Informe Anual para Inversionistas 2008 1€¦ · Transcogas Perú es una empresa de EEB y TGI en que la primera tiene la mayoría accionaria (75%). ... de capital y el 70% restante

Informe Anual para Inversionistas

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Contacto: Juan Felipe González Rivera

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E mail: [email protected]

Bogotá D.C., abril de 2009 ÍNDICE Aclaraciones. Hechos relevantes. Información macroeconómica. Información sectorial. Desempeño operacional de TGI. Desempeño comercial de TGI. Desempeño financiero de TGI. Anexo 1: Aclaración legal. Anexo 2: Términos y definiciones. Anexo 3: Estados financieros ACLARACIONES AL INFORME

Solo con propósitos informativos, hemos convertido algunas de las cifras de este informe a su equivalente en dólares de los Estados Unidos utilizando la TRM de fin de período publicada por la Superintendencia Financiera de Colombia. Las tasas de cambio utilizadas en la conversión son las siguientes: − 2007: 2,014.76 COP/USD − 2008: 2,243.59 COP/USD

En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los decimales.

Los resultados de TGI de 2007 reflejan la operación de la compañía entre el 3 de marzo y el 31 de diciembre de ese año. Por esta razón y solamente para facilitar las comparaciones, se anualizaron los rubros del estado de resultados de TGI de 2007 dividiendo las cifras entre 304 (días transcurridos entre el 3 de marzo y el 31 de diciembre) y multiplicando el resultado por 365 (días totales del año).

El EBITDA no es un indicador reconocido bajo las normas contables de Colombia o de los Estados Unidos y puede presentar dificultades como herramienta analítica. Por esta razón, no debería ser tenido en cuenta en forma aislada como un indicador de la generación de caja de la compañía.

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HECHOS RELEVANTES DE 2008

La economía colombiana enfrentará en 2009 el reto de atenuar el impacto negativo que tendrá la desaceleración del consumo interno, las menores exportaciones y la reducción de la inversión. El país está implementando medidas anti-cíclicas para amortiguar estos


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efectos y el gobierno prevé que la economía crecerá este año en un rango entre 0.5% y 1.5%

Con inversiones cercanas a los usd 450 mm, se hará la expansión de los dos principales gasoductos de TGI: Guajira y Cusiana. Las inversiones en el gasoducto de la Guajira son de aproximadamente Usd 150 mm, serán financiadas con caja de TGI, aumentarán la capacidad de transporte en 70 mmpcd (hasta los 260 mmpcd) y se estima que estarán listas en el primer semestre de 2010. Las inversiones de Cusiana serán financiadas con créditos locales en pesos en cabeza de EEB los cuales se utilizarán para invertir en un vehículo fiduciario al cual TGI aportará los contratos de construcción. El proyecto deberá estar listo antes de finalizar el 2010 y se espera que amplíe la capacidad en 180 mmpcd (hasta los 390 mmpcd).

TGI viene implementando una estrategia para cubrir el riesgo cambiario al que se encuentra expuesto el principal de su endeudamiento en moneda extranjera. En el mes de enero se contrató una estructura combinada de forwards y swaps por usd 200 mm de dólares que le asegura a la compañía la compra de las divisas en 2017 a una tasa de cambio predefinida. El objetivo de TGI es aumentar esta cobertura.

Transcogas Perú firmó el pasado siete de marzo un contrato de concesión con el gobierno peruano para la construcción del gasoducto de Ica. Transcogas Perú es una empresa de EEB y TGI en que la primera tiene la mayoría accionaria (75%). De acuerdo con las negociaciones en curso, la capacidad de distribución podría llegar a los 240 mmpcd la mayor parte de los cuales serían destinados a los sectores petroquímico, industrial y pesquero. La inversión podría alcanzar los Usd 250 mm de los cuales el 30% serán aportes de capital y el 70% restante financiación con la banca local peruana o créditos de entidades multilaterales. Se espera que la construcción, que demorará alrededor de 30 meses, inicie en 2010 y que este año finalicen las negociaciones comerciales con la firma de los contratos de suministro, transporte y comercialización. Fitch y Standard & Poors mantuvieron la calificación de TGI en BB con un cambio de

perspectiva de estable a negativa. S&P señaló que el cambio refleja el impacto de la devaluación del peso en el indicador de apalancamiento (Deuda/Ebitda). Destaca el informe la sólida posición de liquidez de la compañía, la estabilidad de sus ingresos, su cobertura natural frente a la devaluación del peso y el favorable ambiente regulatorio en el que opera la compañía.

Se espera que en el primer semestre de 2009 la CREG actualice la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural para el próximo período tarifario (5 años), con la expectativa de que dicha actualización incluya señales para las inversiones orientadas a aumentar la confiabilidad del sistema. A finales del año pasado la CREG expidió, para comentarios, su resolución 157, en la que se propone un incremento del costo del capital y en la que se establece que la inversión asociada a la actividad de transporte continuará remunerándose en dólares.


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INFORMACIÓN MACROECONÓMICA

Indicadores económicos seleccionados

Evolución de indicadores económicos seleccionados 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (p) PIB % 4.87 4.72 6.80 7.50 2.5 0.5 / 1.5 Inflación % 5.50 4.85 4.48 5.69 7.67 4.5 / 5.5 Inversión extranjera directa (USD mm) 3,015 3,540 3,951 7,870 10,564 7,000 TRM (USD/COP) (1) 2,412 2,282 2,238 2,015 2,244 2,473 Fuentes: Ministerio de Hacienda y Crédito Público de Colombia; Banco de la República; DANE; Anif, encuesta Bloomberg (e) Proyectado

A finales de marzo varias entidades revisaron a la baja sus previsiones sobre crecimiento mundial para este año. La información revela la magnitud del deterioro en las economías desarrolladas y el impacto sobre las economías emergentes. La realidad está desmitificando algunos de los paradigmas que se habían construido en los últimos meses. Hoy es difícil sostener que el crecimiento en China e India compensará la caída en las economías desarrolladas y que el mundo emergente está blindado frente a la crisis. Lo que estamos presenciando es una crisis de dimensiones globales. También parece claro que el 2009 no será el año de la recuperación y que el rol de los gobiernos, particularmente los de las economías desarrolladas, jugarán un papel central, no solo en la superación de la crisis, sino también en la definición de nuevas reglas de juego que eviten que una situación como la actual se vuelva a presentar. Sin embargo, el impacto no será homogéneo. Los pronósticos de crecimiento para 2009 publicados por The Economist en marzo pasado, dejan ver diferencias importantes a nivel regional y por países. En el grupo de las economías más grandes, Japón será el más golpeado con una contracción casi dos veces superior a la de la Unión Europea, China e India serán los de mayor crecimiento en 2009 pero con tasas muy por debajo de lo que hace algunos meses se esperaba, los países asiáticos con economías soportadas mayoritariamente en el comercio internacional sufrirán fuertes contracciones y Latinoamérica tendrá un impacto

Población 44 Mm Área 1.1 Mm K2

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


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relativamente menos severo. Pero aún en esta región, las diferencias entre países son importantes. Chile y Perú pueden ejecutar rápidamente políticas anti-cíclicas y serán las economías de mejor comportamiento este año, Brasil tiene un mercado interno muy grande que puede ayudar a compensar la caída de sus exportaciones y México, por vínculo estrecho con los EEUU, dependerá en un alto grado de lo que le ocurra a su vecino. A pesar de que el gobierno reviso a la baja sus expectativas de crecimiento para 2009 y de que la economía se contrajo en el último trimestre de 2008, el panorama para Colombia es de relativo optimismo y el país podría clasificarse en el grupo de países de la región con mayores fortalezas para superar la crisis. En el campo externo, se espera que se reduzcan las exportaciones, los flujos de inversión extranjera directa y las remesas y que se incremente el costo de la financiación externa. Sin embargo, el país tiene aseguradas la mayor parte de sus necesidades de financiación externa y la devaluación amortiguaría la caída de las exportaciones y el menor nivel de las remesas. A nivel interno se espera una caída en el consumo y en la inversión privada, compensados con un aumento en el gasto público y una política monetaria expansiva que debería empezar a reactivar la economía cuando repunte la confianza. Exploremos estos temas empezando por el campo externo. Frente a un escenario de mercados financieros restringidos, el gobierno se anticipó para asegurar sus necesidades de financiación con la colocación de un bono global por usd Usd 1.000 mm, la negociación de créditos por un valor de Usd 2.400 mm y créditos contingentes por un valor cercano a los Usd 6.500 mm. De otra parte, la inversión extranjera directa (FDI) probablemente será inferior a los cerca de usd 10 bln que ingresaron en 2008. Sin embargo, los flujos de los dos primeros meses de 2009 (cerca de 1,1 bln) fueron superiores al monto del mismo período de 2007. La mayor parte de la FDI en Colombia se destina a los sectores de minas e hidrocarburos y la ejecución los proyectos en estos sectores está sujeta a compromisos contractuales. Adicionalmente, el precio del crudo parece haberse estabilizado en un nivel superior a los usd 40 dólares por barril, nivel que aún es atractivo para adelantar muchos proyectos en este sector. También se puede esperar un aumento en los flujos de inversión de portafolio gracias al levantamiento de las restricciones al ingreso de este tipo de capitales pero, más importante aún, por los diferenciales de tasas de interés en un escenario en donde las tasas de referencia de las principales economías del mundo están en cero o tendiendo a ese valor. De acuerdo con ANIF (un “think tank” colombiano), la inversión extranjera alcanzará los Usd 7 bln en 2009, un 30% menos que en 2008


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Ahora bien, las exportaciones colombianas caerán en 2009. Las razones son los menores precios internacionales de los bienes básicos exportados por Colombia (principalmente petróleo y carbón), el deterioro de las condiciones económicas de nuestros principales socios comerciales (EEUU, Venezuela y Ecuador) y las restricciones comerciales impuestas por estos dos últimos países a las exportaciones de ciertos productos colombianos. El impacto por la caída de las exportaciones debería ser moderado si se considerara que estas tienen un peso relativamente bajo en la economía (cerca del 20% del PIB) y que la devaluación del peso puede compensar parcialmente la caída de los precios y la demanda externa. Estas previsiones llevan al Banco de la República a no considerar probable una devaluación masiva en 2009, percepción que comparten otros agentes (el promedio de devaluación de acuerdo con una encuesta de Bloomberg a 11 entidades financieras publicada en marzo es del 15% para 2009). Esto a su vez facilitará una política monetaria más expansiva pues la caída en los precios internacionales de algunos bienes importados se podrá reflejar más fácilmente en la inflación local. En el plano interno, la demanda doméstica se desaceleró desde principios de 2008 y, junto con la caída en las exportaciones, explica la desaceleración industrial que empezó a sentir el país en el segundo semestre de 2008. En este comportamiento jugaron un rol importante la desaceleración en el consumo de los hogares y en el gasto público, pues la inversión privada continuó creciendo a tasas elevadas. El consumo de los hogares se venía desacelerando desde antes de que se agudizara la crisis como consecuencia de una política monetaria restrictiva y el gasto público refleja una situación estacional relacionada con el primer año de gestión de los nuevos gobiernos locales. A pesar de lo anterior, existen elementos que podrían sustentar la demanda durante este año: (i) el espacio para aplicar una política monetaria expansiva, (ii) la solidez del sector financiero y, (iii) la posibilidad de aumentar el gasto público. Entre el 2006 y el 2008 el Banco de la República aplicó una política monetaria restrictiva de aumentos de la tasa de interés de intervención y mayores encajes a los depósitos bancarios. La tasa de intervención llegó al 10% en noviembre de 2008 y partir de ese momento se ha reducido en 300 pbs. Ya se están empezando a observar reducciones en las tasas de interés de los créditos y se espera que esta tendencia se consolide a lo largo de 2009. Además, la inflación se está comportando de una manera favorable y le estaría abriendo las puertas al BR para reducciones adicionales. La meta de inflación para este año es del 5% (rango entre 4.5% y 5.5%) y el BR se siente confiado en que se cumplirá. Las expectativas del mercado avalan su optimismo; la encuesta de marzo realizada por el BR a 40 entidades financieras


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sobre expectativas de inflación para este año, arrojó una media levemente por debajo del 5%. El sector financiero colombiano está en una posición razonablemente sólida para afrontar la crisis internacional y la desaceleración interna. El BR actuó con bastante anticipación para frenar el crecimiento del crédito aumentando el costo del dinero desde 2006. Medidas adicionales fueron tomadas por esta entidad y por la Superintendencia Financiera (SF) para aumentar las provisiones de las entidades de crédito y evitar el riesgo de iliquidez en las operaciones con moneda extranjera. A finales de marzo las provisiones totales del sistema financiero superaban en un 14% la totalidad de la cartera vencida, la cartera vencida como proporción de la cartera total se situó en un nivel cercano al 4% y la relación de solvencia del sistema era del 14% (5 puntos porcentuales por encima de las recomendaciones de Basilea). Resulta también importante señalar que el capital del sector financiero se fortalecerá este año. De acuerdo con información de la SF, los establecimientos de crédito obtuvieron utilidades en 2008 por Cop 4,862 bln (cerca de Usd 2 bln) y prácticamente la mitad de estas serán capitalizadas por decisión de los accionistas. Además las empresas colombianas están encontrando en el mercado de capitales local una buena alternativa de crédito. En 2008 se colocaron bonos corporativos por cerca de Cop 6,000 bln (aprox Usd 2.6 bln) y en lo corrido de este año ya van Cop 3,000 bln (aprox Usd 1.6 bln). En este comportamiento están jugando un papel importante la liquidez de las entidades de crédito y de los fondos de pensiones y la operación adelantada por el gobierno para ampliar la estructura de plazos de su deuda en moneda local. A principios de este año el gobierno realizó un canje de títulos locales con vencimientos entre 2009 y 2011 por emisiones con vencimientos entre 2012 y 2018 reduciendo las necesidades de financiación para este año en Cop 2.4 bln. Aunque el espacio fiscal de Colombia no es holgado, el gobierno nacional central ha tomado medidas para aumentar la inversión pública, particularmente en infraestructura e inversión social. De acuerdo con el último plan financiero (enero de 2009), el gobierno nacional aumentará el déficit fiscal y aplazará gastos con el objeto de incrementar en un 31% las inversiones en infraestructura (particularmente en vías, vivienda y agua potable). También se esperan aumentos en las inversiones de los gobiernos locales que, como ya se mencionó, represaron gastos durante 2008 y hoy en día cuentan con superávit fiscales. El problema no parece ser de financiación sino de ejecución y por ello la estrategia del gobierno está enfocada a acelerar las decisiones. El gobierno también anunció en marzo estímulos basados en un paquete de medidas para aumentar la demanda de vivienda en los estratos de menores ingresos. La estrategia incluye


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mayores subsidios para la cuota inicial y subsidios a la tasa de interés y va acompañada de una reducción sustancial en los tiempos necesarios para obtener las licencias. Se estima que el costo financiero se reduciría en un 25%. El sector de la construcción tiene un peso importante en la economía colombiana, es intensivo en mano de obra y tiene un efecto multiplicador importante sobre otros sectores de la economía. A manera de resumen, existen elementos objetivos para ver el desempeño de Colombia con moderado optimismo en 2009. El espacio para relajar la política monetaria, la solidez del sistema financiero, las oportunidades que ofrece el mercado interno para financiar al sector privado y la estrategia de gasto del gobierno jugarán un papel importante en 2009 como herramientas anti-cíclicas. Los mercados parecen reconocer que la situación colombiana es de relativa fortaleza. Desde la agudización de la crisis en septiembre del año pasado, el peso colombiano, al igual que las demás monedas latinoamericanas, se devaluó pero en un nivel menos acentuado que las monedas de Brasil y México, el mercado accionario es uno de los menos golpeados de la región y lo mismo sucede con el diferencial de la deuda colombiana en relación con la de los Estados Unidos. Para finalizar, vale la pena hacer un breve comentario sobre la economía peruana en donde el grupo EEB tiene intereses. El PIB peruano fue el de mejor desempeño en América Latina durante el 2008 con un crecimiento de cerca del 10%. El 2009 no se ve tan brillante pero aún así las más recientes estimaciones mencionan un aumento del 3% para este año, un comportamiento sobresaliente en el contexto actual.

Volver INFORMACIÓN SECTORIAL

Reservas de gas natural y perspectivas Total Reservas GN

TPC R/P

Gas Natural Años

(1)

R/P Crudo Años

(2) 2004 7.2 32.1 7.7 2005 7.5 31.8 7.6 2006 7.3 29.6 7.8 2007 7.1 26.6 7.0 2008 N.D N.D N.D Fuente: ANH N.D.: No disponible (1) Estima la duración de las reservas dado el nivel de producción en un momento determinado. (2) Es el resultado de dividir las reservas totales entre la producción de crudo. Estima la duración de las

reservas dado el nivel de producción en un momento determinado.

El 2008 fue un año particularmente bueno para la exploración de hidrocarburos en Colombia. En total se perforaron 96 pozos A3 (wildcats) lo que significó un incremento en la actividad


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exploratoria del 37% en relación con 2007. La actividad sísmica también aumentó con la adquisición de más de 16 mil km (casi un 50% más que el año anterior). Adicionalmente, la mayoría de los bloques con mayor potencial de gas en Colombia (los adjudicados en la “Ronda Caribe” a finales de 2007) aún se encuentran en etapas iniciales de exploración y por lo tanto la determinación de la existencia de reservas en estas áreas podría tardar algunos años más. También se tiene una expectativa favorable sobre el gas asociado a una mina de carbón. La compañía que la opera anunció reservas por 2.3 TPC.

Demanda de gas natural por sectores - Mmpcd Refinería Petroq. Indust. Doméstico GNV Termo Exp. Total Var.

% 2004 85.2 11 161.2 137.3 22.9 178.4 595.9 5.15 2005 82.4 10.7 170.4 143.5 30.3 192.4 629.7 5.67

2006 90.9 12.7 209.1 152.1 49.8 181.8 696.4 10.59 2007 98,0 13.1 226.1 162.8 74.2 157.2 731.1 4.98 2008 91.2 12.1 240.3 166.2 78.1 134.7 147.2 869.8 18.97

Fuente: UPME.

En lo última década el gas natural aumentó su importancia como fuente de energía para Colombia. Gracias al “Plan de Masificación del Gas Natural”, una política de estado que se viene desarrollando desde principios de la década de los 90, el gas pasó de representar el 6% de la oferta primaria de energía del país al 16%. En 2008 la demanda de gas natural creció 18%. Al excluir las exportaciones a Venezuela se observa una reducción cercana al 1% que se explica casi en su totalidad por el menor consumo de gas en el sector térmico. En Colombia la mayor parte de la generación de electricidad es hídrica y sus costos de producción son más bajos que los de la generación térmica. Por esta razón, en los años lluviosos como el caso del 2008, la generación térmica cae. Un estudio elaborado en noviembre del año pasado por Naturgas y la UPME proyecta un crecimiento de la demanda de 3% anual para los próximos 12 años. Al revisar las cifras del estudio por regiones, se observa que prácticamente todo el crecimiento se explica por el comportamiento de la demanda del interior del país lo que se traduce en oportunidades y retos de primer orden para TGI. A continuación se analiza la evolución reciente y las proyecciones para diferentes segmentos del mercado. Entre enero y junio del año pasado se convirtieron cerca de 26,000 vehículos a gas natural para un total de 262,000 operando en el país con este combustible. La demanda en este segmento del mercado se incrementó en cerca del 6% y es de esperar que continúe


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creciendo a tasas altas pues Colombia decidió eliminar los subsidios a los precios de los combustibles líquidos (gasolina corriente y diesel) y actualmente congeló sus precios a pesar de la caída en las cotizaciones internacionales. De acuerdo con el estudio de Naturgas y UPME, la demanda en este segmento crecerá al 9% anual hasta el 2020, año en el que circularían en Colombia 600,000 vehículos convertidos a gas natural. A nivel residencial, el año pasado se conectaron 300,000 nuevos usuarios para un total de 4.7 mm de hogares en todo el país con acceso a este combustible. La demanda residencial en Colombia viene creciendo a tasas moderadas y estables (a un promedio de 5% en los últimos cuatro años). Hacia futuro, el estudio señalado considera que la demanda de este sector crecerá al 3.4% para alcanzar en el 2020 un número de usuarios cercanos a los 7mm. La demanda térmica cayó cerca de 14% en 2008. Como se mencionó, en Colombia durante los períodos lluviosos la generación hídrica aumenta en detrimento de la generación térmica. La demanda de este sector es muy volátil y su evolución dependerá de los resultados de las subastas de cargos por confiabilidad (esquema para ampliar la capacidad de generación en donde compiten proyectos hídricos y térmicos) y de las condiciones hidrológicas que se presenten. El año pasado la demanda industrial de gas creció 6% en comparación con 2007. Es un cambio significativo particularmente si se tiene en cuenta que la actividad industrial se desaceleró en el segundo semestre del año pasado. Naturgas y UPME consideran que en un escenario muy conservador la demanda de este sector podría crecer en 2.2% en los próximos 12 años. En relación con las exportaciones de Venezuela, el compromiso es suministrar 150 mmpcd en 2009 y 2010 y 100 mmpcd en 2011. A partir de este año Colombia importaría 150 mmpcd aunque el gasoducto binacional tiene capacidad para 500 mmpcd lo que le da seguridad al suministro local. En resumen, el potencial de crecimiento del gas natural es importante, particularmente para el interior del país y los retos para Colombia son garantizar que las inversiones para ampliar la capacidad de producción y la infraestructura de transporte se realicen oportunamente.

Producción de gas natural en Mmpcd Guajira Cusiana Otros Total 2004 457.8 78.4 71.6 607.8 2005 457.8 119.6 72.5 651.0 2006 440.2 189.2 85.3 714.7 2007 457.8 219.6 66.6 744.1 2008 574.5 216.7 85.3 876.5


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Fuente: UPME

El principal reto para Colombia es garantizar el suministro de gas. Las inversiones más importantes que hará el país para cumplir con este objetivo son las relacionadas con el aumento de la producción de los campos de Guajira y Cusiana y la ampliación de la infraestructura de transporte de TGI. De acuerdo el escenario medio de Naturgas y UPME, la ejecución de estos proyectos y la importación de gas de Venezuela garantizarían un suministro confiable de este combustible en la próxima década, sin necesidad de que se produzca un solo descubrimiento de gas adicional. TGI espera aumentar la capacidad del gasoducto de la Guajira en 70 mmpcd para alcanzar los 260 mmpcd en el primer trimestre de 2010. La inversión es cercana a los US$ 150 millones que serán financiados con recursos propios de TGI. La expansión se realizará exclusivamente mediante el aumento de la presión del gas en los tubos a través de la instalación de nuevas estaciones de compresión y el aumento de la potencia de las estaciones compresoras ya existentes. Hoy en día se tienen cuatro (4) estaciones de compresión a lo largo de los 580 Km. del tramo Ballena – Barrancabermeja. Con el proyecto de expansión se tendrán siete (7) estaciones en este mismo tramo. La viabilidad económica del proyecto está asegurada gracias a la suscripción de contratos en firme con 15 remitentes entre los que se encuentran distribuidores, generadores, refinadores e industriales. Los contratos de transporte suscritos cubren la totalidad de la nueva capacidad que se planea construir y su entrada en vigencia está sujeta a la terminación de las obras de ampliación. Adicionalmente, se espera aumentar la capacidad de Cusiana en 180 mmpcd para alcanzar los 390 mmpcd antes de finalizar el 2010. El proyecto se desarrollará en dos fases: la primera deberá estar concluida antes de finalizar el primer trimestre de 2010 y aumentará la capacidad en 70 mmpcd; la segunda estará terminada en el cuarto trimestre de 2010 y aumentará la capacidad en 110 mmpcd adicionales. La compañía espera finalizar en mayo el proceso de contratación de la nueva capacidad. El total de la inversión en Cusiana asciende a cerca de US 300 mm que serán financiados con créditos en pesos en cabeza de EEB, la casa matriz de TGI. Finalmente, avanzan las obras del proyecto ICO (Interconexión Centro - Occidente) en Venezuela. Se espera que en 2009 finalice la construcción de 3 estaciones compresoras que habilitarán el transporte del gas hasta Paraguaná. Este proyecto es importante porque hace parte del sistema que le permitirá a Colombia importar gas de Venezuela.


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Volver DESEMPEÑO OPERACIONAL DE TGI

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

Indicadores operacionales seleccionados

2007 (1)

2008 Unidad Var %

Capacidad total (2) 443 443 Mmpcd 0 Volumen transportado (3) 369 370 Mmpcd 0,3 Capacidad contratada en firme (4) 390 427 Mmpcd 9,5 Factor de uso (5) 65,6 66,1 % 0,8 Disponibilidad (6) 99,4 99,3 % (0,1) Pérdidas (7) 0,75 0,08 % (89.3) Longitud gasoductos 3.702 3.702 Km 0 Longitud gasoductos 2.314 2.314 Mll 0 (1) EEB tomó control de los activos derechos y contratos de Ecogas el 3 de marzo de 2007. Por esta

razón las cifras de 2007 de TGI fueron anualizadas. El método de anualización consistió en dividir el resultado del año entre 304 (días transcurridos entre el 3 de marzo de 2007 y el 31 de diciembre de 2007) y multiplicarlo por 365 (días totales del año).

(2) Es la capacidad nominal de transporte del sistema al final de cada periodo. (3) Es el promedio del volumen real transportado en un período determinado.

(4) Es la capacidad de transporte contratada en firme. La contratación en firme obliga a TGI a mantener disponible un volumen determinado de su capacidad de transporte para cuando el cliente lo requiera

(5) Es el porcentaje de utilización del gasoducto y se obtiene como la relación entre la nominación y la capacidad de transporte.


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El volumen transportado prácticamente se mantuvo constante a pesar del considerable aumento de la capacidad contratada. En 2008 el volumen transportado por el sistema de TGI se afectó por las siguientes razones: (i) la disminución de la generación térmica como consecuencia del alto nivel de lluvias, (ii) el mantenimiento realizado por Ecopetrol en la refinería de Barrancabermeja (la más grande del país) que tuvo una duración aproximada de un mes y, (iii) las labores de mantenimiento realizadas por BP, operador del campo de Cusiana, en sus plantas de procesamiento de gas natural que tuvieron una duración aproximada de 15 días. Por su parte, la capacidad contratada aumentó 9.5% gracias a la suscripción de nuevos contratos en firme y al incremento en la capacidad contratada de algunos contratos vigentes.

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DESEMPEÑO COMERCIAL DE TGI

Volumen por transportador – mmpcd 2007

(1) Participación

% 2008 Participación

% Var %

TGI 369 50,5 370 51,2 0,3 Promigas 308 42,1 286 39,6 (7,1) Otros 54 7,4 66 9,1 22,2

Total 731 100,0 722 100,0 (1,2)

(1) La Empresa de Energía de Bogotá tomó control de los activos derechos y contratos de Ecogas el 3 de marzo de 2007. Por esta razón las cifras de 2007 de TGI fueron anualizadas. El método de anualización consistió en dividir el resultado del año entre 304 (días transcurridos entre el 3 de marzo de 2007 y el 31 de diciembre de 2007) y multiplicarlo por 365 (días totales del año).

En 2008 TGI aumentó su participación de mercado al 51.2% del total del gas natural movilizado en el país. TGI atiende el mercado más dinámico y con mayor potencial de crecimiento en el país. Como lo muestra el estudio de Naturgas y UPME, la mayor parte del crecimiento de los próximos 12 años está concentrado en los mercados que atiende TGI y será esta la compañía que ejecutará los trabajos más ambiciosos de ampliación de la infraestructura de transporte de gas que se adelantarán en el país en los próximos años.

Estructura contractual

(6) Es la capacidad real de transporte de gas en un período determinado en relación con la capacidad nominal, medida en términos porcentuales.

(7) Es la diferencia entre el volumen de gas recibido menos el volumen de gas entregado teniendo en cuenta el cambio en inventarios. Se mide en términos porcentuales en relación con el volumen recibido por los clientes. La CREG reconoce en la estructura tarifaria el 1% como perdidas máximas transferibles a los clientes.

2007

2008

Tipo de contrato No Volumen

Mmpcd Vida remanente (promedio años)

No Volumen Mmpcd

Vida remanente (promedio años)

Firmes (1) 59 390 5.6 85 427 5.7


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Casi la totalidad de la capacidad adicional que contrató TGI durante 2008 corresponde a contratos en firme. El aumento en la contratación en firme se explica porque la compañía realizó una subasta para asignar capacidad en el gasoducto de la Guajira para los años 2011 y 2012 y por los nuevos contratos suscritos en el marco de la ampliación del gasoducto de la Guajira. La subasta es un mecanismo regulado por la Creg que se aplica cuando el transportador recibe solicitudes que superan su capacidad de transporte. El mecanismo les da prioridad en la asignación a los remitentes que maximicen el valor presente de la contratación en firme. En promedio, el 73.3%de la remuneración de los contratos en firme corresponde a cargos fijos que generan ingresos con independencia del volumen transportado. En 2008 se suscribieron 2 contratos interrumpibles en el marco de la nueva política desarrollada por la compañía para este fin.

Volver DESEMPEÑO FINANCIERO DE TGI

Estructura de los ingresos – COP mm 2007

(1) Participación

% 2008

Participación %

Ventas totales 423,151 100.0 471,419 100.0

Desagregación por tipo de moneda

Ventas indexadas al USD (2) 257,370 60.8 280,715 59.5

Ventas no indexadas al USD (2) 165,780 39.2 190,704 40.5

Desagregación por tipo de cargo

Ventas cargos capacidad (3) 306,084 72.3 345,527 73.3

Ventas cargos variables (4) 65,330 15.4 72,075 15.3

Ventas cargos ocasionales (5) 44,729 10.6 41,253 8.8

Otras ventas (6) 7,008 1.7 12,564 2.7

Interrumpibles (2) 1 8.0 3.6 3 8.2 2.1

Otros (3) 1 0.3 1 0.17 (1) Contratos en el que el se garantiza el transporte de un volumen máximo de gas durante un período de tiempo

determinado. La remuneración de este tipo de contratos puede ser fija y/o variable. (2) Contrato en el cual el servicio de transporte puede ser interrumpido por cualquiera de las Partes por cualquier

motivo sin dar lugar a ningún tipo de compensación de la parte que suspende el servicio. (3) Acuerdo con Promigas para gasoductos embebidos.


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(1) EEB tomó control de los activos derechos y contratos de Ecogas el 3 de marzo de 2007. Por esta razón las cifras de 2007 de TGI fueron anualizadas. El método de anualización consistió en dividir el resultado del año entre 304 (días transcurridos entre el 3 de marzo de 2007 y el 31 de diciembre de 2007) y multiplicarlo por 365 (días totales del año).

(2) La regulación para el transporte de gas en Colombia divide la tarifa a los usuarios en una parte que reconoce las inversiones y otra que reconoce los gastos y costos de administración, operación y mantenimiento - AOM. La porción que reconoce las inversiones está indexada al dólar y se ajusta anualmente por el IPP “Equipos de Capital” de EEUU y se paga en pesos a la TRM de final de cada mes. La porción que reconoce los AOM está definida en pesos y es indexada anualmente con el IPC colombiano.

(3) Los cargos por capacidad o cargos fijos obligan al transportador a mantener una capacidad de transporte disponible en el momento en que el cliente lo requiera. Por su parte, el cliente se compromete a pagar por dicha capacidad con independencia del volumen transportado.

(4) Los cargos variables obligan al transportador a mantener una capacidad disponible en el momento en que el cliente lo requiera. Sin embargo, y a diferencia del esquema descrito anteriormente, el cliente solo paga lo efectivamente transportado aunque a una tarifa mayor. En general los clientes de TGI mantienen esquemas de contratación que combinan cargos fijos con variables.

(5) Los cargos ocasionales corresponden a un esquema que no genera la obligación de firmeza para el transportador. En otras palabras, el transportador tiene el derecho de interrumpirlos cuando, por ejemplo, ello sea necesario para atender contratos en firme.

(6) Servicios adicionales prestados por como por ejemplo nuevas conexiones u odorización.

Los ingresos indexados al dólar mantuvieron su participación dentro de los ingresos totales en cerca del 60%. La regulación en Colombia define que la parte de la tarifa que remunera la inversión esté indexada al dólar. Este le permite a TGI contar con una protección natural que en la práctica cubre a la totalidad de sus gastos financieros denominados en dólares frente a las variaciones en el tipo de cambio. El peso de los cargos por capacidad dentro del total de los ingresos también se mantiene en cerca de 73%. Los cargos por capacidad le permiten a la compañía mantener un flujo de ingresos estable e independiente del volumen transportado.

Indicadores financieros seleccionados Mm COP Variación Mm

USD 2007

(1) 2008

COP % 2007

2008

Ventas 423,151 471,419 48,268 11.4 210,026 210,118 Utilidad operacional 250,382 294,903 44,522 17.8 124,274 131,443 Margen operacional (%) 59.8 62.6 N.A. 5.7 59.2 62.6 EBITDA (2) 341,973 385,037 43,065 12.6 169,734 171,617 Margen EBITDA (%) 80.8 81.7 N.A. 1.1 80.8 81.7 Utilidad neta 348,179 (180,700) (528,879) (151.90) 172,814 (80,541) (1) La Empresa de Energía de Bogotá tomó control de los activos derechos y contratos de Ecogas el 3 de marzo de

2007. Por esta razón las cifras de 2007 de TGI fueron anualizadas. El método de anualización consistió en dividir el resultado del año entre 304 (días transcurridos entre el 3 de marzo de 2007 y el 31 de diciembre de 2007) y multiplicarlo por 365 (días totales del año).

(2) Es la utilidad operacional más las amortizaciones, depreciaciones y provisiones.


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Composición del EBITDA Mm COP Variación Mm USD

2007 (1)

2008

COP % 2007

2008

Utilidad operacional 250.382 294.903 44.522 17,8% 124,274 131,443 + Depreciaciones, amortizaciones y provisiones

91.591 90.134 (1.457) (1,6%) 45.460 40.174

= EBITDA 341.973 385.037 43.065 12.6% 169,734 171,617 (1) La Empresa de Energía de Bogotá tomó control de los activos derechos y contratos de Ecogas el 3 de marzo

de 2007. Por esta razón las cifras de 2007 de TGI fueron anualizadas. El método de anualización consistió en dividir el resultado del año entre 304 (días transcurridos entre el 3 de marzo de 2007 y el 31 de diciembre de 2007) y multiplicarlo por 365 (días totales del año).

(2) El EBITDA se refiere a la utilidad operacional más las amortizaciones, depreciaciones y provisiones.

El aumento de la contratación en firme del sistema de TGI (cerca del 10% en 2008) impactó de manera importante el EBITDA de la compañía. Este indicador creció el año pasado por encima de 12%. La utilidad neta de la compañía es negativa principalmente como consecuencia de un efecto contable relacionado con el impacto de la devaluación del peso en la valoración de la deuda que la compañía tiene contratada en dólares.

Resultados operacionales Mm COP Variación Mm USD

2007 (1)

2008

COP % 2007

2008

(+) Ingresos operacionales 423,151 471,419 48,268 11.4 210,026 210,118 Ventas 423,151 471,419 48,268 11.4 210,026 210,118

Cargos por capacidad (2) 306,084 345,527 39,444 12.9 151,921 154,006 Cargos variables (3) 65,330 72,075 6,745 10.3 32,426 32,125 Cargos ocasionales (4) 44,729 41,253 (3,476) (7.8) 22,201 18,387 Otros (5) 7,008 12,564 5,555 79.3 3,478 5,600

(-) Costos operacionales 141,816 149,285 7,470 5.3 70,388 66,539 Operación y mantenimiento 59,854 65,809 5,955 9.9 29,708 29,332 Depreciaciones y amortizaciones 81,962 83,476 1,515 1.8 40,681 37,207

(=) Utilidad bruta 281,336 322,134 40,798 14.5 139,637 143,580 (-) Gastos admon. y operativos 30,954 27,230 (3,724) (12.0) 15,364 12,137

Personal y servicios generales 25,089 20,573 (4,516) (18.0) 12,453 9,170 Provisiones, depreciaciones y amortizaciones

5,865 6,657 792 13.5 2,911 2,967

(=) Utilidad operacional 250,382 294,903 44,522 17.8 124,274 131,443 (1) La Empresa de Energía de Bogotá tomó control de los activos derechos y contratos de Ecogas el 3 de marzo de

2007. Por esta razón las cifras de 2007 de TGI fueron anualizadas. El método de anualización consistió en dividir el resultado del año entre 304 (días transcurridos entre el 3 de marzo de 2007 y el 31 de diciembre de 2007) y multiplicarlo por 365 (días totales del año).

(2) Los cargos por capacidad o cargos fijos obligan al transportador a mantener una capacidad de transporte disponible en el momento en que el cliente lo requiera. Por su parte, el cliente se compromete a pagar por dicha capacidad con independencia del volumen transportado.

(3) Los cargos variables obligan al transportador a mantener una capacidad disponible en el momento en que el cliente lo requiera. Sin embargo, y a diferencia del esquema descrito anteriormente, el cliente solo paga lo efectivamente transportado aunque a una tarifa mayor. En general los clientes de TGI mantienen esquemas de contratación que combinan cargos fijos con variables.

(4) Los cargos ocasionales corresponden a un esquema que no genera la obligación de firmeza para el transportador. En otras palabras, el transportador tiene el derecho de interrumpirlos cuando, por ejemplo, ello sea necesario para atender contratos en firme.

(5) Las otras ventas corresponden a servicios adicionales prestados por la compañía como por ejemplo nuevas


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conexiones y odorización.

El incremento de los ingresos operacionales se explica, mayoritariamente, por el aumento en los cargos por capacidad. Como se mencionó anteriormente, el volumen contratado bajo esta modalidad aumentó en 2008 casi un 10%. Por su parte, los ingresos variables aumentaron pero en menor proporción porque el volumen transportado en 2008 fue similar al del año inmediatamente anterior. Como se mencionó, la menor demanda de las generadoras térmicas (cuya producción cayó un 14% el año pasado) y los mantenimientos realizados en la refinería de Barrancabermeja y en la planta de procesamiento de gas natural de Cusiana, explican el moderado incremento en el volumen transportado. TGI ofreció al mercado nuevos servicios como el de desvío y transporte ocasional. La aceptación de estos nuevos servicios se refleja en el significativo aumento que la cuenta de otros ingresos registró en 2008. El servicio de desvío consiste en que un remitente puede recibir o le sea entregado gas en puntos diferentes a los establecidos en su contrato. El servicio ocasional es el transporte de volúmenes por encima de la capacidad contratada. El incremento de los costos de operación y mantenimiento (9.9%) se debe a que en 2008 TGI adelantó trabajos pendientes desde el año anterior relacionados con la integridad de los gasoductos, mantenimiento de los derechos de vía, mantenimiento civil y reparación de la infraestructura. Adicionalmente, en este rubro se clasificó un impuesto municipal (Industria y Comercio) que antes de 2008 se contabilizaba en gastos administrativos y operativos. El valor de este impuesto el año pasado ascendió a $4,266 millones. La reducción de los gastos administrativos y operativos (12%) en 2008 se explica por los egresos extraordinarios realizados durante el 2007 y relacionados con el proceso de emisión de los bonos de la compañía. La otra razón que explica la disminución es la reclasificación del impuesto municipal reseñado en el párrafo anterior.

Resultados no operacionales Mm COP Variación Mm USD

2007 (1)

2008

COP % 2006 (3)

2007 (4)

(+) Utilidad operacional 250,382 294,903 44,521 17.8 124,274 131,443

(+) Ingresos no operacionales 330,780 (233,658) (564,438) (170.6) 164,178 (104,145)

(-) Gastos no operacionales 207,249 205,368 (1,881) (0.9) 102,865 91,535

(=) Utilidad antes de impuesto de renta

373,913 (144,122) (518,035) (138.5) 185,587 (64,237)

(-) Impuesto de renta 25,734 36.577 10,844 42.1 12,773 16,303

(=) Utilidad neta 348,178 (180.700) (528,879) (151.9) 172,814 (80,541)

(1) La Empresa de Energía de Bogotá tomó control de los activos derechos y contratos de Ecogas el 3 de marzo de 2007. Por esta razón las cifras de 2007 de TGI fueron anualizadas. El método de anualización consistió en dividir el resultado del año entre 304 (días transcurridos entre el 3 de marzo de 2007 y el 31 de diciembre de 2007) y multiplicarlo por 365 (días


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totales del año).

La devaluación del Cop en 2008 (11.36%) tuvo un impacto negativo sobre la valoración en pesos de la deuda denominada en dólares. Esto se reflejó en el saldo negativo de la cuenta ingresos no operacionales. La totalidad del endeudamiento de la empresa se encuentra nominada en Usd, por lo tanto su saldo fluctúa de acuerdo con la variación de la mencionada divisa, produciendo registros contables positivos o negativos según el caso. Esta es la razón que explica la pérdida neta de la compañía el año pasado y es un efecto contable que no afecta la generación de caja de la empresa. En los gastos no operacionales se registra, principalmente, el servicio de la deuda de la compañía. El valor de esta cuenta se mantiene relativamente estable entre el 2007 y el 2008 debido las comisiones que se pagaron en el primer año por la emisión de los bonos en los mercados de capitales internacionales.

Indicadores de deuda

2007 2008 Unidad Tasa Vencimiento Deuda neta (1) / EBITDA anualizado (2)

OM: < 4,8 4.09 3.77 Veces N/A N/A

EBITDA anualizado (3) / intereses (3) OM: > 1,7

2.01 2.01 Veces N/A N/A

Estructura de la deuda Senior (4)

S&P: BB (23-02-09) F.R.: BB (01-12-08)

750 750 MM USD 9.50% 03-Oct-2017

Subordinada (5) 370 370 MM USD 8.75% 10-Oct-2017 (1) De acuerdo con el contrato de los bonos, la deuda neta de la compañía únicamente tiene en cuenta la deuda

senior de TGI menos el valor del efectivo y las inversiones temporales. (2) Es el EBITDA generado por TGI en los últimos 12 meses. (3) Son los intereses causados correspondientes a deudas financieras que TGI de los últimos doce meses. (4) Corresponde al valor de los bonos emitidos por TGI Ltd. y garantizados por TGI. (5) Corresponde a la deuda intercompañía entre TGI y EEB.

TGI avanzó en la implementación de su estrategia de cobertura. Es bueno recordar que la devaluación no implica para TGI un riesgo sobre la capacidad de pago de los intereses de la deuda pues, gracias a la regulación tarifaria, una parte importante de los ingresos de la compañía (60%) están indexados al dólar. En este sentido, los ingresos de TGI vinculados al dólar cubren más del 100% de los intereses de la deuda denominada en dólares. Para que esta cobertura sea efectiva, TGI tiene la política de comprar mensualmente dólares hasta acumular un valor equivalente al del siguiente cupón de los bonos y el de los intereses de la deuda inter-compañía. Adicionalmente, en enero la compañía contrató “forwards” y “swaps” para cubrir el pago del principal frente a variaciones en el tipo de cambio. Se contrataron coberturas equivalentes a


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Usd 200 mm que le asegura a la compañía la compra de las divisas en 2017 a una tasa de cambio predefinida. El objetivo de TGI es aumentar el valor de esta cobertura.

Capex

Mm COP Variación Mm USD 2007 2008 COP Var % 2007 2008

6,077 27,346 21,269 350 3.0 12.2

Las inversiones realizadas en 2008 estuvieron encaminadas a mejorar la confiabilidad del sistema de transporte. En este sentido se instalaron nuevas unidades de compresión en las estaciones de Norean y Hato Nuevo que hacen parte del gasoducto Ballena – Barranca y en la de Vasconia que es la estación compresora donde se unen el gasoducto que viene desde Ballena (Guajira) y el que viene desde Cusiana. Son unidades de respaldo que permiten darle continuidad a la operación en eventos de mantenimiento de las unidades existentes. También en el gasoducto La Belleza - Vasconia se construyó una variante para dar solución definitiva a un problema de inestabilidad geotécnica. Así mismo, se pagaron los primeros montos de los proyectos de expansión de los gasoductos de Guajira y Cusiana.

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ANEXO 1: NOTA LEGAL

Este documento contiene palabras tales como “anticipar”, “creer”, “esperar”, “estimar”, y otras de similar significado. Cualquier información diferente a la información histórica incluida en este documento, incluyendo y sin limitación, a aquella que haga referencia a la situación financiera de la Compañía, su estrategia de negocios, los planes y objetivos de la administración para las operaciones futuras (incluyendo el desarrollo de planes y objetivos relacionados con los productos y servicios de la Compañía) corresponde a proyecciones. Dichas proyecciones implican riesgos conocidos y desconocidos, incertidumbres y otros factores importantes que puedan causar que los resultados, el desempeño o los logros reales de la Compañía sean materialmente diferentes de los resultados, el desempeño o los logros futuros expresados o implícitos en las proyecciones. Dichas proyecciones están basadas en numerosos supuestos respecto a la estrategia de negocio de la Compañía y al entorno en el cual la Compañía operará en el futuro. La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir actualizaciones o revisiones de cualquier proyección contenida en esta presentación para reflejar cualquier cambio en las expectativas de la Compañía respecto a ellas o cualquier cambio en los eventos, condiciones o circunstancias sobre los cuales se pueden basar dichas proyecciones. Las proyecciones financieras y otras estimaciones contenidas en este informe se realizaron bajos supuestos y consideraciones inherentes a incertidumbres respecto al entorno económico, competitivo, regulatorio y operacional del negocio, así como las condiciones y riesgos que están fuera del control de la Compañía. Las proyecciones financieras son inevitablemente especulativas y se puede esperar que uno o varios de los supuestos bajo los cuales se hacen dichas proyecciones y otras estimaciones contenidas en este informe resulten inválidos. También se puede esperar que ocurran eventos o haya circunstancias inesperadas. Los resultados reales pueden variar de las proyecciones financieras y las variaciones pueden ser materialmente adversas. En consecuencia, este informe no debe ser considerado por parte de la Compañía ni de cualquier otra persona como un hecho cierto de que las proyecciones financieras serán alcanzadas. Potenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones y estimaciones aquí contenidas ni basarse en ellas para tomar decisiones de inversión. El desempeño pasado de la Compañía no puede considerarse como una patrón del desempeño futuro de la misma.

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ANEXO 2: TÉRMINOS Y DEFINICIONES

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos. Entidad colombiana responsable de la definición de la política de hidrocarburos.

BR: Banco de la República. Banco Central de Colombia responsable de la política monetaria y cambiaria del país.

Bln o bln: Billones de los Estados Unidos de América. Factor 109 BOMT: Por sus cifras en Inglés: Build, Operate, Maintain and Transfer Contract. Es un

contrato para el desarrollo de líneas de gas natural mediante el cual un tercero se compromete a construir, operar, mantener y transferir un gasoducto.

COP: Pesos colombianos. CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia. Entidad estatal colombiana

encargada de la regulación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural.

Cuota de Fomento: Corresponde a recursos que Ecogas recaudaba de sus usuarios para ejecutar nuevos proyectos de infraestructura de gas natural.

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística. Es la entidad responsable de la planeación, levantamiento, procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia.

DNP: Departamento Nacional de Planeación. Entidad encargada de la Planeación Económica de Colombia.

EEB: Empresa de Energía de Bogotá. Es el mayor accionista de TGI. GNV: Gas natural vehicular. IPC: Índice de precios al consumidor de Colombia. Km: Kilómetros mm: millones. Mll: Millas de los Estados Unidos. Pcd o pcd: pies cúbicos día. SF: Superintendencia Financiera. Entidad estatal encargada de la regulación, vigilancia y

control del sector financiero colombiano. TGI: Transportadora de Gas del Interior. Tpc o tpc: Tera pies cúbicos. Factor 1012 TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones

peso–dólar que se calcula diariamente por la SF. R/P: Relación reservas producción. Estima la duración de las reservas dado el nivel de

producción en un momento determinado. UPME: Entidad estatal encargada de la planeación de los sectores de minas y energía en

Colombia. USD: Dólares de los Estados Unidos de América. Volver


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ANEXO 3: ESTADOS FINANCIEROS


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Documents

Informe Anual para Inversionistas 2008 1€¦ · Transcogas Perú es una empresa de EEB y TGI en que la primera tiene la mayoría accionaria (75%). ... de capital y el 70% restante