilidad operacional 789,918 181,276 262.637 45% 99.5 102,6 Utilidad neta 454,310 105,007 153.137 46% 57.6 59,8 Ebitda (1) 924,910 212,681 300.987 41% 116.8 117,2 Dividendos decretados a EEB (2) 247,498 78,446 133.164 70% 43.1 52,0 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 - - Distribución de reservas a EEB 111,503 0 0 0 - - Deuda neta (3) / Ebitda 1.3 N.D N.D N.D N.D N.D Ebitda / Intereses 5.30 N.D N.D N.D N.D N.D Deuda financiera neta 1,162,509 1,470,765 1.158.888 -21% 807.4 452,5 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) Incluye reservas distribuidas. (3) 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.

El crecimiento en el Ebitda de la compañía es consecuencia de un mayor volumen de ventas y un incremento en el precio promedio de venta de energía en la bolsa. Los costos operacionales de la compañía crecen como resultado del incremento en el volumen de ventas, sin embargo su tasa de crecimiento es menor a la de los ingresos gracias a que la compañía aumentó la generación de energía y redujo su nivel de compras. La compañía no distribuyó la totalidad de la utilidad neta de 2008 pues espera realizar una reducción de capital este año. La empresa redujo su endeudamiento neto gracias a la mayor generación de caja.

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DESEMPEÑO EEB TRANSMISIÓN

Indicadores operativos

Final 2008

2008 Ene - Mar

2009 Ene – Mar

Var %

Disponibilidad infraestructura (1) 99.93% 99.98 99.93% -0.05 Compensación por indisponibilidad (2) 0.0028% 0.006 0.0008% -85.9 Cumplimiento programa mantenimiento (3) 100% 100% 100% - Participación en la actividad de transmisión en Colombia (4) 7.87% 8.2% 7.85% -4.1

Fuente: 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.



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El indicador de disponibilidad estuvo en niveles superiores a los exigidos por la regulación (99.70%) y a las metas internas de la compañía (99.90%). Los bajo niveles del indicador de indisponibilidad y el cumplimiento del 100% del programa de mantenimiento muestran la excelente gestión operativa de la compañía.

Inversiones Final

2008 2008

Ene – Mar 2009

Ene – Mar Var %

Mm COP 5,772.7 502.8 785.4 56% Mm USD 2.6 0.3 0.3 - Fuente: EEB

Durante el primer trimestre, se realizaron inversiones en obras de estabilización geotécnica para sitios de torres de transmisión, mejoramiento de distancias de seguridad, gestión ambiental y las actividades de preparación para presentar ofertas a las licitaciones públicas que abrirá la UPME en los próximos meses en el marco del Plan de Expansión de Transmisión.

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DESEMPEÑO REP Y TRANSMANTARO

REP -Indicadores financieros seleccionados Mm USD Mm USD 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

Ingresos operacionales 77.13 20.1 18.0 -10.5% Costo de ventas (32.79) (7.44) (7.9) 6.7% Utilidad operacional 34.45 10.7 8.7 -18.7% Utilidad neta 18.19 5.2 4.8 -7.7% Ebitda (1) 49.28 14.2 12.7 -10.6% Dividendos decretados a EEB (2) 0 0 0 0 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 Deuda neta (3) / Ebitda 3.27 N.D. N.D N.D Ebitda / Intereses 5.94 10.58 6.32 -40.3% Deuda financiera neta 77.13 149.4 154.3 3.3% Fuente: REP (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) Incluye reservas distribuidas. (3) 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.

Tanto los ingresos operacionales como el Ebitda de la compañía se redujeron como consecuencia de la devaluación del sol peruano. Si bien los ingresos de la concesión están dolarizados, estos se pagan en soles a una tasa de cambio definida en el mes de marzo de cada año. El último cálculo de los ingresos de la concesión se realizó en marzo de 2008 momento en el cual el sol estaba en un nivel alto (cerca de 2.7 soles por dólar). Para diciembre el valor del dólar era de cerca de 3.15 soles. Es importante tener en cuenta que los desfases entre los ingresos en dólares realmente percibidos y los definidos en la concesión se ajustan anualmente (marzo) fijando una mayor o menor remuneración en soles.



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La compañía no distribuyó dividendos pues está acumulando y usando caja para financiar parte de los proyectos de ampliación de su concesión.

Transmantaro - Indicadores financieros seleccionados Mm USD Mm USD

2008 Final

2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

Ingresos operacionales 27.96 7.4 6.8 -8% Costo de ventas (7.99) (2.1) (2.0) -7% Utilidad operacional 19.28 5.2 4.7 -11% Utilidad neta 9.74 3.4 2.6 -31% Ebitda (1) 24.71 6.6 6.0 -9% Dividendos decretados a EEB (2) 0 0 0 0 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda 2.23 N.D. N.D. N.D. Ebitda / Intereses 5.46 5.3 5.0 -8% Deuda financiera neta 27.96 57 35.6 -55% 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) Incluye reservas distribuidas. (3) 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.

Al igual que en REP, los ingresos y el EBITDA de la concesión de CTM se redujeron como consecuencia de la devaluación del sol peruano. La compañía está usando caja para financiar parte de sus proyectos de expansión y esta es la razón por la cual no distribuyó dividendos.

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DESEMPEÑO CODENSA

Crecimiento de la demanda de Codensa vrs. Nacional

2008 Final

2008 Ene - Mar

2009 Ene - Mar

Var %

Codensa GWh 12,861 3,120 3,144 0.8 Nacional GWh 53,895 13,074 13,209 1.0 Fuente: Codensa; XM

En períodos recientes, la demanda de Codensa crecía por encima de la demanda nacional. En el primer trimestre de este año, la demanda de la compañía tuvo un crecimiento similar al de la demanda nacional. La razón es que la región que atiende Codensa concentra una buena parte de la actividad industrial del país y, como ya se mencionó, en el primer trimestre de este año la producción industrial registró una fuerte caída.



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Calidad de la cartera - Cop mm 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

Cartera vencida (1) 164,472 104,419 167,876 60.8 Promedio Mensual de Facturación (2) 200,579 176,459 209,113 18.2 Índice de Morosidad (3) 82.0% 59.2% 80.3% 15.6 Fuente: Codensa (1) Es la cartera con una morosidad superior a los 30 días.

(2) Promedio facturación mensual: Promedio mensual de la facturación de los últimos 12 meses (3) Índice de morosidad: (1)/(2)

La cartera vencida creció en forma importante por las siguientes razones: (i) un deterioro general de la calidad de los créditos de consumo en el país como consecuencia de la desaceleración de la actividad económica y el aumento del desempleo, (ii) la decisión de la compañía de clasificar como cartera morosa, la cartera de la línea de Codensa Hogar con más de 30 días de vencida (antes solo se clasificaba como vencida la mayor a 90 días) y, (iii) un cambio en el sistema de facturación implementado en septiembre del año pasado que dificultó la gestión de recaudo de la cartera vencida. Frente a este deterioro la compañía adoptó las siguientes medidas: (i) provisionar la cartera vencida de la línea de Codensa Hogar, (ii) reducir drásticamente la colocación de nuevos créditos y (iii) acelerar la implementación del nuevo sistema de facturación y reforzar la gestión de recaudo de cartera. Como se observa en la tabla, las medidas implementadas ya muestran un efecto positivo sobre el índice de morosidad que cayó entre diciembre del año pasado y marzo de este año.

Inversiones

2008 Final

2008 Ene - Mar

2009 Ene - Mar.

Var %

Mm COP 272,135 32,150 36,192 12.6 Mm USD 121.3 17.6 14.1 -19.9 Fuente: Codensa

La inversión más importante que tiene presupuestada la compañía este año son las obras necesarias para garantizar el suministro de energía al nuevo aeropuerto de Bogotá.


Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

2008 Ene - Mar

2009 Ene - Mar

Ingresos operacionales 2,537,338 582,970 675,968 16.0 320.03 263.93 Costo de ventas (1,717,038) (401,848) (474,973) 18.2 (220.60) (185.45) Gastos administrativos (96,062) (19,651) (19,017) -3.2 10.79 7.43 Utilidad operacional 724,238 161,470 181,978 12.7 88.64 71.05 Utilidad neta 434,789 97,730 115,332 18.0 53.65 45.03 Ebitda (1) 999,838 226,706 249,042 9.9 124.45 97.24 Dividendos decretados a EEB (2) 196,753 196,753 226,254 15.0 108.01 88.34 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 - Deuda neta (2) / Ebitda 1.34 N.D. N.D. N.D. N.D. ND Ebitda / Intereses 8.69 N.D. N.D. N.D. N.D. ND Deuda financiera neta 1,642,854 1,059,663 1,162,447 9.7 581.7 453.87



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

intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período. (2) Incluye reservas distribuidas. (3) Es el resultado de la deuda vigente al final del período de análisis menos la caja y las inversiones temporales en el mismo momento.

El costo de ventas crece a un mayor ritmo en comparación con los ingresos operacionales porque en febrero de este año se presentó un aumento significativo en el costo de la energía comprada (21%). Ese incremento en el costo de la energía no se traslada en forma automática al consumidor final pues las tarifas se definen con base en el costo de generación del mes anterior. El Ebitda crece a un menor ritmo en comparación con la utilidad operacional porque en el primer trimestre de 2008 se realizó una provisión relacionada con la línea de Codensa Hogar.

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DESEMPEÑO GAS NATURAL

Número de clientes por tipo 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

Residencial 1,506,487 1,442,628 1,526,598 5.8% Comercial- Industrial 31,706 29,585 32,250 9.0% Total Clientes 1,538,193 1,472,213 1,558,848 5.9% Fuente: Gas Natural SA ESP

Volumen de ventas por tipo de cliente – Mmpcd 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

Residencial 37.7 36.0 36.0 0.0% Comercial- Industrial 74.8 66.6 64.5 -3.2% GNV 23.8 20.9 22.8 9.1% Total 136.2 123.6 123.3 -0.2% Fuente: Gas Natural SA ESP. Conversión a pcd por EEB

El comportamiento del segmento industrial condujo a una reducción del volumen de ventas de la compañía. Sin embargo, el impulso en el mercado del GNV continúa y en el primer trimestre de 2009 se convirtieron 2,189 vehículos, alcanzando un total de vehículos de 97.978 convertidos en la zona de influencia de gas natural.

Inversiones 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

Mm COP 43,557 2,167 2,973 37.25 Mm USD 19.41 1.2 1.16 -3.3 Fuente: Gas Natural SA ESP

Durante el 2009 se han venido realizando inversiones en redes de media presión del mercado domestico y comercial. Sin embargo, se registra una menor ejecución en inversiones de nuevas estaciones de gas natural vehicular.



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Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

2008 Ene - Mar

2009 Ene - Mar

Ingresos operacionales 942,773 200,041 268.095 34,0 109.8 104,7 Costo de ventas 577,828 (112,267) (163,214) 45,4 (61.6) (63,7) Gastos administrativos 89,242 21,417 23,891 11,6 11.8 9,3 Utilidad operacional 280,703 66,357 80,990 22,1 36.4 31,6 Utilidad neta 250,023 57,205 66,326 15,9 31.4 25,9 Ebitda (1) 313,253 75,296 88,968 19,1 41.3 34,7 Dividendos decretados a EEB (2) 48,098 48,098 62,841 30,7 26.4 24,5 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda 0.15 0,05 0,27 -81,2 N.D. N.D. Ebitda / Intereses 24.53 23,24 31,22 -25,6 N.D. N.D. Deuda financiera neta 48,250 19,973 4,464 -77,6 10,9 1,7 Fuente: Gas Natural SA ESP (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) Incluye reservas distribuidas.

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

A pesar de la caída en el volumen de ventas, los ingresos operacionales crecen como consecuencia de un aumento en el precio del gas. Tanto el precio de compra del gas como el del servicio de transporte están indexados al dólar y en el primer trimestre de este año hubo una devaluación importante del dólar.

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DESEMPEÑO FINANCIERO EEB

Estado de resultados consolidado Mm COP Mm COP Mm USD 2008

Final 2008

Ene - Mar 2009

Ene - Mar Var %

2008 Ene - Mar

2009 Ene - Mar

Ingresos Operacionales (1) 591,291 136,829 245,255 79,24 75,115 95,757

Transmisión y distribución de elect. 91,152 21,827 94,735 334,03 11,982 36,988

Transporte de gas natural 500,139 115,002 150,520 30,88 63,132 58,769

Costo de ventas (2) 203,627 46,240 116,823 152,65 25,384 45,613

Transmisión y distribución de elect. 40,092 9,417 63,643 575,83 5,170 24,849

Transporte de gas natural 163,535 36,823 53,180 44,42 20,215 20,764

Utilidad bruta 387,664 90,589 128,432 41,77 49,730 50,145

Dividendos decretados e intereses (3) 527,068 340,455 538,349 58,13 186,899 210,193

Diferencia en cambio neta (4) -277,483 260,619 -403,710 -254,90 143,071 -157,625

Otros ingresos (5) 27,937 6,004 3,310 -44,88 3,296 1,292

Gastos administrativos 116,893 24,730 21,937 -11,29 13,576 8,565

Gastos financieros 288,404 64,133 90,584 41,24 35,207 35,368

Otros gastos 2,931 1,373 1,420 3,39 754 554

Utilidad antes de impuestos e interés minoritario

256,958 607,431 152,439 -74,90 333,460 59,518

Interés minoritario (6) 3,769 5,260 1,212 -76,95 2,888 473

Impuesto de renta -41,612 19,686 13,315 -32,37 10,807 5,199



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Utilidad neta 219,115 582,485 137,912 -76,32 319,766 53,846

(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 del 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 e intereses por inversiones temporales y los patrimonios autónomos de pensiones. (4) Se refiere a la pérdida o ganancia neta por efecto de la variación de 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 consolidadas por EEB.

Las variaciones en los ingresos y costos operacionales de la actividad de transmisión y distribución de electricidad se explican porque a partir del primer trimestre de este año EEB está consolidando los resultados de Decsa, compañía que a su vez controla a la Empresa de Energía de Cundinamarca (EEC). EEB y Codensa, a través de Decsa, adquirieron el 82% de EEC en marzo de este año. El incremento en los ingresos operacionales en la actividad de transporte de gas natural se explica, principalmente, por el impacto de la devaluación del peso. Parte de la tarifa de transporte de gas está indexada al dólar y desde finales del año pasado el peso colombiano se devaluó fuertemente. Por su parte, el incremento de los costos de operación y mantenimiento de la actividad de transporte de gas natural se explica, principalmente, porque este año se realizaron provisiones relacionadas con el consumo de gas de las estaciones compresoras de TGI y otras provisiones relacionadas con otros contratos de prestación de servicios (OBAS) por un valor cercano a los Cop 7,000 mm. El año pasado no se hicieron estas provisiones y las facturas respectivas llegaron después del cierre del primer trimestre.

El crecimiento de los dividendos e intereses durante el período de análisis se explica por: (i) una menor distribución de dividendos por parte de Emgesa en el primer trimestre de 2008 que finalmente fueron decretados en el tercer trimestre de ese año y, (ii) el efecto positivo de la valoración de las coberturas contratadas por EEB y TGI y que mitigaron el impacto contable negativo de la devaluación del peso. El saldo negativo en la cuenta diferencia en cambio se explica por el impacto de la devaluación sobre los pasivos denominados en moneda extranjera, particularmente los de TGI. Este es un efecto contable que no compromete la generación de caja de las compañías. Para reducir este impacto, se viene desarrollando una estrategia que incluye: (i) un contrato de cobertura de TGI por Usd 200 mm que busca reducir el riesgo cambiario del pago del principal de los bonos emitidos por esta compañía. La valoración periódica de este contrato tiene un efecto contable positivo o negativo sobre el estado de resultados de TGI y, (ii) una política que busca mantener un nivel de inversiones temporales en dólares y que complementa las inversiones permanentes de EEB en el exterior (REP y Transmantaro).



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El incremento de los gastos financieros refleja tanto la revaluación del peso que se registró durante el primer trimestre de 2008 y que redujo el valor en pesos de los intereses de la deuda, como la devaluación que se registró a partir del segundo semestre del año pasado.

Indicadores financieros

Mm Cop Mm USD 2008

Mar 2009 Mar

Var %

2008 Mar

2009 Mar

Ebitda consolidado últimos 12 meses (1) 1,080,268 1,159,108 7.3 540.3 452.6 Ebitda consolidado y ajustado últimos 12 meses (2) 1,080,268 1,159,108 7.3 540.3 452.6 Margen Ebitda consolidado (%) (3) 88.1 86.9 -1.4 86.9 Deuda neta consolidada (4) / Ebitda consolidado (1) OM: < 4.5

2.15 2.74 2.15 2.74

Ebitda consolidado (1) / Intereses consolidados (5) OM: > 2.25

5.44 5.34 5.44 5.34

(1) Son los ingresos consolidados de EEB 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 de los últimos doce meses. (2) Es el Ebitda consolidado más las reducciones de capital de las compañías participadas.

(3) Resulta de dividir el Ebitda consolidado entre los ingresos operacionales adicionados por los dividendos y los ingresos de intereses (sin incluir los intereses recibidos por las inversiones de los patrimonios autónomos pensiónales) de los últimos doce meses.

(4) Es la deuda consolidada menos la caja libre.

(5) Son los gastos financieros consolidados de los últimos doce meses.

El incremento en el Ebitda en el primer trimestre de este año es consecuencia de un mejor comportamiento en la actividad operacional de EEB y de los ingresos relacionados con los dividendos que la compañía recibe de sus participadas. En relación con los dividendos, vale anotar que en el tercer trimestre de 2008 Emgesa decreto dividendos. Por esta razón, el cálculo del Ebitda a marzo de 2009 incorpora los dividendos decretados por esta compañía en el tercer trimestre de 2008 y en el primer trimestre de este año (Cop 133,164 mm). También es importante tener en cuenta que este año la compañía no distribuyó una buena parte de las utilidades obtenidas durante el 2008 pues espera concretar un proceso de reducción de capital. A pesar de lo anterior, los indicadores de apalancamiento y cobertura de intereses presentan un deterioro explicado por el incremento en el valor de la deuda neta y de sus intereses por la depreciación del peso colombiano. Este deterioro habría sido mayor de no mediar la estrategia de coberturas que viene adelantando la compañía y cuyos componentes son una cobertura natural derivada del crédito intercompañía en dólares contratado con TGI y la política de mantener inversiones temporales en dólares. Adicionalmente, la compañía suscribió en noviembre del año pasado un contrato de intercambio de cupones por un nocional de usd 133 mm gracias al cual EEB pagará una tasa de interés en pesos y la contraparte (un banco internacional) pagará los intereses equivalentes en dólares. Este contrato tiene vigencia hasta el 2014 y el primer pago de intereses afectado por él será en abril de este año.



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Estructura de la deuda consolidada.

2008 Final

Cop Mm

2008 Mar

Cop Mm

Part. %

2009 Mar

Cop Mm

Part. %

2008 Mar

Mm USD

2009 Mar

Mm USD Deuda financiera en COP (1) 101,318 115,197 4.1 101,296 2.6 62 40 Deuda financiera en USD (1) 3,318,005 2,715,789 95.9 3,741,279 97.4 1,491 1,461 Total deuda financiera 3,419,322 2,830,985 100.0 3,842,574 100.0 1,554 1,501 (1) Incluye los intereses causados.

La deuda denominada en COP se redujo gracias a la cancelación y prepago parcial de créditos suscritos con la banca local. El aumento en la deuda en moneda extranjera se debe única y exclusivamente a la depreciación del peso colombiano. Sin embargo, al analizar los saldos en dólares, se observa una reducción efectiva del saldo de la deuda en moneda extranjera de cerca de US$30 mm.

Cuentas del balance consolidado Mm COP Mm COP Mm USD 2008

Final 2008

Mar 2009 Mar

Var. %

2008 Mar

2009 Mar

Activos corrientes 883,298 944,135 1,355,766 43.60 518.3 529.3

Activos fijos 1,313,122 1,323,401 1,369,127 3.46 726.5 534.6

Otros activos 7,923,124 7,802,690 8,133,744 4.24 4,283.5 3.175.7

Total Activos 10,119,544 10,070,226 10,858,637 7.83 5,528.2 4.239.7

Pasivos corrientes 265,870 787,966 628,889 -20.19 432.6 245.5

Pasivos de largo plazo 3,637,470 2,776,604 4,099,411 47.64 1,524.3 1.600.6

Total pasivos 3,903,340 3,564,570 4,728,300 32.65 1,956.8 1.846.1

Interés minoritario 18,436 36,393 217,360 497.26 20.0 84.9

Patrimonio 6,197,768 6,469,263 5,912,976 -8.60 3,551.4 2.308.7

Fuente: EEB

La variación del activo corriente refleja el aumento en las inversiones temporales (Cop 188.598 mm), los dividendos por cobrar a las compañías participadas (Cop 121.000 mm) y el aumento de las cuentas por cobrar operacionales (Cop 56.632). El pasivo a corto plazo disminuye principalmente por el pago del crédito al ABN (hoy Scotland bank) (Usd 100 millones). Los pasivos a largo plazo aumentan por el crédito suscrito con la Corporación Andina del Fomento –CAF- por usd 100 millones. La reducción en el patrimonio obedece a la distribución de reservas decretada por la Asamblea General de Accionistas en marzo de este año las cuales ascendieron a Cop 35.892 mm; igualmente se distribuyeron utilidades de ejercicios anteriores por Cop 67.466 mm.

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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. 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.

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Anexo 2: Términos técnicos y regulatorios BR: 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 CAF: Corporación Andina de Fomento. CFD: Pies cúbicos día. COP: Pesos colombianos. 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. CTM: Consorcio Transmantaro. DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística. Entidad responsable de la planeación,

consecución, procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia. GWh: Giga vatios hora; unidad de energía que equivale a 1.000.000 kwh. GNV: Gas natural vehicular. IPC: Índice de precios al consumidor de Colombia. KM: Kilómetros. KWH: Unidad de energía. Equivale a la energía desarrollada por una potencia de un kilovatio (kW)

durante una hora. MEM: Mercado de Energía Mayorista de Colombia. MM: Millones. ML: Millas. MW: Megavatio. Unidad de potencia o trabajo que equivale a un millón de vatios. O&M: Operación y mantenimiento. PBS: Puntos básicos. Centésima parte de un punto porcentual. Proinversión: Agencia peruana encargada de la promoción de la inversión privada en el Perú. RSE: Responsabilidad social empresarial. 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. SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Entidad estatal encargada de ejercer el

control, la inspección y la vigilancia de las entidades prestadoras de servicios públicos domiciliarios. 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



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Anexo 4: Estructura Grupo EEB

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Informe a inversionistas 1 Primer trimestre de 2009...inversionistas y prestamistas externos. El 27...

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