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Informe para inversionistas

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Contacto: Juan Felipe González Rivera Teléfono: 571 3268000 ext 1546 E mail: [email protected]

Bogotá D.C., Junio de 2011

Índice

Resumen ejecutivo y hechos relevantes

Desempeño compañías con control.

EEB Transmisión.

TGI.

DECSA – EEC.

Desempeño compañías sin control.

Emgesa.

Codensa.

Gas natural.

REP y CTM.

Desempeño financiero de EEB.

Anexo 1: Nota legal y aclaraciones.

Anexo 2: Estados financieros consolidados de EEB.

Anexo 3: Panorámica de EEB.

Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios.

Anexo 5: Desagregación del EBITDA consolidado de los UDM.

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

Resumen ejecutivo y hechos relevantes.

Tabla No 1 - Panorámica de los sectores eléctricos Colombia Perú Guatemala Capacidad instalada - MW 13,496 7,158 2,067 Demanda en el 1T 11 - GWh 13,827 8,603 2,043 * Variación demanda 1T 11 / 1T 10 - % -0.4 10 3.65 * Explicación variación demanda 10/09 La transición del fenómeno

de El Niño - 2010 - a La Niña - 2011 – impactó la demanda regulada: menor refrigeración y aire acondicionado.

Mantenimiento en Cerromatoso impactó el comportamiento del mercado no regulado

La economía continúa creciendo a tasas superiores al 9%.

Crecimiento orgánico

Fuentes: XM, UPME, COES – Perú, AMILLONES – Guatemala *Cifras a febrero de 2011


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Tabla No 2 - Panorámica de los sectores de gas natural Colombia Perú Reservas probadas y probables - TPC 7.6 15.9 Demanda interna al 1T 11 - millones pcd 849 245 Variación demanda 1T 11 / 1T 10 - % -18 20 Explicación variación demanda 10/09 Menor demanda del sector

térmico por disipación del fenómeno de El Niño.

Fuerte crecimiento de la demanda industrial y vehicular.

Strong demand growth form industrial and vehicular sectors

Fuentes: UPME, CON, MEM, Osinergim

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

Proyecto / Cía.

País Sector Inversión Usd

Millones

Estado En operación:

Guajira - TGI Colombia Transporte de gas natural 195 En operación En operación desde el 3T 10 Cusiana I - TGI Colombia Transporte de gas natural 171 En operación En operación desde el 1T 11

Cusiana II - TGI Colombia Transporte de gas natural 199 En construcción 4T 11 ICA Perú - ConTUgas Perú Transporte y distribución

de gas natural 280 En construcción 3T 13

Guatemala - Trecsa Guatemala Transmisión de electricidad

373 En construcción 4T 13

Reactores – EEB Colombia Transmisión de electricidad

7 En construcción 1T 12

Tabla No 5 - Indicadores financieros consolidados de EEB COP Millones 1T 11 1T 10 F 10 Ingresos operacionales 334,703 228,829 932,435 Utilidad operacional 129,480 97,486 268,288

EBITDA consolidado 1,220,081 1,101,385 1,601,354

Dividendos y reservas decretados a EEB 179,459 595,433 1,092,944

Utilidad neta 224,397 739,779 995,706

Dividendos y reservas decretados por EEB 0 291,537 1,059,205

Utilidad neta 224,397 739,779 995,706

Ultima calificación deuda internacional

S&P - 01 06 10: BB estable Fitch - 24 01 11: BB estable

El incremento en la Utilidad operacional es consecuencia, principalmente, de: (•) la consolidación de los resultados de

Calidda, compañía dedicada a la distribución de gas natural en Lima-Perú, en la que EEB adquirió recientemente un

66% de participación y, (•) los ingresos adicionales derivados de la puesta en operación de las ampliaciones al sistema

de transporte de TGI -Guajira y Cusiana Fase I-.

Por su parte, la Utilidad neta se redujo principalmente como consecuencia de un menor valor de dividendos decretados

por Emgesa, Codensa y Gas Natural. Estas tres compañías decretaron dividendos a finales de 2010 con base en cortes

anticipados de sus estados financieros. Las dos primeras lo hicieron en octubre con base en estados financieros de

enero a septiembre. Gas Natural, por su parte, los decretó en diciembre con base en un corte anticipado de enero a

octubre. Por lo anterior, estas tres compañías decretaron dividendos en 2011 con base en los resultados de los últimos

meses de 2010.

EEB en noviembre 2010 también decretó dividendos con base en un corte anticipado de sus estados financieros a

octubre. Esta es la razón por la que en el primer trimestre de 2011 la compañía no decretó dividendos. El valor de los

dividendos decretados en noviembre de 2010 fue de COP 704,349 millones y se pagarán en 2011 de la siguiente

manera: 35% en abril, 35% en agosto y 30% en noviembre.

La Asamblea de Accionistas de EEB, decidió en marzo de 2011, reducir el valor nominal de la acción de la compañía –

“split” – dividiendo por 100 su valor nominal. Con la decisión, el valor nominal de la acción pasará de 5,360 a 53.6 pesos

por acción. La compañía informará con la debida anticipación al mercado, la fecha en la que se protocolizará la reforma

estatutaria que formaliza la decisión de la Asamblea.


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EEB avanza en la ejecución de su plan de negocios que tiene un valor aprox. de Usd 1,225 millones y que debería estar

ejecutado antes de finalizar el 2013. El plan incluye: (•) la ampliación de dos sistemas de transporte de propiedad de TGI

cuya inversión se estima en USD 565 millones. Parte de estas ampliaciones ya están en operación – Guajira y Cusiana

Fase I y empezaron a impactar positivamente los ingresos operacionales de esta compañía; (•) La construcción de un

sistema de transporte y distribución de gas natural en la región de ICA – Perú a cargo de ConTUgas cuyo valor se

estima en USD 280 millones; (•) La construcción de un proyecto de transmisión de electricidad en Guatemala a cargo de

la compañía TRECSA y que tiene un valor estimado de USD 373 millones; (•) La construcción y operación de tres

reactores para subestaciones localizadas en el sur de Colombia, proyecto con un valor aproximado de Usd 7 millones y;

(•) La operación y la ejecución del plan de negocios de la compañía Calidda, compañía dedicada a la distribución de gas

natural en Lima y Callao.

La Vicepresidencia de Transmisión avanza, conforme a lo planeado, en la construcción del proyecto de reactores en el

sur de Colombia con la definición de los diseños y las adquisiciones de los equipos. De otra parte, se prepara para

participar en varias convocatorias de la UPME para construir y operar activos de transmisión en Colombia.

El 17 de mayo de 2011 EEB publicó un aviso de Oferta Pública para adquirir las participaciones minoritarias de TGI. La

oferta es una obligación de acuerdo con las normas que regulan el mercado de valores de Colombia, y aplica cuando

una compañía desea retirar sus acciones del mercado público. Como se recordará, la Asamblea de Accionistas tomó

esta última decisión en febrero de 2011. Se ofrecerá comprar 1,333,309 acciones que equivalen al 1.17%% del total de

las acciones en circulación. El precio de la oferta es de COP 20,119 por acción, valor que resultada de una valoración

realizada por una banca de inversión independiente. La oferta estará abierta entre el 25 de mayo y el 08 de junio de

2011.

En relación con el proyecto de TRECAS –transmisión Guatemala-, en el mes de enero se pagaron anticipos para el

suministro de los cables de las líneas de transmisión. También se firmó una orden de compra para el suministro de los

equipos de algunas subestaciones. Adicionalmente, ya está realizando el proceso de nacionalización del primer

embarque de las estructuras metálicas para las torres de transmisión.

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

Proyecto Empresa Sector se ha aprobado País Inversión

usd millones En

operación Quimbo Emgesa Generación electricidad Colombia 837 14 Subestaciones - 3 Codensa Distribución electricidad Colombia 68 11 Ampliaciones a la concesión - 4 REP Transmisión electricidad Perú 72 11 Ampliaciones a la concesión y nuevas concesiones - 14

CTM Transmisión electricidad Perú 748 11 - 13

Tabla No 6 - Indicadores financieros inversiones sin control - 1T 10 COP Millones Usd millones

Emgesa Codensa Gas Natural REP CTM

Ingresos operacionales 449,937 702,253 252,124 23.4 7.9 Utilidad operacional 268,983 176,753 76,274 8.4 4.6 EBITDA UDM 305.162 241,103 84,926 15.7 6.6 Utilidad neta 160,550 105,471 59.601 4.6 4.0 Dividendos y reservas decretados a EEB 80,537 69,214 0 0 0 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 0

El 24 de marzo de 2011, la Asamblea de Accionistas de Emgesa decretó la distribución de utilidades por un valor COP

155,324 millones correspondientes al período octubre – diciembre de 2010. Es importante recordar que en octubre de

2010, la compañía había decretado utilidades con base en el período enero – septiembre de dicho año.

El 24 de marzo de 2011 la Asamblea de Accionistas de Codensa decretó la distribución de utilidades por un valor de

COP 133,502 millones correspondientes al período octubre – diciembre de 2010. Es importante recordar que en octubre

de 2010, la compañía había decretado utilidades con base en el período enero – septiembre de dicho año.


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CTM fue adjudicataria de una nueva concesión. Se trata de la línea Trujillo – Chiclayo en 220 kV, la cual tiene una

longitud de 304 kms y requiere inversiones por aprox. USD 153.4 millones.

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Desempeño compañías con control

Tabla No 7 - Indicadores Transmisión EEB Al 1T 11

Al 1T 10

Var % F 10

Disponibilidad de la infraestructura - % (1) 99.9 99.9 0 99.9

Compensación por indisponibilidad - % (2) 0 0 0 0.0012

Cumplimiento programa mantenimiento - % (3) 100 100 0 100

Participación en la actividad de transmisión en Colombia - % (4) 8.0 7.9 .08 7.9

Inversiones - Millones COP 417.2 946.3 66 4,994

Pies de página en anexo 6

Los indicadores de gestión de la Vicepresidencia de Transmisión muestran niveles adecuados y superiores a los

exigidos por la regulación. El indicador de disponibilidad de la infraestructura comienza a mostrar una recuperación tras

los eventos menores ocurridos en algunas subestaciones el año anterior.

Tabla No 8 - Indicadores seleccionados de TGI Al 1T 11

Al 1T 10

Var % F 10

Ingresos operacionales - COP Millones 156,339 129,032 21.2 559,414 Utilidad operacional - COP Millones 95,439 76,461 24.8 194,564 Ebitda UDM - COP Millones 446,750 407,670 9.6 422,699 Utilidad neta - COP Millones 60,433 145,505 -58.5 69,831 Volumen transportado – Millones pcd 437 423 3.2 422 Capacidad contratada en firme - Millonespcd 529 423 25.1 485 Calificación crediticia internacional

S&P - Jun 10: BB; estable Fitch - Ene 11: BB; estable

El ingreso en operación de las ampliaciones de Guajira – dic de 2011- y Cusiana Fase I – ene de 2011- impactaron

positivamente los resultados financieros de la compañía en el primer trimestre de 2011. Con el ingreso en operación de

de estos dos proyectos se avanzó en forma decidida en la ejecución de la estrategia de ampliación del sistema de

transporte de TGI cuyo objetivo es ampliar en cerca de un 56%, la capacidad de transporte existente. Solo resta la

terminación del proyecto Cusiana fase II, que debería entrar en operación antes de finalizar el 2011.

La utilidad neta de la compañía se redujo en un 58.5%, fundamentalmente por los menores ingresos por diferencia en

cambio.


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Tabla No 9 - Indicadores seleccionados EEC - Controlada por DECSA

Al 1T 11

Al 1T 10

Var % F 10

No de clientes 239,769 235,840 1.7 239,077 Ingresos operacionales - COP Millones 63,332 70,130 -9.7 279,310 Utilidad operacional - COP Millones 11,778 6,123 92.4 33,790 EBITDA UDM - COP millones 13,524 8,677 55.9 43,901 Utilidad neta - COP Millones 5,408 3,944 37.1 43,723 Pérdidas - % 13.8 15.0 -8.1 13,27

EEC continúa mostrando un buen desempeño en la mayoría de sus indicadores. El crecimiento en la Utilidad operacional

y del EBITDA es consecuencia de la optimización en los costos y gastos de la compañía.

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Desempeño compañías sin control

Tabla No 10 - Panorámica de Emgesa

Capacidad instalada 1T 11 - MW 2,866 Composición 10 Hidros y 2 térmicas

Generación al 1T 11- Gwh 2,743 Ventas al 1T 11 - Gwh 3,631 Ingresos operacionales F 10 - COP Millones 449,937 EBITDA UDM al 1T 11 - COP Millones 305.162 Control Endesa de España Participación de EEB 51.5% - 37.4% ordinarias; 14.1% preferenciales sin derecho a voto-

2.434

1.197

3.631

2.675

658

3.333

Contratos Spot Total

Ventas GWh1T 11 1T 10

8.9%

81.9%

-9%

2.743

136

782

2.260

87

1.017

Producción Compras Contratos Compras Spot

Oferta de energía - GWh1T 11 1T 1021.4%

56.3%

-23.1%

La mayor disponibilidad de recursos hídricos, por la disipación del fenómeno de El Niño, tuvo un impacto positivo sobre

la producción y las ventas de la compañía. Se observan mayores ventas en el mercado spot, aprovechando el

comportamiento favorable de precios.

Tabla No 11 – Inversiones

Al 1T 11 Al 1T 10 Var % F 10 Millones COP 35,807 4,099 773% 117,395 Millones USD 19.1 2.1 809% 59.0

El crecimiento de las inversiones refleja el inicio de la construcción del proyecto El Quimbo.


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

Al 1T 11 Al 1T 10 Var % F 10 Al 1T 11 Al 1T 10 Ingresos operacionales 449,937 458,779 -1,9 1,886,779 239.4 237.9 Costo de ventas -173,199 -287,579 -39,8 -894,261 92.3 -149.1 Gastos administrativos -7,755 -4,681 34,8 -21,790 -3.3 -2.4 Utilidad operacional 268,983 167,697 63,1 970,728 145,6 86.3 EBITDA UDM (1) 305.162 206,438 47,8 1,109,312 162,3 107.0 Utilidad neta 160,550 95,839 67,5 571,977 85,4 49.7 Dividendos y reservas decretados a EEB 80,537 251,770 -68,0 251,770 42,8 130.5 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 229,120 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda N.D N.D N.D 1.3 N.D N.D Ebitda / Intereses (3) N.D N.D N.D 8.4 N.D N.D Pies de página en anexo 6

El EBITDA de la compañía crece en forma vigorosa gracias, principalmente, a la reducción de los costos

operacionales como consecuencia de las menores compras de energía en el mercado spot, y al menor consumo de

combustibles para generación termoeléctrica.

Los dividendos decretados a EEB son menores a los del 2010 porque corresponden al resultado del último trimestre

del año pasado. Emgesa en octubre de 2010 decretó dividendos por el período correspondiente a enero -

septiembre.

Tabla No 13 - Panorámica de Codensa

Numero de clientes 1T 11 2,446,305 Participación de mercado 1T 11 - % 23.7 Demanda Codensa 1T 11 – Gwh 3.283 Var % demanda Codensa 10 / 09 3.11% Ingresos operacionales 1T 11 - COP Millones 702,253 EBITDA UDM 1T 11 - COP Millones 241,103 Control Endesa de España Participación EEB 51.5% (36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales sin derecho a voto)

Tabla No 14 - Calidad de la cartera - COP millones Al 1T 11 Al 1T 10 Var % F 10

Cartera vencida (1) 94,729 96,566 -1.9 87,164

Promedio Mensual de Facturación (2) 226,516 222,144 2.0 223,727

Índice de Morosidad - % (3) 41.82 44.7 -6.4 39.0

Pies de página en anexo 6

La reducción en la cartera vencida obedeció, principalmente, a un mejor comportamiento de los pagos relacionados

con la venta de servicios complementarios: alquiler de infraestructura para telecomunicaciones, trabajos a terceros,

entre otros.


Al 1T 11 Al 1T 10 Var % F 10

Millones COP 32,321 28,490 13,4 299,282

Millones USD 17.2 14.8 16,2 156.4

El crecimiento de las inversiones refleja el esfuerzo de la compañía por atender el crecimiento de la demanda a

través de la construcción de las subestaciones Florida y Nueva Esperanza, y a la modernización de redes y

subestaciones.


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Tabla No 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa Millones COP Millones COP Millones USD Al 1T 11 Al 1T 10 Var % F 10 Al 1T 11 Al 1T 10 Ingresos operacionales 702,253 668,032 5,1 2,787,215 373,6 346.4 Costo de ventas -509,572 -487,725 4,5 -1,989,855 -271,1 -252.9 Gastos administrativos -15,927 -9,890 61,0 -54,943 -8,5 -5.1 Utilidad operacional 176,753 170,416 3,7 742,417 94,0 88.4 EBITDA UDM (1) 241,103 232,280 3.8 993,362 128,3 119.7 Utilidad neta 105,471 112,038 -5,9 480,353 56,1 58.1 Dividendos y reservas decretados a EEB 69,214 263,199 -73,7 443,189 36,8 136.5 Reducciones de capital 0 0 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda ND N.D N.D 1.05 N.D N.D Ebitda / Intereses (3) ND N.D N.D 9.98 N.D N.D Píes de página en anexo 6

El EBITDA se fortaleció durante el período analizado gracias a un incremento en los precios de venta y al

crecimiento de la demanda.

Los mayores gastos administrativos se deben a mayores impuestos relacionados con el impuesto al patrimonio que

se incrementó en una reciente reforma tributaria.

La Utilidad neta se redujo como consecuencia de un mayor valor de las provisiones por el impuesto de renta. Una

recientemente reforma tributaria eliminó un beneficio de deducción por nuevas inversiones que alcanzaba el 30%

del valor invertido.

Los dividendos decretados a EEB son menores porque corresponden al resultado del último trimestre de 2010.

Codensa en octubre del año pasado decretó dividendos por el período correspondiente a enero - septiembre.

Tabla No 17 - Panorámica de Gas Natural

No de clientes 1T 11 1,708,462 Volumen de ventas 1T 11 - millones pcd 131,1

Participación de mercado 1T 11 - % N.D Red 1T 11 – km 12,365 Ingresos operacionales 1T 11 - Millones COP 252,124 EBITDA UDM 1T 11- Millones COP 84,926 Control Gas Natural de España Participación de EEB 25%

2%

0%

5%

3T 10 4T 10 1T 11

Variación ventas

29%

55%

16%

Ventas por ClinteTotal: 131 mmpcd

Residencial Comercial- Industrial GNV

Se observa una saludable recuperación en las ventas gracias a la eliminación de las restricciones en el suministro

de gas impuestas por el Ministerio de Minas y Energía durante los primeros meses de 2010. Estas restricciones

afectaron en forma particular a la industria y a los vehículos.


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El crecimiento en las inversiones refleja el avance en obras relacionadas con redes y estaciones de regulación y medida.

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

Al 1T 11 Al 1T 10 Var % F 10 Al 1T 11 Al 1T 10 Ingresos operacionales 252,124 209,587 20,3 935,623 134,15 108.7 Costo de ventas -142,792 -115,581 29,6 -533,243 -79.70 -59.9 Gastos administrativos -26,058 -22,121 17.8 -93,724 -13.86 -11.5 Utilidad operacional 76,274 71,885 6.1 308,585 40.58 37.3 EBITDA UDM (1) 84,926 78,555 8.1 340,492 45.19 40.7 Utilidad neta 59.601 60,560 -1.6 259,034 31.71 31.4 Dividendos y reservas decretados a EEB 17,594 1/ 69,004 -74.5 116,442 9.36 35.8 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda ND ND ND 1.3 ND ND

Ebitda / Intereses (3) ND ND ND 31.9 ND ND

Píes de página en anexo 6

Los mayores volúmenes de venta y distribución impactaron positivamente la generación de EBITDA.

Los dividendos decretados a EEB son menores porque corresponden al resultado del último bimestre de 2010. La

compañía en diciembre del año pasado decretó dividendos por el período correspondiente a enero – octubre.

Tabla No 20 - Panorámica de REP CTM

REP CTM Red – km 5,837 1,490 Voltaje – kv 220, 138, 60 220, 138

Control ISA Colombia Participación accionaria de EEB - % 40

La menor generación de EBITDA refleja: (•) mayores provisiones operacionales para ajustar la contabilidad de la

compañía a las normas internacionales de contabilidad - NIC 37 – y, (•) menores ingresos operacionales

relacionados con el ajuste anual de los ingresos de la concesión por la revaluación de la moneda peruana.


1T 11

1T 10 Var % F 10

Millones COP 2,407 1,313 83.8 18,471 Millones USD 1,28 0,68 87.5 9,7

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

USD Al 1T 11 Al 1T 10 Var % F 10

Ingresos operacionales 23.4 24.3 -3.7 93.4 Costo de ventas -7.8 -7.6 2.6 -40.5 Utilidad operacional 8.4 12,6 -33.0 35.1

EBITDA UDM (1) 15.7 16.7 -6.0 59.2 Utilidad neta 4.6 9,4 -51.1 19.8 Dividendos decretados a EEB 0 0 0 0 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda 0 ND ND 2.5 Ebitda / Intereses (3) ND ND ND 8.1 Píes de página en anexo 6


1T 11

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La menor utilidad operacional de CTM se debe al ajuste de la remuneración anual remuneración anual de la concesión y

a las mayores provisiones para ajustar la contabilidad de la compañía a las normas internacionales de contabilidad.

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Desempeño financiero de EEB

Tabla No 23 - Resultados consolidados EEB

Millones COP Variación Millones COP

Millones USD

Al 1T 11 Al 1T 10 % F 10 Al 1T 11 Al 1T 10 Ingresos Operacionales (1) 334,703 228,829 46.27 932,435 178.08 118.65

Transmisión de electricidad 24,382 22,890 6.52 93,711 12.97 11.86

Distribución de electricidad 63,198 70,127 -9.88 279,310 33.62 36.36 Transp. y distrib. de gas natural 247,123 135,812 81.96 559,414 131.48 70.42

Costo de ventas (2) -161,553 -113,469 42.38 -426,161 -85.95 -58.83 Transmisión de electricidad -9,631 -8,784 9.64 -39,094 -5.12 -4.55 Distribución de electricidad -46,288 -56,825 -18.54 -199,893 -24.62 -29.46 Transp. y distrib. de gas natural -105,634 -47,860 120.71 -187,174 56.20 -24.81

Utilidad bruta 173,150 115,360 50.10 506,274 92.12 59.816 Gastos admon. -43.670 -17,873 144.34 -237,986 -23.23 -9.26

Transmisión de electricidad (3) -1,210 -1,306 -7.35 -6,117 -644 -677 Distribución de Electricidad -8,848 -9,353 -5.40 -55,524 -4.70 -4.85

Transp. y distrib. de gas natural -33,612 -7,214 365.93 -176,344 -17.88 -3.74 Utilidad operacional 129,480 97,487 32.82 268,288 68.89 50.54

Dividendos (4) 179,459 595,433 -69.86 1,059,205 95.48 308.74 Intereses inversiones temp. y pat. autónomos (5)

14,950 10,844 37.86 77,302 7.95 5.62

Diferencia en cambio neta (6) 42,241 150,723 -71.97 168,959 22.47 78.15 Valoración neta de coberturas (7) -4,894 -11,872 -58.78 -62,333 -2.60 6.15

Otros ingresos (8) 6,857 8,133 -15.69 78,634 3.64 4.21 Gastos administrativos (9) -30,326 -27.006 12.29 -151,846 -16.13 -14.00

Gastos financieros -67,320 -68,584 -1.84 -258,799 -35.81 -35.56 Otros gastos 485 -360 -234.72 -7,747 258 -187 Utilidad antes de impuestos e interés minoritario

270,932 754,798 -64.11 1,171,663 144.15 391.37

Interés minoritario (8) -33,203 -5,136 546.48 -24,978 -17.666 -2.66

Provisión de impuesto de renta -13,332 -9,883 34.90 -53,741 7.09 -5.12 Utilidad neta 224,397 739,779 -69.67 1,092,944 119.39 383.58


El incremento en la Utilidad operacional refleja principalmente: (•) la consolidación de Calidda en los estados financieros

de la compañía. Esta es una compañía que se dedica a la distribución de gas natural en Lima, Perú y en la que EEB

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

USD 1T 11 1T 10 Var % F 10

Ingresos operacionales 7.87 8.38 -6.1 183.0 Costo de ventas -1.28 -1.0 28.0 -161.0

Utilidad operacional 4.63 6.01 -23.0 20.6 EBITDA UDM (1) 6.59 7.4 -10.9 27.0 Utilidad neta 4.0 3.7 8.1 15.4 Dividendos decretados a EEB 0 0 0 0 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda ND N.D ND 2.7 Ebitda / Intereses (3) ND ND 3.3 Píes de página en anexo 6


1T 11

10


adquirió recientemente el 66% de participación, (•) los ingresos adicionales derivados de la puesta en operación de las

ampliaciones al sistema de transporte de TGI. Se trata de Guajira y Cusiana Fase I.

El incremento en los Costos operacionales también es consecuencia de la reciente consolidación de COP 73,680

millones correspondientes de la compañía Calidda.

El menor valor de dividendos se debe a que los contabilizados en 1T 10 comprenden los dividendos decretados por

Codensa, Emgesa y Gas Natural con base en los resultados de todo el 2009, mientras que en el primer trimestre de

2011, solo incluye los resultados entre octubre a diciembre, en el caso de Codensa y Emgesa, y noviembre a diciembre,

en el caso de Gas Natural. Estas tres compañías decretaron dividendos, a finales de 2010, con base en un corte

anticipado de estados financieros.

Una revaluación del COP mayor en 1T 10 - 5.66% - en comparación con 1T11 -1.84%-, explica la menor ganancia por

diferencia en cambio. Este comportamiento del tipo de cambio también explica el menor valor negativo de las

valoraciones netas de cobertura.

Por último, el incremento en el interés minoritario se origina en la consolidación del interés minoritario de Cálidda y del

nuevo socio de de TGI – Citi Venture Capital – que adquirió en febrero de 2011 una emisión de acciones equivalente al

31.9% de la compañía.

Tabla No 24 - Indicadores financieros de EEB Millones COP Millones COP Millones USD F 1T 11 F 1T 10 Var % F 10 F 1T 11 F 1T 10

Ebitda (UDM) (1) 1,220,081 1,101,385 10.8 1,601,354 649.2 571.1

Ebitda ajustado (UDM) (2) 1,449,201 1,101,385 31.6 1,830,474 771.1 571.1

Margen Ebitda % (3) 68.3 68.0 0.3 77.4 68.3 68.0

Deuda neta (4) / Ebitda (1) OM: < 4.5

1.65 2.04 1.44 1.65 2.04

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

7.28 5.32 9.41 7.28 5.32


1T 10 2T 10 3T 10 4T 10 1T 11

EBITDA UDM - COP mm 1.101.385 1.242.854 1.135.986 1.601.354 1.220.081

Var. Trim. 4,50% 12,84% -8,60% 40,97% -23,81%

Evolución del EBITDA UDMCOP mm

2,041,58 1,63 1,44

1,65

4,5

1T 10 2T 10 3T 10 4T 10 1T 11

Deuda Neta / EBITDA OM <

5,32

6,56 6,49

9,41

7,28

2,25

1T 10 2T 10 3T 10 4T 10 1T 11

EBITDA / Intereses OM >


1T 11

11


El crecimiento del EBITDA se explica, principalmente, por que en dos ocasiones durante 2010, Emgesa, Codensa y Gas

Natural decretaron dividendos a favor de EEB.

El EBITDA ajustado es superior al EBITDA debido a la reducción de capital que recibió EEB de parte de Emgesa durante

el segundo trimestre de 2010.

Consecuencia del mayor EBITDA, el nivel de apalancamiento de la compañía se redujo. Lo anterior, a pesar de un leve

incremento en el endeudamiento consolidado como consecuencia del desembolso de un crédito de corto plazo a EEB

por COP 98,000 millones y de la inclusión de las obligaciones a largo plazo de Cálidda por USD 114 millones.

Por su parte, el indicador de cobertura de intereses también mostró un comportamiento positivo frente a marzo del año

anterior. Este resultado obedece al mayor valor del EBITDA y al menor valor de los intereses netos como consecuencia

de la revaluación del peso.

Tabla No 25 - Estructura de la deuda consolidada de EEB F 1T 11

COP Millones Part.

% F 1 T10

COP Millones Part.

% F 10

Millones USD F 1T 11

Millones USD F 1T 10

Millones USD

Deuda financiera en COP 198,952 6.0 100,002 3.3 100,638 106 52 Deuda financiera en USD 2,964,249 88.9 2,824,388 92.4 2,801,083 1,577 1,464 Operaciones de Cobertura 170,413 5.1 133,728 4.4 171,847 91 69 Total deuda financiera 3,333,614 100.0 3,058,119 100.0 3,073,568 1,774 1,586

El aspecto más relevante por considerar es el desembolso de un crédito de corto plazo a EEB por COP 98,000 millones,

así como la contabilización de las obligaciones a largo plazo de Calidda en dólares de Estados Unidos por US 114

millones a partir del primer trimestre de 2011.

A pesar del incremento cercano al 7,69% de la deuda financiera en dólares, al ser reexpresada en pesos resulta en una

variación del 4,95% como resultado del impacto de la revaluación del peso colombiano.

La valoración de las operaciones de cobertura también se ve afectada por la revaluación del peso.

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1T 11

12


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 de este informe se realizaron bajos supuestos relacionados con el

entorno económico, competitivo, regulatorio y operacional del negocio, y tuvieron en cuenta riesgos que están por fuera del

control de la Compañía. Las proyecciones financieras son inciertas y se puede esperar que uno o varios de los supuestos

bajo los cuales se construyeron resulten inválidos. También se puede esperar que ocurran eventos o circunstancias

inesperadas. Por las razones anteriormente expuestas, los resultados reales podrían diferir en forma significativa de las

proyecciones aquí contenidas. En consecuencia, las proyecciones de este informe no deben ser consideradas como un

hecho cierto. Potenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones y estimaciones aquí contenidas ni

basarse en ellas para tomar decisiones de inversión.

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

Solo con propósitos informativos, hemos convertido algunas de las cifras de este informe a su equivalente en dólares de

los Estados Unidos utilizando la TRM de fin de período publicada por la Superintendencia Financiera de Colombia. Las

tasas de cambio utilizadas en la conversión son las siguientes:

− 1T 11: 1,879.47 COP/USD

− 1T 10: 1,928.59 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.

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

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

periodo y restándole el costo del ventas, los gastos administrativos y los intereses generados por los fondos pensionales.

A este resultado se le adicionan los dividendos declarados (independientemente de si han sido pagados o no), los

intereses de las inversiones temporales, los impuestos indirectos, la amortización de intangibles, la depreciación de los

activos fijos, las provisiones y los aportes realizados a los fondos pensionales.

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

período y adicionándole la caja que ingresa a la EEB atribuible a reducciones de capital de aquellas compañías en

donde EEB tiene participaciones accionarias.

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1T 11

13


Anexo 2: Estados financieros consolidados de EEB


1T 11

14



1T 11

15


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1T 11

16


Anexo 3: Panorámica de EEB

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

La compañía fue fundada en 1886 y está controlada por el Distrito de Bogotá – 81,5%

EEB tiene una estrategia de expansión focalizada en el transporte y distribución de energía en Colombia y en otros

países de la región americana.

EEB opera directamente o a través de compañías controladas activos de transmisión/distribución de electricidad y

transporte/distribución de gas natural;

EEB participa en los sectores de generación y distribución de electricidad y de distribución de gas natural a través

de inversiones sin control;

Estructura de EEB

Compañías sin control

Distribución Gas natural

Transmisión Electricidad

Distribución Electricidad

Transporte Gas natural

Compañías con control Transp. y

d istrib . Gas Natural

Transmisión Electricidad

Distribución Electricidad

Generación Electricidad

100%

97% 82%

66.9% 75%

25%

40% 1.8% 40%

51.5%

2.5%

51.5%

16.2% 25%

51%

66 %

15.6%

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1T 11

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Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios

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

CAC: Crecimiento anual compuesto.

COP: Pesos colombianos,

CHB: Central Hidroeléctrica de Betania,

CTM: Consorcio Transmantaro,

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia. Entidad estatal encargada de la regulación de los

servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural,

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

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

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

GNV: Gas natural vehicular,

IPC: Indice de precios al consumidor de Colombia,

KM: Kilómetros,

KWH: Unidad de energía, Equivale a la energía desarrollada por una potencia de un kilovatio (kW) durante una hora,

MEM: Mercado de Energía Mayorista de Colombia,

Millones: millones,

Ml: Millas,

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

N.A. No aplica.

PCD: Pies cúbicos día,

SIN: Sistema Interconectado Nacional,

STN: Sistema de Transmisión Nacional,

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

colombiano,

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

diariamente la Superintendencia Financiera - SF,

UDM: Últimos doce meses

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

USD: Dólares de los Estados Unidos de América,

USUARIO NO REGULADO DE ELECTRICIDAD: consumidores de electricidad que tienen un pico de demanda mayor a

0,10 MW o un consumo mínimo mensual mayor a 55,0 MWh,

USUARIO NO REGULADO DE GAS NATURAL: usuario con un consumo superior a 100 kpcd,

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

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


1T 11

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Anexo 5: Desagregación del EBITDA UDM consolidado.

M COP Variación M COP M USD 1T 11 1 T 10

% F 10 1T 11

1 T 10

Utilidad operacional 300,281 385,338 -22.1 268,288 159.8 199.8 Depreciación operacional 50,960 47,967 6.2 49,617 27.1 24.9 Amortización operacional 48,330 57,852 -16.5 50,799 25.7 30.0 Impuestos operacionales 1,559 4,299 -63.7 1,412 0.8 2.2 Dividendos e intereses ganados 749,703 649,351 15.5 1,161,571 398.9 336.7 Intereses patrimonio autónomo -16,637 -10,912 52.5 -16,441 -8.9 -5.7 Gastos administración -155,165 -105,816 46.6 -151,846 -82.6 -54.9 Pensiones jubilación 26,040 26,466 -1.6 26,145 13.9 13.7 Amortizaciones 12,427 23,742 -47.7 11,512 6.6 12.3 Depreciaciones 1,423 695 104.7 1,428 0.8 0.4 Provisiones 168,726 8,103 1,982.3 169,337 89.8 4.2 Impuestos 32,435 14,300 126.8 29,851 17.3 7.4

EBITDA 1,220,081 1,101,385 10.8 1,601,673 649.2 571.1

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

Tabla 7 - Indicadores transmisión EEB

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

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

dentro del Plan Semestral de Mantenimiento. (4) Relación de la cantidad de activos de transmisión de propiedad de EEB y los activos totales de transmisión en

Colombia. Regresar a la tabla

Tabla 12 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa

(1) El Ebitda para el período de análisis fue calculado tomando la utilidad operacional de Emgesa y agregando la amortización de intangibles y las depreciaciones de activos fijos para dicho período.

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

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

Tabla 14 - Calidad de la cartera de Codensa

(1) Es la cartera con una morosidad superior a los 30 días. (2) Es el promedio mensual de la facturación de los últimos 12 meses. (3) (1)/(2).

Regresar a la tabla Tabla 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa

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

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

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

Regresar a la tabla Tabla 19 – Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural




Regresar a la tabla Tabla 21 – Indicadores financieros seleccionados de REP




Regresar a la tabla Tabla 22 – Indicadores financieros seleccionados de CTM


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


1T 11

20


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

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

Tabla No 23 - Resultados financieros consolidados EEB

(1) Son los ingresos operacionales por el servicio de transmisión que presta directamente EEB y los servicios de transporte de gas natural de sus compañías controladas TGI y Transcogas. Servicios de distribución de energía que Decsa consolida por su participación en EEC (Igual para la nota de costos)

(2) Corresponde al costo de ventas del servicio de transmisión que presta directamente EEB y el servicio de transporte de gas natural de sus empresas controladas TGI y Transcogas. Incluye gastos de personal, materiales, costos de operación y mantenimiento, depreciación, amortización y seguros relacionados con dichas actividades.

(3) La actividad de transmisión es operada directamente por EEB. Se asignan gastos administrativos por el sistema ABC. (4) Corresponde a los dividendos decretados por las compañías no controladas (5) Corresponde a los intereses por inversiones temporales e ingresos financieros que generan los patrimonios autónomos

de pensiones. (6) 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. (7) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por EEB y TGI para reducir el riesgo cambiario. (8) Corresponde a ingresos por recuperación de inversiones, arrendamientos y gastos. (9) Son los gastos que no están relacionados con las actividades operacionales (10) Corresponde a la proporción de las utilidades netas que le corresponden a los inversionistas minoritarios en las

empresas controladas por EEB. Regresar a la tabla

Tabla 24 - Indicadores financieros de EEB

(1) Es la consolidación de los ingresos menos el costo de ventas, los gastos administrativos, los intereses de los patrimonios autónomos pensionales, más los dividendos de las compañías participadas, los intereses de las 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.

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