Informe Anual para Inversionistas 1 2009 - GEB · Se avanzó en la implementación de la estrategia de cobertura del riesgo cambiario. ( ) A finales de 2008 EEB contrató un coupon

Informe Anual para Inversionistas

2009

1

Contacto: Juan Felipe González Rivera

Teléfono: (571) 3268000 ext 1546

E mail: [email protected]

Bogotá D.C., abril de 2010

Índice

Panorámica de EEB.

Resumen ejecutivo y hechos relevantes.

Desempeño de las compañías con control.

EEB Transmisión.

TGI y TCG.

CONGAS Perú.

TRECSA.

DECSA – EEC.

Desempeño las compañías sin control.

Emgesa.

Codensa.

Gas Natural.

REP y CTM.

Resultados financieros consolidados EEB.

Informe para Inversionistas de TGI 2009

Anexo 1: Nota legal y aclaraciones.

Anexo 2: Términos técnicos y regulatorios.

Anexo 3: Estados financieros consolidados de EEB.

Anexo 4: Desagregación del Ebitda consolidado

Anexo 5: Pies de página de las tablas.

Panorámica de EEB

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

operaciones en Colombia, Perú y Guatemala;

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

BBB-);

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

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

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

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

países de la región americana;

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

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

http://www.eeb.com.co/?idcategoria=4199


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

transporte de gas natural;

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

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

ISA de Colombia, Endesa y Gas Natural de España.

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

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

dividendos que por ley les esté permitido.

Estructura de EEB

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Resumen ejecutivo y hechos relevantes

Tabla N°1 - Panorámica de los sectores eléctricos Colombia Perú Guatemala Capacidad instalada (MW) 13,496 7,158 2,029 Demanda 09 (GWh) 54,679.1 27,253.2 7,692 Crecimiento demanda 08 - 09 (%)

1.8 1.1 0.9

Motores de crecimiento 2009

Incremento demanda residencial

Recuperación de la demanda industrial y comercial

Incremento de la demanda industrial

Recuperación económica.

CAC 10 -15 (%) 3.3 7.3 5.5 Fuentes: XM, Upme, COES (Perú), AMM (Guatemala)

Tabla N°2 - Panorámica de los sectores de gas natural Colombia Perú Reservas probadas y probables (TPC) 6.4 29.8 Demanda 09 (mpcd) 1,022 343 (estimado) Crecimiento demanda 08 - 09 (%) 12.7 27.6 Motores de crecimiento Exportaciones a Venezuela

Fenómeno de El niño: incremento de la demanda del sector térmico

Crecimiento de clientes residenciales, comerciales e industriales, particularmente en Lima.

Desarrollo mercado automotor a gn. CAC 10 -15 (%) 3.7 17.9 Fuentes: UPME; CNO; MEM

Tabla N°3 - Resumen de los proyectos de expansión de EEB

Proyecto País Sector Capex Usd

Mm Estado En operación:

Guajira – TGI Colombia Transporte de gas natural 174 Construcción 1 S 2010 Cusiana I y II – TGI

Colombia Transporte de gas natural 372 Construcción Fase I: 3 T 2010 Fase II: 1 T 2011

Gasoducto Regional de ICA – Congas

Perú Transporte de gas natural 272 Adjudicada concesión En proceso estructuración financiera y contratación.

4 T 2012

Expansión del sistema de Transporte – Trecsa

Guatemala Transmisión de electricidad 350 Adjudicada en enero de 2010 En proceso estructuración financiera y contratación.

2 T 2013

Convocatoria UPME – EEB

Colombia Transmisión de electricidad 72 En estudio presentación oferta. 3 T 2012


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Tabla N°4 - Resumen de los proyectos de expansión de las empresas sin control

Proyecto

Empresa Sector País Capex Usd Mm

Estimado

Estado En operación

en: Quimbo Emgesa Generación de

electricidad Colombia 690 Obtención de

permisos 2014

Subestaciones (3) Codensa Distribución de electricidad

Colombia 60 2 en ejecución 2010 - 2011

Ampliaciones a la concesión REP Transmisión de electricidad

Perú 48 En ejecución 2010 -2011

Ampliaciones a la concesión y nuevas concesiones

CTM Transmisión de electricidad

Perú 426 En ejecución 2010 -2013

Tabla N° 5 - Indicadores financieros consolidados de EEB Cop Mm 2008 2009 Ingresos operacionales 591,291 930,820 Utilidad operacional 354,451 416,282

Dividendos y reservas decretados por EEB 299,133 308,273

Utilidad neta 219,115 793,213

EBITDA consolidado 934,163 1,053,942

Ultima calificación bonos 144 A

S&P (09-07-2009) BB+

BB Fitch (04-02-2010)

Tabla N° 6 - Indicadores financieros 2009 - inversiones sin control Cop Mm Emgesa Codensa CTM REP Gas Natural Ingresos operacionales 1,929,135 2,771,875 62,307 178,458.7 1,013,349

Utilidad operacional 951,999 768,784 40,148 56,624.3 342,229 Dividendos y reservas decretados a EEB 213,304 226,254 0 0.0 62,849 Utilidad neta 538,424 507,408 25,041 26,574.6 271,436 EBITDA 1,102,978 1,044,969 53,966 120,607.8 375,189

El EBITDA consolidado de EEB aumentó cerca del 13% en 2009 impulsado por las mayores ventas

de gas natural y los mayores dividendos decretados por las inversiones sin control.

Los accionistas de la compañía decidieron distribuir utilidades por Cop 291,537 mm y constituir

reservas por Cop 431,676 mm.

EEB avanzó en su estrategia de expansión en los segmentos de transporte y distribución de

energía en Colombia y en la región: (▪) TGI está ejecutando los dos proyectos de expansión más

importantes de Colombia (Guajira y Cusiana). Tienen un valor cercano a los Usd 550 mm e incrementarán en

más del 50% su capacidad de transporte; (▪) En enero de 2010 el gobierno de Guatemala adjudicó a EEB el

derecho para construir y operar una red de transmisión de 800 km y 12 subestaciones nuevas, así como

ampliar 12 subestaciones existentes. El desarrollo del proyecto estará a cargo de TRECSA en la que EEB tiene

una participación del 90% y el 10% restante es de propiedad de otra compañía colombiana (Eléctricas de

Medellín) que cuenta con una amplia experiencia en la construcción de redes de transmisión; (▪) En 2009 se

formalizó una concesión a 30 años para la construcción de un sistema de transporte y distribución de gas


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natural en la región de ICA (sur del Perú). El proyecto será ejecutado por Congas Perú (75% EEB; 25% TGI).

Tiene una inversión estimada de usd 270 mm y una capacidad aproximada de 284 mmpcd. Se planea iniciar

la construcción en el segundo semestre de 2010 e iniciar operaciones 30 meses después (finales de 2012).

La empresa adelanta las labores para la contratación de los suministros y servicios y para la obtención de la

financiación (posible estructura: 30% capital y 70% deuda) y; (▪) En febrero de 2009 EEB adquirió, a través

de su subsidiaria DECSA (51% EEB - 49% Condensa), el 82.34% de las acciones de la Empresa de Energía

de Cundinamarca (EEC). EEC es una compañía de distribución de electricidad que opera en un área cercana

a la de Codensa razón por la cual existe un potencial importante para aprovechar sinergias operativas,

administrativas y financieras. La compañía es operada por Codensa a través de un acuerdo de servicios.

Se avanzó en la implementación de la estrategia de cobertura del riesgo cambiario. (▪) A finales

de 2008 EEB contrató un coupon swap (intercambio de cupones). Se trata de un mecanismo mediante el cual

la compañía recibe una tasa de interés fija del 8.75% en dólares sobre un monto nocional de usd 133 mm y

se obliga a pagar una tasa de interés fija en pesos del 10.85% sobre un monto nocional de Cop 311,220 mm

hasta el 2014. Esta cobertura complementa los ingresos en dólares que recibe la compañía por cuenta del

crédito intercompañía suscrito con TGI (Usd 370 mm, tasa del 8.75%). (▪) En enero de 2009 TGI contrató

forwards y swaps para cubrir el riesgo cambiario de una parte del principal de sus bonos. El monto cubierto

equivale Usd 200 mm y el contrato expira en el 2017.

Al cierre del 2009, EMGESA trabajaba en el cierre financiero de El Quimbo. (hidro, capacidad

instalada de 400 MW; costo aproximado de Usd 690 mm).

Emgesa participó activamente en el mercado de capitales de Colombia con la colocación en febrero

y julio de bonos por Cop 665,000 mm y papeles comerciales por Cop 600,000 mm. Adicionalmente se aprobó

ampliar el cupo del programa de bonos en Cop 1,200,000 mm con plazo de colocación hasta el 2012.

Los accionistas de Emgesa aprobaron una reducción de capital (devolución en efectivo de

recursos de la compañía a sus accionistas) por un valor de Cop 444,778 mm; se espera que el pago

se realice en el primer semestre de 2010 previo cumplimiento de los trámites legales.

Emgesa vendió su participación en EEB (7.2%) como parte de una estrategia del nuevo accionista

controlante (ENEL) de liquidar inversiones sin control. La operación le dio liquidez al título de EEB.

La CREG aprobó los nuevos cargos de distribución para Codensa y EEC. Rigen a partir de diciembre

de 2009 y por los siguientes cinco años. De acuerdo con la compañía, el impacto en el nivel de baja tensión

es marginal en relación con la tarifa anterior.

Codensa está pendiente de la aprobación por parte de la Superfinaciera de su programa de

colocación de bonos ordinarios. Se trata de Cop 600,000 mm a ser colocados en el mercado colombiano

y que la compañía piensa utilizar para refinanciar vencimientos de deuda de los próximos 5 años.

Codensa acordó con el Banco Colpatria la venta de la totalidad de la cartera de su línea “Crédito

Fácil Codensa” y un nuevo modelo para la gestión de nuevos créditos. El acuerdo le permite a la compañía

eliminar la exposición al riesgo de crédito sin dejar de participar en el negocio.


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REP y CTM avanzan en su plan de expansión en transmisión en Perú.

Tabla N°7 - Proyectos de expansión de REP Proyecto Modalidad Valor (Usd mm) En operación Quencoro, Azángaro, Trujillo Norte, Puira Oeste y Tingo María Modificación a la concesión 26.7 4 T 2010

Segundo circuito Chiclayo Oeste – Piura Oeste Modificación a la concesión 21.3 3 T 2011

Tabla N°8 - Proyectos de expansión de CTM

Proyecto Modalidad Km Valor (Usd Mm) En

operación Chilca – Zapallal Nueva concesión -30 años a partir de ingreso en

operación 94 (220Kv) + 94

(500Kv) 114 1 T 2011

Ampliación concesión

Reforzamiento de la línea existente N.A. 93 2 T 2011

Independencia – ICA

Nueva concesión -30 años a partir de ingreso en operación

55 12 2 T 2011

Zapallal - Trujillo Nueva concesión -30 años a partir de ingreso en operación

543 207 3 T 2012

ISA y EEB acordaron capitalizar a CTM en Usd 85 mm (EEB le corresponde aportar el 40%). Los

recursos serán destinados a la financiación de los nuevos proyectos La Junta de EEB aprobó un monto

máximo de capitalización de CTM de Usd 71 mm para cubrir los compromisos actuales y posibles necesidades

adicionales.

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Desempeño de las compañías con control

Tabla N°9 – Aproximación de los aportes al Ebitda Consolidado de EEB

Sector – País Utilidad Operacional (UO) Cop Mm

UO / Ebitda Consolidado (incluye Dividendos decretados) (%)

2008 2009 2008 2009

Disponibilidad infraestructura (1) Transmisión electricidad Colombia

46,451

49,262 3.4 3.2

Transmisión electricidad Guatemala

N.A N.A N.A. N.A.

Distribución electricidad Colombia

N.A. 16,737 N.A. 1.1

a

Transporte de gas natural Colombia

307,137 345,167 22.3 22.0

Cumplimiento programa mantenimiento (3)

Transporte de gas natural Perú

N.A. N.A. N.A. N.A.

Totales 353,588 394,429 25.6 25.2

Tabla N°10 – Indicadores Transmisión EEB 2008 2009 Disponibilidad infraestructura (%) (1) 99.9 99.9 Compensación por indisponibilidad (%) (2) 0.0028 0.0012 Cumplimiento programa mantenimiento (%) (3) 100 100 Participación en la actividad de transmisión en Colombia (%) (4) 7.9 7.8 Inversiones 5,773 6,410 Nota: pies de página en anexo 5

El área de transmisión de EEB continúa logrando altos estándares de operación y

mantenimiento: En 2009 se cumplieron las metas internas definidas para los indicadores financieros y

técnicos. A finales de diciembre del año pasado, la disponibilidad del sistema de transmisión fue superior a lo

exigido por la CREG (99.73%).

La CREG definió en Febrero de 2009 la nueva metodología para la remuneración de los activos

existentes de transmisión (aquellos en operación con anterioridad al 2001 y que no fueron adjudicados

por el sistema de subasta). Los compañías de transmisión le han entregaron a la CREG información sobre el

valor de sus unidades constructivas y los costos de Administración, Operación y Mantenimiento y están a la

espera de que la entidad defina los nuevos ingresos regulados. Cerca del 80% de los ingresos de transmisión

de EEB provienen de este esquema de remuneración y el saldo al esquema de subastas. Con la información

disponible, la compañía espera que el impacto sobre los ingresos sea marginal.

Las inversiones se han focalizado en el mantenimiento de la infraestructura, la modernización

de equipos y las mejoras en la operación.


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Tabla N°11 - Indicadores seleccionados de TGI 2008 2009 Ingresos operacionales (cop Mm) 471,419 545,246 Utilidad operacional (cop Mm) 294,903 331,073 Utilidad neta (cop Mm) (180,700) 247,663 Ebitda UDM (cop Mm) 385,037 426,242 Volumen transportado (Mmpcd) 370 396 Capacidad contratada en firme (Mmpcd) 427 415 Calificación

S&P (23 02 09) Fitch (11 02 10)

BB BB

BB BB

El EBITDA de TGI creció el año pasado cerca del 11% impulsado por el incremento en la

demanda de las generadoras térmicas. La producción de electricidad de éstas creció el 87% como

consecuencia del fenómeno de El Niño.

El mayor volumen transportado y la revaluación del peso tuvieron un impacto positivo sobre la

utilidad neta de 2009.

Tabla N°12 - Indicadores seleccionados DECSA Cop Mm 2008 2009 No de clientes N.A. 235.000 Ingresos operacionales (cop Mm) N.A. 262,486 Utilidad operacional (cop Mm) N.A. 16,737 Utilidad neta (cop Mm) N.A. 12,188

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MEDELLIN

CALI

RIOHACHA

STA. MARTABARRANQUILLA

CARTAGENA

Cúcuta

NEIVA

MANIZALES

PEREIRA

Curumaní

SINCELEJO

Pitalito

Hobo

VALLEDUPAR

Mariquita

YOPAL

BallenaChuchupa

Cusiana

Transcogas

Promigas

TGI

Barrancabermeja

Tunja

Belén

Bucaramanga

Centros de Producción

cogua

Cerromatoso

BOGOTA


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Desempeño de las compañías sin control

Tabla N°13 - Aportes al Ebitda Consolidado de EEB - Cop Mm Sector – País Caja decretada a EEB (1): Caja decretada a EEB /

Ebitda Consolidado (%) 2008 2009 2008 2009 aaa

Generación electricidad Colombia 189,957 213,304 20.3 20.2

a

Distribución electricidad Colombia

196,754 226,254 21.1 21.5

A

Distribución gas natural Colombia

48,099 62,841 5.1 6,0

a Transmisión electricidad Perú

0 0 0 0

Otros Isa, Isagen, FEN, Banco Popular, EMSA

11,084 8,167 1.2 0.8

Total 445,894 510,566 47.7 48.4

Nota: pies de página en anexo 5

Tabla N°14 - Panorámica de Emgesa Capacidad instalada (MW) 2,895 Composición 10 Hidro y 2 térmicas

Generación 2009 Gwh 12,673 Ventas 2009 Gwh 16,806 Ingresos operacionales 2009 Cop Mm 1,929,135 Ebitda 2009 Cop Mm 1,102,978 Control Endesa de España Participación de EEB

51,5% de las acciones de la compañía (37.4% ordinarias; 14.1% preferenciales sin derecho a voto)

Gráfica N°2

91,6 93,3

58,2

93,39 91,83

66,48

Plantas menores (1) Centrales hídricas (2) Centrales térmicas

Disponibilidad de la infraestructura (%)

2008 2009

Nota: Pies de página en anexo 5

Gráfica N°1

Emgesa

22,6%

Otros

77,4%

Generación

200955,965 GWh

Emgesa

24%

Otros

76%

200854,395 GWh


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EMGESA se mantiene como la principal generadora del país. Su participación de mercado se

encuentra por debajo del límite regulatorio (25%) y del rango especial de vigilancia (del 26% a 30%).

El indicador de disponibilidad de la compañía se redujo levemente en 2009 por el

mantenimiento de una unidad de la Central de Betania realizado durante el primer trimestre del año.

La caída en la disponibilidad de las plantas hídricas se compensó con una mayor disponibilidad de las plantas

térmicas.

Las ventas de la compañía crecieron 2.7% en 2009. El comportamiento de las compras y las ventas

refleja el impacto de El Niño que redujo la generación hidráulica y aumentó la térmica. También se observa

mayores compras en bolsa para cumplir con las obligaciones contractuales.

Tabla N°15 – Indicadores financieros seleccionados de Emgesa Mm COP Mm USD

2008 2009 Var % 2008 2009

Ingresos operacionales 1,510,712 1,929,135 27.7 673 943.7 Costo de ventas (699,034) (954,148) 36.5 (312) (466.8) Gastos administrativos (21,760) (22,988) 5.6 (10) (11.2) Utilidad operacional 789,918 951,999 20.5 352 465.7 Utilidad neta 454,310 538,424 18.5 202 263.4 Ebitda (1) 924,910 1,102,978 19.3 412 539.6 Dividendos y reservas decretados a EEB 189,957 213,304 12.3 84.6 104.3 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda 1.3 1.7 30.8 1.3 1.3 Ebitda / Intereses (3) 5.3 5.7 7.5 5.3 5.3 Nota: pies de página en anexo 1

El aumento de los Ingresos operacionales refleja el doble efecto del incremento en los precios de la energía

y un mayor volumen de ventas.

12.915

885

2.726

12.673,6

1.233,3

3.051,0

Producción Contratos Spot

2008 2009

Oferta - GWh

Compras

Gráfica N°4

11.169

5.199

11.959,7

4.846,5

Contratos Spot

Ventas (1) - GWh

2008 2009

Gráfica N°3



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El incremento en el Costo de ventas es consecuencia de una mayor utilización de las plantas térmicas que

implicó un aumento en el consumo de combustible.

Tabla N°16 - Inversiones Mm COP Mm USD 2005 19,232 8.4 2006 84,072 37.6 2007 69,900 34.7 2008 70,478 31.4 2009 76,666 37.5

Las inversiones se destinaron a las actividades de mantenimiento de las Centrales de Termozipa y Cartagena.

Tabla N°17 Panorámica de Codensa Numero de clientes 2,360,526 Participación de mercado (%) 24.5

Demanda Codensa 2009 (Gwh) 12,898 Demanda Nacional 2009 (Gwh) 54,679 Var % demanda Codensa 09/08 (%) 0.29 Var % demanda Nacional 09/08 (%) 1.8 Ingresos operacionales (Cop Mm) 2,771,875 Ebitda (Cop Mm) 1,044,969 Control Endesa de España Participación EEB

51,5% de las acciones de la compañía (36.4% ordinarias; 15,1% preferenciales sin derecho a voto)

Gráfica N°5

88,3%

9,9%

1,7% 0,2%

Estructura de clientes

Residencial Comercial Industrial Otros

2009Var 2008- 2009: 3.3%

Gráfica N°6

11.146 11.806 12.534 12.861 12.898

48.829 50.815 52.851 53.895 54.679

2005 2006 2007 2008 2009

Demanda de Codensa vrs. Nacional -GWh

Codensa Nacional


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Tabla N°18 - Calidad de la cartera de Codensa Cartera vencida

COP Mm (1)

Promedio Mensual de Facturación - COP Mm

(2)

Índice de Morosidad - % (3)

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 2009 94,588 223,085 42.4 Nota: píes de página en anexo 5

La demanda en el área de influencia de Codensa creció 0.29%, cifra inferior al crecimiento de la

demanda nacional. La compañía concentra la mayor parte de los clientes industriales del país y la

producción manufacturera se contrajo 6.3% el año pasado.

El número de clientes de la compañía creció 3.3% gracias al aumento de los clientes residenciales.

Las pérdidas totales se ubicaron 1.6 puntos porcentuales por debajo del nivel reconocido en la

tarifa por la regulación. Sin embargo, se presentó un leve repunte de las pérdidas técnicas por la caída en

la demanda del sector industrial.

En 2009 Codensa implementó una estrategia para reducir el riesgo de su cartera morosa. La

compañía vendió la cartera de la línea “Crédito Fácil Codensa” al Banco Colpatria por un monto aproximado

de Cop 500,000 mm. La compañía continuará prestando el servicio de facturación pero sin asumir el riesgo

de no pago.

Gráfica N°8

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

2005 2006 2007 2008 2009

Variación de la demanda - %

Codensa Nacional

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

2005 2006 2007 2008 2009

Pérdidas de energía

Reconocidas (1) Técnicas (2) Comerciales (3)

Gráfica N°7



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Tabla N°19 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa Mm COP Mm USD 2008 2009 Var % 2008 2009 Ingresos operacionales 2,537,338 2,771,875 9.2 1,130.9 1,356 Costo de ventas (1,717,038) (1,924,085) 12.1 (765.3) (941) Gastos administrativos (96,062) (79,006) (17.8) (42.8) (38.6) Utilidad operacional 724,238 768,784 6.1 322.8 376 Utilidad neta 434,789 507,408 16.7 193.8 248 Ebitda (1) 999,838 1,044,969 4.5 445.6 511 Dividendos y reservas decretados a EEB 196,754 226,254 13.8 87.7 110 Reducciones de capital 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda 1.28 0.23 (82.0) 1.28 1.28 Ebitda / Intereses (3) 7.56 9.78 29.4 7.56 7.56 Nota: píes de página en anexo 5

Los ingresos operacionales aumentaron gracias a la mayor demanda (mayor número de clientes y mayor

consumo) y al aumento en las tarifas debido al incremento de los precios de generación. El costo de ventas

crece a un ritmo superior en relación con los ingresos operacionales por el rezago entre la tarifa de facturación

(que refleja el costo de la energía del mes anterior) y el costo de la energía en el período de facturación.

La reducción en los gastos administrativos está relacionada con la venta de la cartera de Codensa Hogar y su

impacto sobre las provisiones de la compañía. En 2008 se realizaron provisiones mayores por efecto de la crisis

económica.

La venta de la cartera de Condensa Hogar contribuyó a un mejor resultado neto al obtenerse unos ingresos

extraordinarios por Cop 50,324 mm.

Tabla N°20 - Inversiones Mm COP Mm USD 2005 115,503 50.6 2006 184,039 82.2 2007 213,151 105.8 2008 272,135 121.3 2009 279,649 136.8

El grueso de las inversiones de la compañía se destinó a la subestación de El Dorado y a la ampliación de la

infraestructura de redes para atender el crecimiento potencial de la demanda.


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Tabla N°21 – Panorámica de Gas Natural No de clientes 1,616,519 Volumen de ventas (mmpcd) 124,1

Participación de mercado (%) N.D Red (km) 12,250 Ingresos operacionales (2009) 1,013,349 Ebitda (2009) 375,189 Control Gas Natural de España Participación de EEB 25%

El volumen de ventas de la compañía cayó en 2009. Esta reducción se explica por: (▪) el menor consumo

del sector industrial cuya demanda representa el 40% del total de las ventas de la compañía. La producción

industrial en Colombia se contrajo 6.3% en 2009; (▪) el menor consumo del sector automotor (GNV) por

restricciones en la oferta y el transporte de gas. (El fuerte crecimiento de la demanda de gas por parte de las

térmicas obligó al gobierno a priorizar la oferta) y; (▪) mayores restricciones a la circulación de vehículos en

Bogotá (cerca del 30% del consumo nacional).

El número de clientes creció en forma importante gracias al esfuerzo de la compañía por llevar el servicio

a un mercado relativamente saturado.

31%

12%40%

17%

Ventas por tipo de cliente

Residencial Comercial Industrial GNV

2009Var 2008-2009: -8.9%

Gráfica N°10

97,9%

2,1%

0,0%

Estructura de Clientes

Residencial Comercial Industrial (1)

2009Var 2008-2009: 5.1%

Gráfica N°9


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Tabla N°22 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural Mm COP Mm USD

2008 2009 Var % 2008 2009 Ingresos operacionales 942,773 1,013,349 6.9 420.2 495.7 Costo de ventas 577,828 575,307 (0.4) 257.6 330.3 Gastos administrativos 89,241 95,812 7.4 39.8 46.9 Utilidad operacional 280,703 342,229 21.9 125.1 167.4 Utilidad neta 250,023 271,436 8.6 111.4 132.8 Ebitda (1) 313,253 375,189 19.8 139.6 183.5 Dividendos decretados a EEB 48,099 62,841 30.7 21.4 30.7 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda 0.1 0.1 (26.7) 0.1 0.1 Ebitda / Intereses (3) 24.4 26.1 6.6 24.5 26.7 Nota: píes de página en anexo 5

El crecimiento de la utilidad operacional es consecuencia de (▪) un menor costo en el suministro y transporte de

gas por una mejor gestión en los contratación y; (▪) un efecto cambiario (la revaluación del peso redujo el valor

del gas y del servicio de transporte).

Tabla N°23 – Inversiones Gas Natural Mm COP Mm USD 2005 42,648 19.0 2006 52,197 23.3 2007 52,914 23.6 2008 42,946 19.1 2009 30,051 14.7

Cerca del 50% de las inversiones de 2009 se destinaron al crecimiento de la redes de distribución (Cop 15,385

mm). La compañía también movilizó Cop 4,042 Mm hacia la construcción y adecuación de estaciones de servicio

para atender el mercado automotor.

Tabla N°24 Panorámica de REP CTM REP CTM Red (km) 5,837 1,227 Voltaje (kv) 220, 138, 60 220

Control ISA Colombia Participación accionaria de EEB (%) 40 40


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La información financiera presentada en este informe para los años 2008 y 2009 recoge las nuevas disposiciones

contables adoptadas por Perú (Normas Internacionales de Información Financiera - NIIF). Por la tanto, las cifras

de 2008 no coinciden con las presentadas en informes anteriores. Los principales efectos de las nuevas normas

son: (▪) las concesiones de REP y CTM son reconocidas contablemente como un activo intangible; (▪) Las

nuevas ampliaciones a las concesiones se llevaran al gasto y no a los activos; (▪) El reemplazo de activos y los

mantenimientos importantes deberán provisionarse y; (▪) se deben registrar como ingresos no operativos los

servicios de transmisión de energía prestados a terceros.

La variación en la utilidad neta de REP refleja: (▪) mayores ingresos por el ajuste de la remuneración anual para

compensar los ingresos dejados de percibir en 2008 como consecuencia de la devaluación del sol; (▪) ingresos

adicionales derivados las ampliaciones a la concesión y; (▪) el incremento de los ingresos por los servicios de

operación y mantenimiento.

La variación en la utilidad neta de CTM refleja: (▪) El ajuste en el ingreso anual de la concesión para compensar

los menores ingresos de 2008 como consecuencia de la devaluación del sol y; (▪) los mayores ingresos

percibidos por la entrada en operación del proyecto de la conexión privada Platanal.

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Tabla N°25 - Indicadores financieros seleccionados de REP Mm USD

2008 2009 Var % Ingresos operacionales 67.6 87.3 29.1 Costo de ventas 34.1 36.4 6.7 Utilidad operacional 22.8 27.7 21.5 Utilidad neta 10.3 13 26.2 Ebitda (1) 47.3 59 24.7 Dividendos decretados a EEB 0 0 Reducciones de capital a EEB 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda 3.4 2.6 (24.1) Ebitda / Intereses (3) 5.7 6.9 21.9 Nota: píes de página en anexo 5

Tabla N°26 - Indicadores financieros seleccionados de CTM Mm USD

2008 2009 Var % Ingresos operacionales 28 30.48 9.0 Costo de ventas 8.6 8.54 (0.9) Utilidad operacional 17.9 19.64 9.5 Utilidad neta 8.8 12.25 39.2 Ebitda (1) 24.3 26.40 8.4 Dividendos decretados a EEB 0 0 0 Reducciones de capital a EEB 0 0 0 Deuda neta (2) / Ebitda 1.4 1.5 8.5 Ebitda / Intereses (3) 5.3 6.3 18.5 Nota: píes de página en anexo 5


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Desempeño financiero EEB

Tabla N°27 - Resultados consolidados EEB

Mm COP Variación Mm USD 2008 2009 % 2008 2009

Ingresos Operacionales (1) 591,291 930,820 57.4 263.5 455.3 Transmisión de electricidad 91,152 92,696 1.7 40.6 45.3 Distribución de electricidad 0 262,486 0.0 128.4 Transporte de gas natural 500,139 575,638 15.1 222.9 281.6

Costo de ventas (2) 203,627 442,350 117.2 90.8 216.4 Transmisión de electricidad 40,092 38,983 (2.8) 17.9 19.1 Distribución de electricidad 0 214,441 0.0 104.9 Transporte de gas natural 163,535 188,926 15.5 72.9 92.4

Utilidad bruta 387,664 488,470 26 172.8 239.0 GASTOS ADMINISTRATIVOS ASIGNADOS 33,213 72,188 117.3 14.8 35.3

Transmisión de electricidad 4,609 4,451 (3.4) 2.1 2.2 Distribución de Electricidad 0 31,308 0.0 15.3 Transporte de gas natural 28,604 36,429 27.4 12.7 17.8

UTILIDAD OPERACIONAL 354,451 416,282 17.4 158.0 203.6 Dividendos (3) 445,894 510,566 14.5 198.7 249.8 Intereses inversiones temp. y pat. autónomos 81,174 70,857 (12.7) 36.2 34.7 Diferencia en cambio neta (4) (277,483) 255,226 192 -123.7 124.9 Valoración neta de coberturas (5) (7,251) (124,212) 1613 -3.2 -60.8 Otros ingresos (6) 27,937 43,555 55.9 12.5 21.3 Gastos administrativos 83,680 100,748 20.4 37.3 49.3 Gastos financieros 281,153 288,935 2.8 125.3 141.3 Otros gastos 2,931 11,123 279.5 1.3 5.4 Utilidad antes de impuestos e interés minoritario 256,958 771,468 200.2 114.5 377.4 Interés minoritario (7) 3,769 (22,260) (690.6) 1.7 -10.9 Impuesto de renta (41,612) (25,995) (37.5) -18.5 -12.7 Utilidad neta 219,115 723,213 230.1 97.7 353.8 Nota: píes de página en anexo 5

El incremento en los ingresos de transmisión se debe al ajuste anual a la tarifa de transmisión basado en el

comportamiento del IPP.

Los menores costos de operación de transmisión se explican por (▪) mejoras en los procesos de operación y

mantenimiento y (▪) menores contribuciones (Cop 1,565 mm) a dos fondos para mejorar la infraestructura

(FAER y PRONE).

Los resultados consolidados de EEB reflejan a partir de febrero de 2009, la compra de la Empresa de Energía de

Cundinamarca (EEC) a través de la compañía controlada Decsa. Decsa es propiedad de EEB en un 51% y de

Codensa en un 49%. A su vez, Decsa es propietaria del 82.34% EEC es una compañía de distribución de

electricidad con operaciones en el centro del país.

Los ingresos consolidados por transporte de gas natural crecen por: (▪) el mayor volumen de gas transportado

en 2009 y; (▪) la devaluación del peso durante buena parte del primer semestre del año pasado. Es importante

recordar que una parte de la tarifa de transporte de gas está indexada al dólar.


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El aumento de los costos operacionales del transporte de gas natural se deba a: (▪) un mayor consumo de gas

natural en las estaciones compresoras debido al mayor volumen transportado (Cop 11,436 mm) y; (▪) mayores

labores de mantenimiento y reparación (revestimiento en el gasoducto Centroriente - Cop 8,286 mm) y la

corrección de defectos en otros gasoductos (aplicación de cintas de refuerzo no metálicas / incremento de Cop

1,535 mm en 2009).

El aumento en la cuenta de dividendos se explica año por los mayores dividendos decretados por Codensa (Cop

29,500 mm); Emgesa (Cop 23,347 mm) y; Gas Natural (Cop 14,742 mm).

Los ingresos financieros disminuyen porque EEB vendió en 2008 su participación accionaria en la FEN y en

Ituango, operación que generó una utilidad de Cop 9.842 millones en ese año.

La valoración de los contratos de cobertura (EEB y TGI) arrojó una variación negativa que contrarresta la

variación positiva de la diferencia en cambio.

En aumento en los Otros ingresos refleja una utilidad (Cop 9,000 mm) en la venta de activos por parte de TGI a

Promigas. Se trata de pequeños ramales embebidos en el sistema de Promigas.

El aumento en los Gastos administrativos se debe a la actualización del cálculo de las pensiones. La diferencia

entre las actualizaciones actuariales de 2008 y 2009 obligaron a constituir provisiones cercanas a los Cop 15,000

mm.

Los gastos financieros se mantienen estables gracias a que el nivel de endeudamiento de la compañía no varió

significativamente en 2009 y a que el dólar, a pesar de que se devalúo durante buena parte del primer

semestre, terminó el año con un precio inferior al del cierre de 2008.

En marzo de este año, la Asamblea de la compañía decidió distribuir utilidades por Cop 291,537 mm. También

decidió constituir reservas por Cop 431,676 mm. De este último valor: (▪) Cop 31,912 mm corresponde a una

reserva ocasional por diferencia en cambio, reflejo de una política conservadora orientada a no distribuir los

efectos contables de las variaciones en la tasa de cambio; (▪) Cop 132,623 mm son reservas para financiar los

proyectos de expansión; (▪) Cop 261,130 mm corresponde a la reserva ocasional por método de participación

(utilidades no distribuidas de las compañías controladas) y; el saldo a una reserva legal.

Tabla N°28 - Indicadores financieros de EEB Mm COP MM USD

2008 2009 Var % 2008 2009 Ebitda consolidado (1) 934,163 1,053,942 12.8 416.4 515.6 Ebitda consolidado y ajustado (2) 934,163 1,053,942 12.8 416.4 515.6 Margen Ebitda consolidado (3) 84.3 70.9 (5.9) 84.3 70.9 Deuda neta consolidada (4) / Ebitda consolidado (1) OM: < 4,5

2.9 2.4 2.9 2.4

Ebitda consolidado (1) / Intereses consolidados (5) OM: > 2,25

4.5 4.9 4.5 4.9

Nota: píes de página en anexo 5


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El aumento del EBITDA consolidado es producto de una mayor utilidad operacional (+ 17%) y a un crecimiento

superior al 14% en los dividendos recibidos de las compañías sin control. Si bien los gastos de administración

crecieron cerca del 20%, es importante tener presente que esta variación se debe principalmente a rubros que

no significan una salida de caja (amortizaciones, depreciaciones, provisiones).

El indicador de apalancamiento presenta una reducción importante al pasar de 2.88x a 2.42x, producto de un

mayor EBITDA y de un menor valor de la deuda en pesos (que en su mayoría está contratada en dólares). En

cuanto a la reducción en el indicador de cobertura de intereses, también es fruto del efecto de un mayor

EBITDA y de un menor costo de intereses por la revaluación del peso.

Tabla N°29 - Estructura de la deuda consolidada de EEB

2008 Part. 2009 Part. 2008 2009

COP Mm % COP Mm % Mm USD Mm USD

Deuda financiera en COP 101,318 3.0 150,002 4.8 45.2 73.4 Deuda financiera en USD 3,318,005 97.0 2,994,835 95.2 1,480 1,465.0 Total deuda financiera 3,419,322 100.0 3,144,837 100.0 1,524 1,538.4

La revaluación del peso afectó el saldo de la deuda financiera en pesos. El endeudamiento en moneda

extranjera se mantuvo estable (reducido marginalmente por la amortización de créditos suscritos en el pasado

con el Gobierno Suizo y con el KFW) pero al reexpresarlo en pesos se observa una reducción de alrededor del

8.9%. Por otro lado, el endeudamiento en moneda local aumentó Cop 50,000 mm por la contratación de un

crédito de corto plazo para cubrir necesidades transitorias de liquidez.

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2,79 2,882,42

2007 2008 2009

Deuda Neta / EBITDA

949.599934.163

1.053.942

2007 2008 2009

EBITDA

4,464,51

4,89

2007 2008 2009

EBITDA / Intereses


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Anexo 1: Nota legal y aclaraciones

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. 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:


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− 31 de diciembre de 2008: 2,243.6 Cop/USD

− 31 de diciembre de 2009: 2,044.2 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.

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 operativos

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 impuesto indirectos, la amortización

de intangibles, la depreciación de los activos fijos, las provisiones y los aportes realizados a los fondos

pensionales.

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

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

aquellas compañías en donde EEB tiene participaciones accionarias.

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Anexo 2: Términos técnicos y regulatorios

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

CAC: Crecimiento anual compuesto.

COP: Pesos colombianos,

CHB: Central Hidroeléctrica de Betania,

CTM: Consorcio Transmantaro,

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

de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural,

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

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

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

GNV: Gas natural vehicular,

IPC: Indice de precios al consumidor de Colombia,

KM: Kilómetros,

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

durante una hora,

MEM: Mercado de Energía Mayorista de Colombia,

Mm: millones,

Ml: Millas,

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

N.A. No aplica.

PCD: Pies cúbicos día,

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 2009

EMPRESA DE ENERGIA DE BOGOTA S.A. E.S.P. Y SUS FILIALES

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

(En millones de pesos colombianos)

ACTIVOS 2009 2008 PASIVOS Y PATRIMONIO DE LOS ACCIONISTAS 2009 2008

ACTIVO CORRIENTE: PASIVO CORRIENTE:

Efectivo (Nota 4) 142,540$ 58,256$ Porción corriente de la deuda a largo plazo (Nota 12) 208,070$ 164,150$

Inversiones temporales (Nota 5) 455,935 643,714 Cuentas por pagar (Nota 14) 106,328 40,389

Deudores (Nota 6) 238,814 106,254 Obligaciones laborales 8,911 1,065

Inventarios (Nota 7) 38,288 43,771 Recaudos a favor de terceros (Nota 16) 17,178 8,251

Otros activos (Nota 10) 92,273 31,303 Pasivos estimados y provisiones (Nota 17) 52,162 21,386

Pensiones de jubilación (Nota 18) 31,854 27,461

Beneficios complementarios a pensiones de jubilación (Nota 18) 6,446 4,986

Otros pasivos (Nota 19) 1,012 145

Total activo corriente 967,850 883,298 Total pasivo corriente 431,961 267,833

PASIVOS A LARGO PLAZO:

Deuda a largo plazo (Nota 12) 2,991,708 3,286,562

Operaciones de cobertura (Nota13) 121,856 7,251

Pensiones de jubilación, menos porción corriente (Nota 18) 237,809 193,087

CUENTAS POR COBRAR A LARGO PLAZO (Nota 6) 428,922 237,368 Beneficios complementarios a pensiones de jubilación, menos porción corriente 69,851 53,421

Pasivos estimados y provisiones (Nota 17) 42,804 39,885

Otros pasivos (Nota 19) 75,791 55,301

Total pasivo a largo plazo 3,539,819 3,635,507

PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO, Neto (Nota 8) 1,660,338 1,313,122 INTERES MINORITARIO 188,467 18,436

Total pasivos 4,160,247 3,921,776

PATRIMONIO DE LOS ACCIONISTAS: (Nota 21)

INVERSIONES PERMANENTES (Nota 9) 1,719,016 1,731,524 Capital 664,993 664,993

Prima en colocación de acciones 97,412 97,412

Reservas 912,606 935,308

Resultados de ejercicios anteriores - 67,466

Resultado neto del período 723,213 219,115

OTROS ACTIVOS, Netos (Nota 10) 2,101,470 2,301,582 Superávit donado 6,655 6,655

Superávit por valorizaciones 3,945,911 3,651,440

Revalorización del patrimonio 545,473 555,379

VALORIZACIONES (Nota 11) 4,178,914 3,652,650 Total patrimonio de los accionistas 6,896,263 6,197,768

Total activos 11,056,510$ 10,119,544$ Total pasivos y patrimonio de los accionistas 11,056,510$ 10,119,544$

CUENTAS DE ORDEN (Nota 26) 5,581,845$ 5,188,242$ CUENTAS DE ORDEN (Nota 26) 5,581,845$ 5,188,242$

Las notas adjuntas son parte integral de los estados financieros consolidados

Los suscritos Representante Legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones contenidas en estos estados financieros consolidados y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad de las Empresas.

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Presidente

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Contador Tarjeta Profesional No. 53.918-T

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Revisor Fiscal T.P. No. 116.710-T(Ver mi informe adjunto)

Designado por Deloitte & Touche Ltda.


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ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS

(En millones de pesos colombianos, excepto el número de acciones y el resultado neto por acción)

2009 2008

INGRESOS OPERACIONALES

Transmisión de electricidad 92,695$ 91,152$

Distribución de electricidad 262,486 -

Transporte de gas natural 575,638 500,139

930,819 591,291

COSTOS DE VENTAS (Nota 22)

Transmisión de electricidad (38,983) (40,092)

Distribución de electricidad (214,441) -

Transporte de gas natural (188,926) (163,535)

(442,350) (203,627)

Utilidad bruta 488,469 387,664

GASTOS DE ADMINISTRACION ASIGNADOS A COSTOS (Nota 22)

Transmisión de electricidad (4,451) (4,609)

Distribución de electricidad (31,308) -

Transporte de gas natural (36,429) (28,604)

(72,188) (33,213)

Utilidad operacional 416,281 354,451

16,737 #¡VALOR!

DIVIDENDOS E INTERESES GANADOS (Nota 9) 581,423 527,068

DIFERENCIA EN CAMBIO 255,226 (277,483)

OTROS GASTOS DE ADMINISTRACIÓN (Nota 24) (100,747) (83,680)

GASTOS FINANCIEROS (Nota 25) (413,147) (288,404)

OTROS GASTOS (11,123) (2,931)

OTROS INGRESOS (Nota 23) 43,555 27,937

355,187 (97,493)

Utilidad antes de impuesto sobre la renta e interés minoritario 771,468 256,958

IMPUESTO SOBRE LA RENTA (Nota 20) (25,995) (41,612)

Utilidad antes de interés minoritario 745,473 215,346

INTERÉS MINORITARIO (22,260) 3,769

RESULTADO NETO DEL PERÍODO 723,213$ 219,115$

NÚMERO DE ACCIONES 85,871,565 85,871,565

RESULTADO NETO POR ACCIÓN 8,422.03$ 2,551.66$

Las notas adjuntas son parte integral de los estados financieros consolidados.

POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

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ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADOS

(En millones de pesos colombianos)

2009 2008

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACIÓN:

Resultado neto del período 723,213$ 219,115$

Ajustes para conciliar el resultado con el efectivo neto provisto por las

actividades de operación:

Depreciaciones y amortizaciones 114,526 110,425

Diferencia en cambio (267,661) 279,081

Valuación portafolio en patrimonios autónomos (34,229) (24,899)

Recuperaciones y provisiones 3,006 5,475

Recuperación pensiones de jubilación 0 (6,224)

Utilidad en venta de activos fijos (9,404) (273)

Utilidad en venta de inversiones 0 (9,842)

Impuesto diferido 16,847 29,688

Pérdida en operaciones de cobertura 125,772 7,251

Interés minoritario - 3,769

672,070 613,566

Cambios en activos y pasivos de operación, neto

Deudores (291,982) 119,746

Inventarios 5,507 (13,338)

Gastos pagados por anticipado (60,970) 296

Cuentas y documentos por pagar 67,122 (61,339)

Obligaciones laborales 74,851 (12)

Recaudos a favor de terceros 8,927 92

Pasivos estimados y provisiones 44,683 (4,780)

Otros pasivos (7,824) 20,941

Disminución del interés minoritario (61,762) (18,883)

Fondos netos provistos por las actividades de operación 450,622 656,289

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN:

Aumento de activos fijos (385,189) (23,721)

Activos incorporados compra EEC - -

Disminución (aumento) en otros activos 133,010 (24,333)

Disminución (aumento) de inversiones 176,056 (154,128)

Fondos netos usados en las actividades de inversión (76,123) (202,182)

FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN:

(Disminución) Aumento de la deuda 40,141 (174,861)

Aumento operaciones de cobertura (11,167)

Impuesto al patrimonio (9,906) (9,906)

Pago de dividendos (309,283) (299,134)

Fondos netos usados en las actividades de financiación (290,215) (483,901)

CAMBIOS NETOS EN EL EFECTIVO 84,284 (29,794)

EFECTIVO AL INICIO DEL PERIODO 58,256 88,050

EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 142,540$ 58,256$

Las notas adjuntas son parte integral de los estados financieros consolidados.

POR LOS AÑOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2009 Y 2008

Los suscritos Representante Legal y Contador certificamos que hemos verificado previamente las afirmaciones contenidas en estos estados

financieros consolidados y que los mismos han sido preparados a partir de los libros de contabilidad de las Empresas.

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Anexo 4: Desagregación del Ebitda consolidado

M COP Variación M USD

2008 2009 COP % 2008 2009

Utilidad operacional 354,404 416,283 61,879 17.5 158.0 203.6 Depreciación operacional 41,091 46,747 5,656 13.8 18.3 22.9 Amortización operacional 60,301 60,900 599 1.0 26.9 29.8 Impuestos operacionales 5,308 5,778 470 8.9 2.4 2.8 Dividendos e intereses ganados 527,068 581,423 54,355 10.3 234.9 284.4 Intereses patrimonio autónomo (24,899) (25,688) (789) 3.2 -11.1 -12.6 Gastos administración (83,680) (100,747) (17,067) 20.4 -37.3 -49.3 Pensiones jubilación 26,448 26,609 161 0.6 11.8 13.0 Amortizaciones 10,706 22,070 11,364 106.1 4.8 10.8 Depreciaciones 658 675 17 2.6 0.3 0.3 Provisiones 5,475 7,520 2,045 37.4 2.4 3.7 Impuestos 11,283 12,373 1,090 9.7 5.0 6.1

EBITDA 934,163 1,053,942 119,779 12.8% 416.4 515.6

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Anexo 5: Pies de página de las tablas

Tabla N°10 - Indicadores transmisión EEB; Pag 7

(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 N°13 - Aportes al Ebitda Consolidado de EEB; Pag 9 (1) Incluye distribución de dividendos y reservas y reducciones de capital

Regresar a la Tabla

Tabla N°15 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa; Pag 10 (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 N°18 - Calidad de la cartera de Codensa; Pag 12

(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 N°19 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa; Pag 13

(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 N°22 - Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural; Pag 15

(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


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(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 N°25 - Indicadores financieros seleccionados de REP; Pag 16


(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.


Tabla N°26 - Indicadores financieros seleccionados de CTM; Pag 16


(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.


Tabla N°27 - Resultados consolidados EEB; Pag 17

Regresar a la Tabla

Tabla N°28 - Indicadores financieros de EEB; Pag 18

(1) Son los ingresos operacionales por el servicio de transmisión que presta directamente EEB, el de distribución de electricidad que presta EEC y los de transporte de gas natural que prestan TGI y

Transcogas. (2) Es el costo de ventas por el servicio de transmisión que presta directamente EEB, el de distribución de

electricidad que presta EEC y los de transporte de gas natural que prestan 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 en la tasa de cambio y su impacto en los activos y pasivos denominados en moneda extranjera.

(5) Refleja la valoración las coberturas contratadas por EEB y TGI para reducir el riesgo cambiario.

(6) Corresponde a ingresos por recuperación de inversiones, arrendamientos y gastos. (7) Corresponde a la proporción de las utilidades netas que le corresponden a los inversionistas minoritarios en

las empresas consolidadas por EEB.


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(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. Regresar a la Tabla

Grafica N°2 - Disponibilidad de la infraestructura; Pag 9

(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. Regresar a la Gráfica

Grafica N°3 - Ventas; Pag 10

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

Regresar a la Gráfica

Grafica N°7 - Pérdidas De Energía; Pag 12 (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.

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Informe Anual para Inversionistas 1 2009 - GEB · Se avanzó en la implementación de la estrategia de cobertura del riesgo cambiario. ( ) A finales de 2008 EEB contrató un coupon