Informe del primer trimestre de 2012

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INFORME TRIMESTRAL A marzo de 2012

1. EPSA en cifras

1.1. Resultados financieros EPSA

Resultados financieros

Unidades 1T2011 1T2012

Ingresos operacionales COP mm 289.716 310.705

Utilidad operacional COP mm 120.190 118.383

Ebitda COP mm 141.670 140.766

Margen Ebitda % 48,90% 45,31%

Utilidad neta COP mm 46.135 61.334

1.2. Negocio de generación EPSA – CETSA

Generación Unidades 1T2011 1T2012 Energía producida GWh 1.170 1.299 Hidráulica GWh 1.170 1.299 Comercialización mayorista

GWh 1.404 1.566

Venta de energía en contratos

GWh 675 591

Venta de energía en Bolsa GWh 729 976

1.3. Negocio de distribución: EPSA – CETSA

Distribución

Unidades 1T2011 1T2012

Pérdida de energía % 9,67% 9,75%

Recaudo % 97,7% 98,6%

SAIDI - EPSA Horas 4,7 4,2 SAIFI - EPSA Veces 5,7 5,5

SAIDI - CETSA Horas 1,0 1,9

SAIFI - CETSA Veces 1,9 3,4

Comercialización minorista Unidades 1T2011 1T2012

Venta en el mercado regulado

GWh 253 256

Venta en el mercado no regulado

GWh 144 135

Usuarios Número 500.530 516.622

http://www.epsa.com.co/

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2. Informe del mercado eléctrico

2.1. Comportamiento de la demanda nacional

La demanda de energía acumulada del Sistema Interconectado Nacional – SIN,

durante el primer trimestre de 2012 fue de 14.472 GWh, lo que corresponde a un

incremento del 4,7% con respecto al mismo período de 2011. Es importante

destacar que este crecimiento estuvo influenciado por la recuperación en el

consumo de energía de Cerromatoso el cual había disminuido durante 2011

debido al mantenimiento realizado en uno de sus hornos.

La demanda del mercado regulado fue de 9.510 GWh, superior en un 2,5% a la

del primer trimestre de 2011, mientras que la demanda del mercado no regulado

creció un 9,1%, alcanzando los 4.857 GWh.

2.2. Comportamiento hidrológico

Los aportes hidrológicos durante el primer trimestre de 2012 fueron de 10.421

GWh, inferiores en un 11% a los presentados en el mismo período del año

anterior, cuando estaba en su momento más crítico el fenómeno de “La Niña”. Sin

embargo, fueron superiores en un 34% al promedio histórico.

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GW

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Demanda energía - SIN

Demanda del SIN Variación acumulada (%)





2.3. Producción de energía SIN

La energía total producida en el Sistema Interconectado Nacional – SIN, en los

primeros tres meses de 2012, fue de 14.375 GWh, la cual fue suministrada en un

79% por las plantas hidroeléctricas, en un 15% por las térmicas y en un 6% por las

plantas menores y de cogeneración, similar a 2011, cuando la relación fue del

77%, 17% y 6%, respectivamente. En este sentido, la generación hidroeléctrica en

el sistema se incrementó en un 5%, con respecto al primer trimestre de 2011.

Es importante destacar que ante las limitaciones evidenciadas en el transporte de

gas natural en el área caribe durante enero, parte de la generación por

restricciones presentada en esta zona en ese mes se dio con combustibles

líquidos, de tal forma que se produjeron 74,59 GWh que equivalen a un 10% del

total de la energía térmica producida en el SIN.

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Aportes hídricos - SIN

Promedio histórico Real

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GW

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Generación por tecnologías SIN

Hidro. Térmo. Cogen. Menores Participación térmicas (%)





2.4. Comportamiento del precio de la energía

Las condiciones hidrológicas permitieron una importante participación de las

centrales hidroeléctricas en la oferta de energía, haciendo que el precio de Bolsa

promedio del primer trimestre se situara en niveles inferiores a los de 2011, debido

a los precios presentados en enero y febrero que fueron inferiores a los de los

mismos meses de 2011 por los altos aportes hidrológicos evidenciados.

El precio promedio de la energía en Bolsa, entre enero y marzo de 2012, fue de

84,2 $/kWh, lo que significa una disminución del 9% con respecto al precio

promedio del mismo período del año anterior, el cual fue de 92,5 $/kWh; mientras

que el precio promedio de la energía en contratos fue de 122 $/kWh, un 4,3%

superior al presentado en el primer trimestre de 2011. En marzo, el precio

promedio en Bolsa se recuperó alcanzando niveles cercanos a los 120 $/kWh, el

mayor desde octubre de 2010.

3. Informe de operaciones

3.1 Negocio de generación

La energía generada en el primer trimestre de 2012 por las centrales de EPSA y CETSA, fue de 1.299 GWh, superior un 11% a la generada en el mismo período de 2011, debido a la alta hidrología que se presentó en el primer trimestre de este año y a la alta disponibilidad del 95,8% obtenida por el parque de generación de las dos empresas.

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CO

P / /kW

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Precios de la energía SIN

Bolsa 2011 Bolsa 2012 Contratos 2011 Contratos 2012





Las ventas al mercado mayorista fueron de 1.566 GWh, superiores en volumen en un 12% respecto del mismo trimestre del año anterior, el 62,3% se comercializó en Bolsa y el 37,7% a través de contratos. Las ventas en Bolsa presentaron un incremento en volumen del 34% debido, principalmente, a la mayor producción de energía por las altas condiciones de hidrología mencionadas. Por su parte, las ventas en contratos al mercado mayorista se redujeron un 12%.

3.2 Negocio de distribución

En el primer trimestre del año la demanda de energía de EPSA como operador de

red, creció un 1,55% frente a igual período de 2011, principalmente por el uso de

los sistemas de riego con agua proveniente de los pozos, y la normalización del

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Generación consolidada EPSA

Alto y Bajo Anchicayá Calima Prado Salvajina Menores





consumo de clientes industriales que en el primer trimestre de 2011 se redujo

debido a que sus plantas se vieron afectadas con las inundaciones presentadas.

La gráfica siguiente permite apreciar la pendiente positiva del comportamiento de

la demanda tanto para el conjunto del Sistema Integrado Nacional como para

EPSA y CETSA.

La gráfica muestra el crecimiento del mes actual comparado con el mismo mes del año anterior.

Por otra parte, las ventas de energía en la comercialización minorista fueron de

391 GWh en el período, un 1,5% inferiores a las de 2011; las ventas al mercado

regulado aumentaron un 1,1%, para un total de 255,8 GWh, principalmente por el

ingreso de nuevos proyectos de vivienda y un leve crecimiento de la demanda

residencial e industrial; mientras que las ventas del mercado no regulado fueron

de 135,4 GWh, decreciendo un 6% por efecto de reducción del consumo de

clientes importantes y dado que proyectos de ampliación de algunas plantas

industriales no han finalizado.

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Comportamiento anual demanda - Operador de Red

CETSA EPSA SIN





4. Inversión y plan de expansión

El plan de inversión de EPSA y CETSA para el año 2012 contiene proyectos por

valor superior a $210.000 millones:

En los proyectos que conforman el plan de expansión se invertirán cerca de

$123.300 millones, repartidos entre la culminación de la cadena Tuluá y la

continuación de la construcción de la central hidroeléctrica Cucuana. En el primer

trimestre del año se invirtieron recursos superiores a $11.600 millones:

El Alto Tuluá (19,9 MW) presenta un avance de obra del 99,96% y se

continúa con las pruebas de funcionamiento y eficiencia de las dos

unidades de generación, como paso previo para la entrada en operación de

esta central.

Por su parte, el proyecto Bajo Tuluá (19,9 MW) presenta una ejecución del

93%, se iniciaron obras de revestimiento del túnel de conducción y se

encuentran en desarrollo las actividades para las labores del montaje

electromecánico.

En relación con el proyecto Cucuana (55 MW), se inició el montaje de los

inyectores para trabajos de ingeniería, se avanza en la construcción de los

equipos principales y se dio apertura a la construcción de los túneles de

conducción. Al cierre de marzo se alcanzó un avance del 19,1%.





En los negocios de generación y distribución, y para las demás actividades

desarrolladas por la empresa, las inversiones previstas suman más de $87.000

millones, destinados a la modernización y/o reposición de equipos de las plantas

mayores y menores, para la construcción y modernización de subestaciones, para

desarrollar los planes de arquitectura de red y continuar con la reposición de redes

en el nivel de tensión 13,2 kV, para adelantar los planes de provisión de servicio,

el control de pérdidas de energía, la modernización de oficinas de atención al

cliente y realizar mejoras tecnológicas, para cumplir con requisitos regulatorios,

incrementar la seguridad para los activos de la Empresa y avanzar con el

georeferenciamiento de los activos de nivel de tensión uno. En este sentido,

durante el primer trimestre del año se ejecutaron recursos superiores a $6.000

millones, resaltando los siguientes proyectos:

Los planes de arquitectura de red y provisión de servicio, principalmente en los circuitos 13,2 kV del sector Sur.

La modernización de las subestaciones Tuluá y Buga 115 kV, y diseño y construcción subestación Palmaseca 115 kV.

La construcción de la subestación San Isidro 34,5 kV.

En proyectos de control de pérdidas, se instalaron equipos de telemedida a clientes industriales y macromediciones.

La adquisición de equipos para la modernización de las centrales mayores de generación.

Se ejecutaron obras civiles en la sede comercial de Buenaventura, y se avanzó en el proyecto de desarrollo tecnológico para la optimización de caudales.

5. Resultados financieros

Estado de Resultados

Los ingresos operacionales de la compañía fueron de $310.705 millones durante

el primer trimestre del 2012, lo que significa un incremento del 7% en comparación

con el mismo período en 2011; de estos, $132.995 millones corresponden a

ingresos por generación; $120.684 millones a comercialización de energía

eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $52.581 millones a uso y conexión





de redes; y $4.445 millones a otros ingresos por prestación de servicios de

energía.

Los ingresos obtenidos por ventas de energía eléctrica en el negocio de

generación, presentaron un incremento del 1% frente al 2011. Pese a los menores

precios spot presentados durante el período, que en promedio estuvieron un 15%

por debajo de los registrados en 2011, los ingresos por ventas de energía en

Bolsa crecieron un 13%, alcanzando un total de $78.623 millones, por el

incremento en un 34% de la cantidad de energía vendida. Por su parte, los

ingresos provenientes de ventas en contratos fueron inferiores en un 18%, para un

total de $37.424 millones, debido fundamentalmente a la reducción del 12% en la

cantidad de energía vendida. Los ingresos del cargo por confiabilidad, por su

parte, permanecieron en los mismos niveles del año anterior.

Así mismo, debido principalmente, a la recuperación del sector residencial por el

ingreso de nuevos servicios de proyectos de vivienda y al aumento en el consumo

medio, al igual que a una ligera recuperación de la demanda industrial, en el

negocio de comercialización, se obtuvieron ingresos superiores en 10,5%

comparados con el primer trimestre del año anterior, las ventas al mercado

regulado crecieron en un 12,9% y al mercado no regulado en un 4,6%.

Por otro lado, los ingresos recibidos por uso y conexión de redes alcanzaron un

total de $52.581 millones, superiores en un 16,7% a los registrados en el mismo

período del año anterior, principalmente por una recuperación de la demanda del

operador de red, la cual se ha incrementado en 6,98 GWh con relación a igual

período de 2011. En esta recuperación influyen la disminución de las lluvias y la

normalización del consumo de grandes clientes industriales.

Los costos y gastos de la operación fueron de $181.934 millones, superiores un

14% a los del año anterior, debido a mayores compras de energía para atender el

mercado regulado propio y a mayores costos variables asociados a la mayor. El

margen bruto pasó del 44,9% en marzo de 2011, al 41,4% en marzo de 2012.

Los bajos precios de Bolsa presentados, respecto del mismo período de otros

años, fueron compensados gracias a los excelentes niveles de disponibilidad de

los activos de los negocios de generación y distribución y a las estrategias de

mercado adelantadas por la Empresa, obteniendo una utilidad operacional de

$118.383 millones ligeramente inferior, en un 1,5% respecto al mismo período de

2011. El Ebitda por su parte fue de $140.766 millones y el margen Ebitda del

45,3% al cierre del trimestre.





Los ingresos financieros fueron superiores en $6.642 millones, debido

principalmente a los rendimientos financieros generados por el portafolio de

inversiones temporales. Por su parte, los otros ingresos no operacionales se

incrementaron en $8.458 millones respecto a marzo de 2011, principalmente por

los ingresos producto de la venta del proyecto Miel II al Instituto de Financiamiento

Promoción y Desarrollo de Caldas - Inficaldas.

La cuenta de otros gastos no operacionales presentó un incremento de $1.128

millones, debido principalmente, al aumento en el impuesto al patrimonio en el

primer trimestres de 2012 frente al mismo período de 2011. De otro lado, el

crecimiento de $5.371 millones en la diferencia en cambio neta, se debe a una

tasa de revaluación superior del período en comparación con la obtenida en el

primer trimestre de 2011 (7,75% vs 1,8%).

Como resultado de lo anterior, la utilidad neta a marzo de 2012 fue de $61.334

millones, superior en $15.199 millones a la de igual período del año anterior; lo

que significa un margen neto del 19,7%.

Balance General

Los activos totales ascendieron a $4,22 billones, de estos, $598.293 millones

corresponden a activos corrientes y $3,62 billones a activos no corrientes.

Dentro de los activos corrientes se destacan, deudores por $220.013 millones, que

se incrementa por los dividendos decretados donde EPSA tiene inversiones y por

la venta del Proyecto Miel II a Inficaldas, y disponible e inversiones temporales por

$364.114 millones, las cuales aumentan en un 16% respecto del 2011,

principalmente por los rendimientos obtenidos en el portafolio de tesorería y la

inversión en cuentas de ahorros.

En los activos no corrientes se resalta la cuenta de propiedades, planta y equipo,

que permanece en $2,13 billones. Dentro del activo fijo cabe mencionar, en las

construcciones en curso, la inversión en las centrales hidroeléctricas del Alto Tuluá

y Bajo Tuluá por $220.427 millones, y las realizadas para la modernización en los

sistemas de distribución. También se resalta dentro de estos activos no corrientes

los bienes adquiridos por arrendamiento financiero para la construcción de la

central hidroeléctrica Cucuana, por $33.053 millones. El intangible neto por

$117.359 millones se reduce en 6,5%, debido a amortización de activos

intangibles.

Los pasivos totales fueron de $1,52 billones, de los cuales $669.914 millones

corresponden a pasivos corrientes y $854.333 millones a pasivos no corrientes.





Dentro de los pasivos corrientes, las cuentas por pagar por $453.423 millones, se

incrementan 81% por los dividendos por pagar a los accionistas decretados en la

Asamblea General de Accionistas realizada en marzo de 2012; los pasivos

estimados y las provisiones que alcanzaron $135.260 millones se incrementaron

en un 50%, principalmente por la provisión del impuesto de renta y

complementarios. Los pasivos no corrientes se mantuvieron en $854.333 millones,

donde se destacan $736.556 millones registrados en obligaciones financieras, las

cuales se reducen en 0,5%, por el efecto positivo de la diferencia en cambio sobre

pasivos en dólares.

Finalmente, el patrimonio alcanzó los $2,69 billones frente a $2,87 del cierre a

diciembre 2011, disminuyendo 6,2% por la distribución de utilidades a los

accionistas.





Estado de Resultados Por el período entre el 01 de enero y el 31 de marzo de 2012

Millones de pesos Trimestre 1 2012 Trimestre 1 2011 Variación

Generación de energía eléctrica 132.995 131.762 0,9%

Comercialización minorista 120.684 109.247 10,5%

Uso y conexión de redes 52.581 45.056 16,7%

Otros servicios operacionales 4.445 3.651 21,8%

Total ingresos operacionales 310.705 289.716 7,2%

Costo de ventas (167.809) (146.058) 14,9%

Depreciación y amortizaciones (14.125) (13.536) 4,4%

Costo de ventas (181.934) (159.594) 14,0%

Administración (3.469) (3.573) -2,9%

Depreciación y amortizaciones (6.919) (6.359) 8,8%

Gastos operacionales (10.388) (9.932) 4,6%

Utilidad operacional 118.383 120.190 -1,5%

EBITDA 140.766 141.670 -0,6%

Margen EBITDA 45% 49%

Ingresos financieros 7.668 1.026 647,1%

Ingreso método de participación 3.560 4.056 -12,2%

Otros Ingresos no operacionales 11.187 2.729 309,9%

Gastos financieros (17.554) (17.568) -0,1%

Otros gastos no operacionales (27.405) (26.276) 4,3%

Diferencia en cambio neta 7.120 1.749 307,2%

Total ingresos y gastos no operacionales, neto

(15.423) (34.283) -55,0%

Utilidad neta antes de provisión para impuesto sobre la renta

102.960 85.907 19,9%

Provisión para impuesto sobre la renta (41.626) (39.772) 4,7%

Utilidad neta 61.334 46.135 32,9%





Balance General Al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de marzo de 2012

Millones de pesos Trimestre 1 2012 diciembre-11 Variación

Disponible 180.689 173.578 4%

Inversiones temporales 183.424 139.355 32%

Deudores, neto 220.013 195.522 13%

Inventarios 9.768 7.613 28%

Gastos pagados por anticipado 4.399 6.292 -30%

Total activo corriente 598.292 522.360 15%

Deudores, neto 21.315 21.979 -3%

Inversiones permanentes, neto 98.063 105.617 -7%

Propiedades, planta y equipo, neto 2.135.901 2.135.375 0%

Cargos diferidos, neto 55.673 55.124 1%

Bienes adquiridos en leasing financiero, neto 33.053 29.320 13%

Intangibles, neto 117.359 125.489 -6%

Valorizaciones y desvalorizaciones, neto 1.158.516 1.158.144 0%

Total activo no corriente 3.619.880 3.631.048 0%

Total activo 4.218.172 4.153.408 1,6%

Obligaciones financieras 13.199 14.931 -12%

Bonos y papeles comerciales 10.338 10.638 -3%

Cuentas por pagar 453.423 249.657 82%

Impuestos, gravámenes y tasas 46.514 43.733 6%

Obligaciones laborales y de seguridad social integral 6.739 7.247 -7%

Pasivos estimados y provisiones 131.411 88.071 49%

Otros pasivos 8.290 8.152 2%

Total pasivo corriente 669.914 422.429 59%

Obligaciones financieras 136.556 140.486 -3%

Bonos y papeles comerciales 600.000 600.000 0%

Pensiones de jubilación 76.967 76.020 1%

Otros pasivos 40.810 40.965 0%

Total pasivo no corriente 854.333 857.471 0%

Total pasivo 1.524.248 1.279.900 19%

Patrimonio 2.693.924 2.873.509 -6%

Total pasivo y patrimonio 4.218.172 4.153.408 2%



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