Informe para Inversionistas Segundo Trimestre 2015 · 1.3 Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá 01.04.15: EEB publicó estados financieros, periodo dos meses terminado

Informe para Inversionistas Segundo Trimestre 2015

Bogotá D.C., 27 de agosto 2015

TABLA DE CONTENIDO

1. RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES ................................................................... 2

1.1 Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos............................................... 2

1.2 Resumen de los resultados financieros de EEB 2T 2015 .................................................. 2

1.3 Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá .............................................. 3

2. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SUBSIDIARIAS. .............................................................................. 5

2.2. DECSA – EEC ....................................................................................................................... 8

2.3. TGI ......................................................................................................................................... 8

2.4. CALIDDA ............................................................................................................................. 10

2.5. CONTUGAS ......................................................................................................................... 10

2.6. TRECSA .............................................................................................................................. 11

2.7. EEBIS Guatemala ............................................................................................................... 11

3. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS ASOCIADAS ................................................................................. 12

3.1. EMGESA .............................................................................................................................. 13

3.2. CODENSA ........................................................................................................................... 16

3.3. PROMIGAS .......................................................................................................................... 17

3.4. GAS NATURAL ................................................................................................................... 19

3.5. REP y CTM Perú ................................................................................................................. 20

4. ANEXOS ..................................................................................................................................... 21

Anexo 1: Nota legal & Aclaraciones ............................................................................................ 21

Anexo 2: Definiciones de los EBITDAS incluidos en este informe ............................................ 21

Anexo 3: Estado de resultados consolidados preliminares no auditados Junio 2015. ........... 22

Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios ................................................................................ 22

Anexo 5: Panorámica de la compañía controlante – EEB .......................................................... 23


1. RESUMEN EJECUTIVO Y HECHOS RELEVANTES 1.1 Panorámica sectores eléctrico y de gas natural atendidos

Tabla N° 1 - Panorámica de los sectores eléctricos al 2T 15

Colombia Perú Guatemala

Capacidad instalada – MW

15,522 8,792 3,274.6

Demanda – GWh 16,315 3,643 2,489.4 Variación demanda 2T 15 / 2T 14 - %

3.3 5.4 7.8

Explicación variación demanda 2T 15 vrs. 2T 14

Se tiene un crecimiento en la demanda nacional de 1.031 GWh principalmente explicado por los sectores de la construcción, manufactura y comercio.

El incremento en la demanda de electricidad se debe principalmente a que la operación minera Constancia (HudBay Minerals) empezó a operar a su máxima capacidad a partir del 2T2015. En menor medida, el incrementó de la demanda se explica por la operación minera Toromocho (Chilcano) que operó a mayor capacidad.

La variación positiva y representativa de la demanda obedece a energización, plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía, PET, alcanzando un avance físico en construcción del 53%.

Fuentes: XM, UPME, COES – Perú, AMM – Guatemala

1.2 Resumen de los resultados financieros de EEB 2T 2015

Tabla N° 3 - Indicadores financieros consolidados de EEB

COP Millones

2T 15 2T 14 Ingresos operacionales 1,595,443 1.299.888 Utilidad operacional 534,887 409,056 EBITDA Consolidado YTD

(1) 1,060,067 1,438,924

Utilidad neta 492,511 641,567

Última calificación deuda externa L/P:

S&P – Agosto 14 BBB-; estable

Fitch – Junio 15 BBB/AAA(COL); estable

Moody’s - Agosto 14 Baa3; positivo (1) Cálculos en COLGAAP

El Grupo Energía de Bogotá reportó resultados financieros al cierre del segundo trimestre del año 2015; la

utilidad neta de EEB, casa matriz del Grupo Energía de Bogotá -GEB-, alcanzó la cifra de COP 492,511 millones

producto del aumento de los ingresos operacionales en compañías controladas.

Del resultado comparativo bajo Normas Internacionales de Información Financiera – NIIF del segundo trimestre

2015 frente al periodo (Ene - Jun 2014), se reduce la utilidad neta en el 23.2% producto de dividendos

decretados anticipadamente por compañías asociadas durante el año 2014 por un monto de COP 607,405

millones. Estos dividendos habrían correspondido al año 2015.

Tabla N° 2 - Panorámica de los sectores de gas natural al 2T 15

Colombia Perú

Reservas probadas y probables – TPC (2012) 5.7 21.1

Demanda interna 985.5 1,239.6

Variación demanda interna 2T 15/ 2T 14 - % -9.0

19.8

Fuentes: UPME, CON, MEM, Osinergim, Concentra.


Los ingresos operacionales consolidados se incrementaron +22.7%, producto de la expansión de cada uno de

los segmentos del negocio.

Descripción por negocio: En transmisión de electricidad, los ingresos operacionales crecieron 69,5% producto

de la participación activa en los proyectos de desarrollo de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME,

dentro de los más recientes en operación está Alférez y SVC Tunal; (ii) En transporte de gas natural los

ingresos crecieron en 14.7%; (iii) En distribución y comercialización de electricidad, los ingresos crecieron

8.6%, Empresa de Energía de Cundinamarca –EEC, registró mayores ventas de energía, gracias a un mayor

número de clientes conectados al mercado regulado. (iv) En distribución y comercialización de gas natural

Cálidda y Contugas, incrementaron sus ingresos operacionales en 27.3% como resultado del crecimiento de

clientes habilitados y grandes industriales en Contugas, así como la ampliación de la Red de instalación en

Cálidda. (v) Por último, el segmento de portafolio se incrementó producto de la liquidez propiciada por

dividendos decretados y pagados por parte de ISAGEN COP 12,132 millones e ISA por COP 1,236 millones.

Se destaca dentro de los resultados, el crecimiento de los ingresos operacionales en 56.1% en el negocio de

distribución de gas natural en Perú producto de nuevos clientes conectados en las compañías subsidiarias

Cálidda y Contugas; y del crecimiento de la utilidad operacional en 47.6% en el negocio de transporte de gas

natural en Colombia derivado del desempeño de la Transportadora de Gas Internacional (TGI).

Del mismo modo la diferencia en cambio aumentó al pasar de COP 14,908 en junio de 2014 a COP -82,786 en

junio de 2015. Los principales efectos: EEB COP 28,259 mm, TGI COP 44,896 mm y EEB PERU COP 9,499 mm

La utilidad neta se redujo en 23.2 frente a igual período del año anterior producto de dividendos decretados

anticipadamente por compañías asociadas durante el año 2014, por un monto de COP 607,405 millones y por

diferencia en cambio neta derivada del impacto que ha representado la devaluación del peso colombiano y sus

efectos en términos de efectos contables, al reexpresar la deuda denominada en dólares a pesos colombianos.

El resultado del Grupo Energía de Bogotá presenta un balance positivo, al combinar el continuo crecimiento de

las compañías controladas y el sólido desempeño de las compañías asociadas con un EBITDA consolidado a la

fecha de COP 1,060,067 millones.

1.3 Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá

01.04.15: EEB publicó estados financieros, periodo dos meses terminado el 31 de diciembre de 2014 y de diez

meses terminado el 31 de octubre de 2014 aprobados por Asamblea de Accionistas.

01.04.15: EEB publicó estados financieros consolidados, por los años terminados el 31 de diciembre de 2014 y

2013 e informe del Revisor Fiscal, aprobados por Asamblea de Accionistas.

10.04.15: La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) adjudicó a la EEB, la convocatoria UPME STR

07-2014 Río Córdoba 220/110 kV, que contempla la construcción, operación y mantenimiento de dos

transformadores 220/110 kV de 100 MVA en la Subestación Río Córdoba, lo cual permitirá fortalecer el

suministro de energía en el Departamento del Magdalena.

14.04.15: UPME adjudicó a la EEB, la construcción, operación y mantenimiento de la Subestación La Loma a

500 kV y líneas de transmisión asociadas en el municipio de El Paso, en el departamento del Cesar.

14.04.15: EEB, resultó adjudicataria del proyecto que le permitirá a Ecopetrol conectarse al Sistema de

Transmisión Nacional (STN) para fortalecer la confiabilidad de su operación en los campos Castilla y

Chichimene, en los Llanos Orientales.


22.04.15: La Junta Directiva de la EEB, en su sesión del 21 de abril y en consideración a la delegación que le

hiciere la Asamblea de Accionistas en la pasada sesión del 30 de marzo, aprobó una operación de refinanciación

de bonos de la Empresa. Además aprobó a los integrantes del comité de auditoría y al comité de gobierno.

24.04.15: EEB S.A. publicó la encuesta Código país, la cual se puede consultar en la página www.eeb.com.co.

19.05.15: EEB informó que ECOPETROL S.A. publicó el Aviso de Oferta de la Primera Etapa del Programa de

Enajenación y Adjudicación de las Acciones que posee esta compañía en EEB. La oferta inició el 20 de mayo de

2015 y estuvo vigente hasta el 21 de julio del presente año.

25.05.15: Fue registrada como parte del Grupo Empresarial: GEBBRAS Ltda, filial con domicilio en Sao Paulo -

Brasil, cuya actividad principal es la participación como socia o accionista de otras sociedades y en la que EEB

posee el 99.9% de las acciones.

29.05.15: El Grupo Energía de Bogotá reportó por primera vez los resultados preliminares no auditados de sus

estados financieros consolidados bajo Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), conforme con lo

dispuesto por la Ley 1314 de 2009 y el Decreto reglamentario 2784 de diciembre de 2012.

12.06.15: EEB informó que a las 4:41 de la mañana fue derribada la torre de energía No. 26 del circuito Guavio-

La Reforma / Guavio-Tunal, en la vereda San Antonio, zona rural del Municipio de Medina, Cundinamarca. Así

mismo, la torre No. 27, del mismo circuito también fue afectada.

16.06.15: EEB recordó a sus accionistas que el período ex dividendo comprendió las siguientes fechas:

Período ex-dividendo ordinario en efectivo accionistas minoritarios: Fecha Inicial 19-jun-2015, Fecha Final

25-jun-2015

Período ex-dividendo ordinario en efectivo accionista mayoritario: Primera cuota: del 19-jun-2015 al 25-jun-

2015, segunda cuota: del 22‐oct‐2015 al 28‐oct‐15.

24.06.15: La Junta Directiva propuso someter a consideración de la Asamblea General de Accionistas la

autorización para liberar reservas ocasionales (Proyectos de expansión) la consideración y aprobación de su

uso.

06.07.15: La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de la Empresa Energía de Bogotá (EEB), casa

matriz del Grupo Energía de Bogotá, aprobó el proyecto de liberación de reservas ocasionales por COP$458.851

millones.

18.08.15: Del ingreso al mercado eléctrico en Brasil, participando en el 51% sobre el contrato compra- venta de

cuatro concesiones de transmisión eléctrica, sobre la inversión de USD 1.800 millones aprobados por la Junta

Directiva. El cierre de la operación se realizó en São Paulo y contó con la participación de Ricardo Roa

Barragán, Presidente del Grupo Energía de Bogotá y Joao Marcos Prosdocimo Moro, Director Presidente de

JMalucelli Energia.

Informe para Inversionistas Segundo Trimestre 2015 2. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS SUBSIDIARIAS.

Tabla N° 4 - Resumen de los proyectos de expansión del Grupo EEB - Compañías Controladas

Proyecto / Cía. País Sector* Inver. Total

USD MM Estado En operación

Lima Callao – Cálidda TGI – Colombia EEC – Colombia

Perú Colombia Colombia

D GN –ampliación red T G N D E

273.3

140.0

9.9

En construcción

En construcción

En construcción

2015-2017

2015-2016

2015

Guatemala – TRECSA Guatemala T E 376.5 Operación parcial 2015

Proyectos UPME – EEB Colombia T E 940.4 En construcción 2015-2018

Ingenios – EEBIS Guatemala T E 58.8 En planificación 2015-2016

* T: Transporte; D: Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad

3.1. EEB – Negocio de Transmisión

Tabla N° 5 - Indicadores Transmisión EEB

Al 2T 15 Al 2T 14 Var %

Inversiones – COP MM 463,769 46,500 897.4 Disponibilidad de la infraestructura - % 99.9 99.9 0.0

Compensación por indisponibilidad - % 0.001 0.036 1.7

Cumplimiento programa mantenimiento - % 100.0 100.0 0.0

Participación en la actividad de transmisión en Colombia - % 11.0 8.2 0.3

UPME 03-2010 – Proyecto Chivor II NORTE: Con corte al 30 de junio de 2015 el proyecto se encuentra en la

fase de estudios y diseños. El proyecto presenta un atraso de 354 días hábiles debido a demoras en el

licenciamiento ambiental por causas externas a la gestión de EEB. El Diagnóstico Ambiental de Alternativas-DAA

Tabla N° 6 – Avance proyectos de Inversión EEB Negocio de Transmisión

Proyecto UPME Entrada

de operación

VPN IAE Progreso2Q15

Armenia 07-abr-15 10.43 1.28 89.3% Tesalia 28-nov-15 89.24 10.99 85.3% Chivor II 31-jul-15 44.84 5.52 47.0% Sogamoso Norte 30-sep-17 171.41 21.10 21.7% Cartagena Bolívar 07-mar-17 91.00 11.20 17.2% Río Córdoba 30-nov-16 14.70 1.81 17.0% Refuerzo Suroccidental 500 kV 30-sep-18 198.00 24.37 0.0% Río Cordoba Transformadores 30-nov-16 4.42 0.60 0.0% La Loma 30-nov-16 10.49 1.29 0.0% Ecopetrol San Fernando 30-abr-17 39.24 N.A 1.8%


se radicó en la ANLA el 31 de octubre de 2013. ANLA emitió el Auto 5250, del cual se notificó la Empresa el 25

de Noviembre de 2014, seleccionando la alternativa para continuar con la elaboración del Estudio de Impacto

Ambiental-EIA y trámite de licenciamiento. En el proceso se presentaron 17 terceros intervinientes habilitados por

ANLA y de ellos 5 interpusieron recursos de reposición al Auto 5250, los cuales finalmente fueron resueltos el 1

de julio cuando la ANLA expidió el AUTO 2568 confirmando la selección de alternativa del DAA. Aún se está a la

espera de que el Auto quede en firme con la Notificación de todos los terceros intervinientes por parte de ANLA.

A la fecha se tiene elaborado el documento para iniciar el trámite de solicitud de prórroga de la fecha de entrada

en operación por causas ajenas a la gestión de EEB, el cual se encuentra en revisión de la Secretaria General y

se espera radicar en el MME a mediados de julio.

A Junio 30 de 2015 se lleva una ejecución real del 47% con respecto al 87% programado.

UPME-05-2012 –Proyecto Cartagena-Bolívar: Con corte al 30 de junio de 2015, el proyecto se encuentra en la

fase de estudios y diseños. En el tramo aéreo, se completaron las actividades de diseño. En el tramo

subterráneo se completó el estudio de suelos y se definió el trazado. Se recibieron estudios de valor del suelo

para el tramo subterráneo por parte de la lonja de propiedad raíz de Cartagena; se realizaron observaciones y se

espera respuesta.

El proyecto presenta un atraso de 46 días hábiles por causas atribuibles a factores externos a la gestión de la

empresa en el proceso de licenciamiento ambiental. La ANLA resolvió el recurso de reposición mediante Auto

2277 del 09-jun-15. Se continúa en la elaboración del EIA.

A junio 30 de 2015 se lleva una ejecución real de 17.12% sobre un programado de 28.46%.

Proyecto UPME 06-2014 Río Córdoba: Con corte al 30 de junio de 2015, el proyecto se encuentra en la fase de

estudios y diseños. El proyecto presenta atraso de 74 días hábiles debido a demoras en el licenciamiento

ambiental por causas externas a la gestión de EEB. El 31 de octubre de 2014 se radicó en la ANLA la solicitud

de NO DAA, teniendo en cuenta que se trata de la construcción de una subestación a 220 kV aledaña a la S/E

Río Córdoba 110 kV existente y que la conexión a la línea de transmisión Santa Marta-Fundación tendrá solo

400 metros de longitud. El 13 de marzo, la ANLA respondió que el proyecto sí requiere DAA, por lo cual el 25 de

marzo EEB radicó en ANLA solicitud de reconsideración del concepto. A la fecha la ANLA no se ha pronunciado

sobre la solicitud de reconsideración del concepto técnico sobre el DAA, es necesario contar con dicho

pronunciamiento para radicar el EIA. No obstante lo anterior se avanza en la elaboración del EIA.

A junio 30 de 2015 se lleva una ejecución real de 9.7% sobre un programado de 17.04%

UPME 02-2009 – Proyecto Armenia: Con corte al 30 de junio de 2015 se destacan los siguientes aspectos: El

Ministerio de Minas y Energía con Resolución 4 0405 de 2014 estableció como fecha oficial de entrada en

operación del Proyecto es el 2 de agosto de 2015, sin embargo la Empresa radicó una nueva solicitud de

prórroga al Ministerio por 116 días por demoras no atribuibles a su debida diligencia.

La ANLA emitió un auto mediante el cual ordena la suspensión de obras en los distritos de conservación de

Barbas Bremen y La Marcada. Opositores al Proyecto han presentado 8 acciones de tutela, las cuales han

causado la paralización temporal de obras. El avance en las obras se encuentra atado al cumplimiento del

artículo 5 de la resolución 0582 (Licencia Ambiental). Medidas cautelares durante el proceso de acción popular

que se adelanta en el tribunal administrativo del Quindío, por incumplimiento en cuanto a la distancia a los

nacimientos de agua.

En subestaciones avance del 98% en montaje y 100% en pruebas. Se adelantó visita de seguimiento por parte

de la ANLA y CRQ. A la fecha no ha habido pronunciamiento.

A junio 30 de 2015 el Proyecto presenta un avance del 78,47% con respecto a un 89,35% programado.


Este proyecto ya está generando ingresos a EEB.

UPME 05-2009 - Proyecto Tesalia. Con corte al 30 de junio de 2015 se destacan los siguientes aspectos. El

Ministerio de Minas y Energía con Resolución 9 1293 del 24 de noviembre de 2014 estableció como nueva fecha

oficial de entrada en operación del Proyecto es el 28 de noviembre de 2015.

El Proyecto está divido en dos tramos:

o Subestación Tesalia, ampliación de la S/E Altamira, la línea de transmisión Tesalia – Altamira y la

reconfiguración de la línea Betania – Jamondino entraron en operación el pasado 16 de diciembre de 2014. Con

la puesta en servicio de estas obras, es posible evacuar la totalidad de la generación de la Central El Quimbo.

o El segundo tramo lo constituye la línea de 202 km desde la subestación Tesalia en el Huila, hasta la subestación

Alférez en Cali, la cual se encuentra en la fase final de aprobación de diseños detallados. En cuanto al proceso

de licenciamiento ambiental de la misma, se presentó ante el MADS información relacionada con el trámite de

levantamiento de vedas. El 19 de junio de 2015, se presentó a la Autoridad Ambiental la acreditación de

cumplimiento del Auto 60 y Resolución 1373 de junio de 2015, en la cual se resuelve el recurso de reposición.

Por otra parte las ofertas de construcción se encuentran en evaluación por parte de la Empresa.

A junio 30 de 2015 el Proyecto presenta un avance del 85,34% con respecto a un 86,34% programado.

Este proyecto ya está generando ingresos a EEB.

UPME 01-2013 – Proyecto Sogamoso Norte 500kV: Con corte al 30 de junio de 2015 se destacan los

siguientes aspectos: El proyecto actualmente se encuentra en la fase de diseños de ingeniería de la línea de

transmisión.

Para la Subestación Nueva Esperanza se radicó el documento de solicitud de licencia arqueológica para el

rescate arqueológico ante el ICANH. Se inició el movimiento de tierras de la Subestación Nueva Esperanza el día

24 de junio de conformidad con lo acordado con EPM. En cuanto a equipos de Líneas, se definieron cantidades

preliminares para iniciar los procesos de contratación de los suministros.

A junio 30 de 2015 el proyecto presenta un avance del 21.7% con respecto a un 26.5%.

UPME 04-2014 – Proyecto Refuerzo Suroccidente 500 kV: Con corte al 30 de junio de 2015 se destacan los

siguientes aspectos: El 12 de mayo se notificó la Resolución 047 de 2015 de la CREG, que oficializa el ingreso

anual esperado para EEB por el Proyecto.

El proyecto actualmente se encuentra en la fase de diseños de ingeniería. Se seleccionó al consorcio Marte-

HMV para realizar los estudios ambientales y diseño de las líneas de transmisión. Se adelantaron las reuniones

de socialización en las alcaldías de Manizales (Caldas) Marsella La Virginia (Risaralda), Cartago, Tuluá, La

Unión, Ginebra, Palmira en el departamento del Valle del Cauca.

La ANLA dio respuesta el 1 de julio a la solicitud radicada por la Empresa, el 21 de abril, acerca de la solicitud de

la necesidad de DAA.

Los porcentajes de avance se registraran en el siguiente periodo, cuando el Interventor de la UPME revise y

apruebe el cronograma y la curva “S” de ejecución del proyecto.

Subestación San Fernando 230 kV - Ecopetrol: Con corte al 30 de junio de 2015 se destacan los siguientes

aspectos: Firma del contrato y entrega de pólizas para revisión a ECOPETROL el 8 de mayo de 2015. Firma del

Acta de Inicio por parte de ECOPETROL y la Empresa el pasado 18 de Junio de 2015.

Actualmente se adelanta el proceso de evaluación de Oferentes para los contratos Servicios de Líneas y EPC de

Subestaciones. Se recibieron ofertas para la elaboración del DAA y EIA. El equipo de Dirección de Proyecto ya


se encuentra contratado en un 100% y se está adelantando el proceso de contratación del personal consultor de

SGS, Ya se elaboró el Plan de Dirección del Proyecto y esta para aprobación de la PMO.

A junio 30 de 2015 el proyecto presenta un avance del 1.83% con respecto a un 2.18%.

2.2. DECSA – EEC

Tabla N° 7 - Indicadores seleccionados EEC – DECSA(*)

COP Millones

2T 15 2T 14 Var %

No. de clientes 281,160 270,575 3.9

Ingresos operacionales 166,407 151,219 10.0

Utilidad operacional 17,555 28,274 -37.9

EBITDA Trimestral 35,734 35,831 -0.3

Margen EBITDA Trimestral- % 21.47 23.69 -9.4 Utilidad neta 14,595 13,381 9.1 Pérdidas - % 9.98 10.7 -8.4

Deuda neta / EBITDA UDM 1.5 1.2 25.0 EBITDA UDM / Intereses UDM 11.54 17.3 -34.1

* Controlada por DECSA

EEC logró un EBITDA trimestral equivalente a COP 35,734 millones como resultado de un margen de

contribución de COP 84,461 millones, de otra parte los gastos financieros se vieron afectados en COP (3,935)

millones como resultado del apalancamiento financiero obtenido por la empresa durante lo corrido del año. De

otro lado, durante el trimestre se causó un impuesto a la renta de COP 1,005 millones. Lo anterior resultó en una

utilidad neta del trimestre de COP 14,595 millones.

Se presentó un menor EBITDA trimestral en COP 96 millones con respecto al alcanzado en el mismo trimestre

del 2014 explicados por un aumento en el Costo Fijo principalmente por un incremento en impuestos y

actividades operativas.

En el segundo trimestre del 2015 comparado con el año 2014 visto como doce meses acumulados, se observa

una mejora del margen EBITDA por COP 75 millones principalmente por el aumento en los ingresos.

Avance proyectos EEC

A Junio de 2015 se logró una ejecución del plan de inversiones del 45,9% dando mayor énfasis en los

programas de seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico mejorando los índices de calidad así como al

plan de choque para la recuperación de pérdidas de energía, inversión que se refleja en el cumplimiento de

la meta de índice de pérdidas.

2.3. TGI

Tabla N° 8 - Indicadores seleccionados de TGI

USD Miles

2T 15 2T14 Var %

Ingresos operacionales 218,996 244,253 -10.3

Utilidad operacional 143,516 160,707 -10.7

EBITDA YTD 189,106 198,132 -4.6

Utilidad neta 50,048 82,406 -39.3

Volumen transportado – Mmpcd 469.4 469.1 0.1

Capacidad contratada en firme - Mmpcd 669.0 646.0 3.6

Calificación crediticia internacional: S&P - Septiembre14: Fitch – Octubre 14:

Moody’s – Abril 14:

BBB-, estable BBB, estable

Baa3, estable


Los ingresos operacionales se reducen en un 10.3% principalmente por (i) una reducción en las ventas por

ingresos ocasionales en un 90.3%, resolución 089 de 2013 de la CREG, y 089 de 2014 para darle liquidez al

mercado secundario del gas natural y (ii) en los ingresos por cargos variables en un 41% debido a un menor

volumen transportado del 4.5% durante el semestre y (iii) a una devaluación en lo corrido del año en un 8.1% lo

cual afecta los ingresos denominados en pesos dada la moneda funcional de TGI.

El EBITDA acumulado se redujo en 4.6% lo cual es inferior a la disminución de los ingresos operacionales debido

a tanto los costos como los gastos operacionales se ejecutaron en un -35% respecto del año inmediatamente

anterior en particular a las compensaciones en el gas de OBAS- por su acrónimo en inglés. Operational

Balancing Agreements- que significó aproximadamente USD 6 millones de mayor EBITDA.

1.1. Hechos relevantes

De acuerdo con las disposiciones de la Ley 1314 de 2009 y el decreto reglamentario 2784 de diciembre de 2012,

la compañía comenzó el proceso de convergencia de las normas contables colombianas a Normas

Internacionales de Información Financiera - NIIF. Dado que la empresa pertenece al grupo 1, el período de

transición obligatoria comenzó el 1 de enero de 2014 y la fecha de emisión de los primeros estados financieros

comparativos bajo las NIIF será 31 de diciembre 2015.

Actualmente, la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, se encuentra en un proceso de revisión de la

metodología de cálculo del WACC regulatorio. Se estima que esta metodología se defina en el transcurso del

2015. De acuerdo con los últimos parámetros disponibles, se estima una reducción del WACC entre 150 y 200

pbs.

De acuerdo con la estructuración definida por EEB para la adquisición de la participación del 31.92% de TGI, la

compañía se encuentra actualmente adelantando el proceso de fusión con IELAH, vehículo de propósito especial

(SPV por sus siglas en ingles), en el cual The Rohatyn Group (anteriormente Citi Venture Capital - CVCI),

mantenía dicha inversión, adquirida en julio de 2014 por EEB. Se espera completar este proceso en la primera

mitad del 2016.

Durante el mes de junio, TGI otorgó un crédito intercompañía a su casa matriz EEB por un valor de COP 50,000

millones.

La Junta Directiva aprobó el proyecto de expansión del Loop del Ramal Armenia, permitiendo incrementar la

capacidad de transporte en aproximadamente 8 mmpcd, con un CapEx estimado de USD 17 millones.

En lo corrido del año el promedio de volumen transportado por la infraestructura de TGI es de 499.5 Mmpcd, y

mantiene una cuota de mercado del 51.3% al cierre del segundo trimestre de 2015.

Con el fin de alinear las necesidades de capacidad futuras de los clientes, con los proyectos que actualmente

estructura la compañía, TGI presentó a sus principales clientes, tres importantes proyectos de expansión en su

infraestructura: i) Cusiana – Vasconia Fase IV (100 y 150 Mmpcd), ii) Bidireccionalidad Ballena –

Barrancabermeja (45, 100 y 150 Mmpcd) y iii) Mariquita - Gualanday (12.6 Mmpcd), con un CapEx total estimado

de USD 430 millones. Con base en la información entregada, los clientes interesados presentarán sus

requerimientos de capacidad para cada uno de estos proyectos y luego TGI revisará su cierre financiero.

Avance proyectos de Inversión TGI:

Cusiana Fase III:

El proyecto Cusiana Fase III consiste en ampliar la capacidad de compresión del gasoducto en el Tramo Cusiana

– Vasconia, mediante el suministro y puesta en operación de tres nuevas unidades de compresión de gas natural

(en las estaciones existentes de Miraflores, Puente Guillermo y Vasconia). El proyecto permite ampliar la

capacidad en 20 Mmpcd y comprende una inversión total de aproximadamente USD 31 millones. Se estima que

la entrada en operación comercial se de en el primer trimestre de 2016. A la fecha el proyecto muestra un avance

del 33.7%.

Informe para Inversionistas Segundo Trimestre 2015 Cusiana – Apiay Ocoa:

El proyecto aumentará la capacidad de transporte del gasoducto Cusiana – Apiay en 32 Mpcd y del ramal Apiay

– Ocoa en 7 Mpcd y permitirá atender la demanda de gas natural de remitentes para generación termoeléctrica,

distribución residencial e industrial. Comprende una inversión total de aproximadamente USD 48 millones. La

puesta en operación se dará en el primer semestre del 2017.

Para mayor detalle sobre información financiera, operacional y comercial de TGI, por favor diríjase al siguiente link.

2.4. CALIDDA

Tabla N° 9 - Indicadores seleccionados de Cálidda

USD Miles

2T 15 2T 14 Var. %

No de clientes 299,790 215,170 39.3 Ingresos operacionales 265,485 250,206 5.8 Utilidad operacional 42,522 34,706 18.4 EBITDA YTD 53,753 45,056 19 EBITDA UDM 99,931 85,117 17.4 Margen EBITDA (%) 20.2 18.0 12.4 Utilidad neta 20,185 19,309 4.3 Deuda neta / EBITDA UDM 3.47 3.53 -1.6 EBITDA UDM / Intereses UDM 6.81 5.81 17.1

En el primer semestre del año, los Ingresos Totales e Ingresos Ajustados de la empresa crecieron 6% y 9%

respectivamente a comparación del primer semestre del 2014.

A Junio del 2015, el EBITDA trimestral ha pasado de USD 45 millones a USD 54 millones, mostrando un

incremento del 19% comparado con similar periodo del año anterior. Asimismo, el Margen Ebitda Ajustado

creció de 49% a 53%.

El EBITDA al 2T 2015 fue de USD 99,931 millones, lo cual representa un incremento del 17.4%, comparado

al EBITDA 2T 2014 (USD 85,117 millones), el cual se sustenta en: i) el incremento en la tarifa de

distribución, ii) mayor volumen facturado y iii) renegociación con contratistas para denominar la facturación

de los contratos de dólares a soles.

Cálidda cuenta con 299,790 clientes, en el primer semestre se conectaron 44,785 nuevos clientes. En lo que

resta del año, se tiene previsto ingresar a tres nuevos distritos llegando así a 20 distritos.

Durante el primer semestre del año se construyeron 12km de redes de acero y 557 km de redes de

polietileno, con lo cual el sistema de distribución está compuesto por 5,246 km de redes subterráneas.

Avance proyectos de inversión Cálidda:

Al 2T 2015 las inversiones en la expansión de la red asciende a US$ 38mm, destinadas principalmente en la

construcción de redes de polietileno para la conexión de hogares.

Para mayor detalle sobre información financiera, operacional y comercial de Cálidda, por favor diríjase al siguiente

link.

2.5. CONTUGAS

Al cierre de junio 2015 la compañía cuenta con más de 34,600 clientes habilitados (con más de 37,700

ventas residenciales realizadas y 36,700 instalaciones internas construidas).

A la fecha aún está pendiente la firma de la modificación del Contrato BOOT de Distribución en el

Departamento de ICA. Esta modificación del contrato resulta fundamental para las actividades de la

http://www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas/informes-para-inversionistas

http://www.grupoenergiadebogota.com/inversionistas/informes-para-inversionistas


compañía pues elimina la generación de posibles contingencias y/o cuestionamientos por parte del Estado

Peruano. A 30 de junio Contugas está a la espera de la Resolución Ministerial que faculta al Estado Peruano

a suscribir la adenda.

En este 2T 15 se llevó a cabo la 1ra temporada de pesca (abril-junio), cuyos efectos se ven reflejados en los

ingresos de la compañía; la facturación por concepto de cargos por Distribución en el periodo abril-junio ha

crecido un 420%, al pasar de USD 2,15 millones acumulado a marzo a USD 9,04 Millones acumulado a junio

2015.

El crecimiento de grandes clientes industriales durante el segundo trimestre de 2015 corresponde a un 27%,

con el ingreso de 6 nuevos clientes. En el primer semestre del año, se ha realizado la habilitación de un total

de 12 clientes industriales.

Avance proyectos de inversión Contugas:

El proyecto se encuentra al 100% completado y comprende más de 340 KM de red troncal y ramales de alta

presión y más de 900 KM de redes de polietileno de baja presión. El gasoducto tendrá una capacidad

superior a 300 MMPCD y se conectarán 50.000 clientes residenciales en los primeros seis años después de

la puesta en operación comercial.

2.6. TRECSA

Avance proyectos de inversión Trecsa: El avance general del proyecto es de 90% y una inversión acumulada al 30 de Junio de 2015 de USD 377 millones. 7

subestaciones ya energizadas, 5 listas para energizar y 7 en construcción; un 47% de avance en construcción de

líneas de transmisión, un 81% de derechos de paso escriturados y un 100% de licencias ambientales otorgadas

con respecto al diseño actual aprobado.

Permisos del Proyecto 100% de licencias ambientales otorgadas con respecto al diseño actual aprobado. Asimismo, el 94% de los

equipos y suministros ya se encuentran en Guatemala, lo que garantiza la disponibilidad de insumos para el

cumplimiento total del proyecto. Construcción Líneas de transmisión: Se lleva un porcentaje de avance del (47%).

Subestaciones: 7 subestaciones ya energizadas, 5 listas para energizar y 7 en construcción; pasando por 15

departamentos, 74 municipios y 340 comunidades de Guatemala.

2.7. EEBIS Guatemala

Avance proyectos de inversión EEBIS Guatemala

• Cementos Progreso: uno con dos bahías de transformación y el otro con dos bahías de línea (equipos de

potencia, PCM´s y Comunicaciones) para la conexión de un Transformador 50MVA230/69/13.8kV y un

Transformador de 50MVA230/69kV.

• Línea de transmisión a doble circuito, Finca San Gabriel con el Proyecto PET (Las Cruces–Sololá).

• PRIMERA FASE: construir la línea para ser energizada en 69kV en un plazo de 20 meses a partir de la firma del

contrato (fecha más tardía 30 de abril 2016). Construir la obra civil de la subestación. Conexión y energización de

la línea a 69kV.

• SEGUNDA FASE: Suministro de equipos de la subestación a 230kV, montaje, conexión al proyecto PET-01-

2009, pruebas y recepción de la obra por la Contratante. Plazo 18 meses.

Situación Actual:

Se encuentra en ejecución la Primera Fase, en la etapa de Diseño.

Informe para Inversionistas Segundo Trimestre 2015 Anillo Pacifico Sur: En el año 2013 se suscribió contrato con los ingenios para construir, operar y mantener

aproximadamente 90 km de red de transporte 230 kV, 238 torres, 4 subestaciones nuevas, ampliación de 1

subestación existente y reconfiguración de 2 subestaciones:

• Nueva Siquinalá-Pantaleón, circuito sencillo en estructuras de doble circuito.

• Magdalena-Pacífico, doble circuito.

• Nueva La Unión-Magdalena, circuito sencillo en estructuras de doble circuito.

• Nueva Pantaleón-Madre Tierra, circuito sencillo en estructuras de doble circuito.

• Nueva Madre Tierra-La Unión, circuito sencillo en estructuras de doble circuito.

Situación Actual:

Se encuentra en inicio de Obras civiles de Subestaciones y Líneas de transmisión.

Bonaire/ Genor:

• S/E nueva en configuración I&M con dos bahías de transformación y una bahía de línea 230 kV.

• Dos transformadores13.8/230 kV de 100 MVA cada uno.

• Una línea de transmisión 230 kV de 48 km de longitud.

• Y la ampliación de una bahía de línea 230 kV en la subestación Morales.

Situación Actual:

Pendiente de firmar acta de inicio.

Compañía Guatemalteca de Níquel CGN

Elaboración de la pre-ingeniería y estudios eléctricos para la conexión de la planta CGN mediante una subestación

en configuración interruptor y medio a 230kv, ubicada en el Municipio El Estor, departamento de Izabal,

Guatemala

Situación Actual:

Se encuentra en elaboración de pre ingeniería.

3. DESEMPEÑO COMPAÑÍAS ASOCIADAS

Tabla No 10 - Indicadores financieros inversiones sin control - 2T 15

COP Millones USD millones

Emgesa Codensa Gas Natural Promigas REP CTM

Ingresos operacionales 1,315,629 1,776,305 450,386 124,969 66,848 58,704

Utilidad operacional 676,057 413,058 96,974 70,149 31,720 32,786

EBITDA YTD 813,576 594,763 106,475 79,007 46,622 47,990

Utilidad neta 428,930 234,577 58,343 99,269 19,219 10,541

Dividendos y reservas decretados a EEB 97,751 41,04 10,005 162,283 27,821 -

Reducciones de capital decretadas a EEB - - - - - -

Tabla N° 11 - Resumen de los proyectos de expansión de las Compañías Asociadas al 2T 15

Proyecto Empresa Sector País Ejecución

En operación USD MM

Quimbo Emgesa G electricidad Colombia 237.5 4Q-15

Atención nueva demanda Codensa D electricidad Colombia 52.0 15

Ampliaciones concesión REP T electricidad Perú 18.3 15-18

Ampliaciones sistema PROMIGAS T + D gas natural Colombia 10.7 15-17

T:Transporte; D:Distribución; GN: Gas Natural; E: Electricidad


3.1. EMGESA

Tabla N° 12 - Panorámica de Emgesa

2T 15

Capacidad instalada – MW 3,059

Composición de la capacidad 10 Hidros y 2 térmicas

Generación – Gwh 6,642

Ventas – Gwh 8,026

Control Enel Energy Group

Participación de EEB

51.5% correspondiente a: 37.4% acciones

ordinarias y 14.1% preferenciales sin derecho

a voto

Tabla N° 13 - Indicadores financieros seleccionados de Emgesa

COP Millones USD Millones

2T 15 2T 14 Var % 2T 15 2T 14

Ingresos operacionales 1,315,629 1,277,482 3.0 529.4 658.9

Margen de Contribución 918,958 895,178 2.7 369.8 461.7

Resultado de Explotación - EBITDA 813,576 843,820 -3.6 327.4 327.4

EBIT 739,902 772,492 -4.2 297.8 297.8

Margen EBITDA Trimestral - % 61.84 66.05 -6.4 61.8 66.1

Utilidad neta 428,930 490,670 -12.6 172.6 172.6

Dividendos decretados a EEB 97,751 450,465 -78.3 39.3 181.3

Deuda Neta / EBITDA LTM 4.5 No disponible 88.8 4.5 2.4

EBITDA / Intereses P&G 11.6 - - 11.6 -

*

Informe para Inversionistas Segundo Trimestre 2015 Hechos Relevantes EMGESA

08.04.15: Emgesa S.A. ESP se permite informar al público en general que el día 03 de marzo de 2015 se registró

ante la Cámara de Comercio de Bogotá la escritura pública de reforma estatutaria por medio de la cual se

modifica el parágrafo 1º del artículo 41 del capítulo V y el artículo 77 del capítulo X de los estatutos sociales de la

compañía, respecto a la periodicidad con la cual se podrán hacer cortes contables para producir estados

financieros. La mencionada reforma estatutaria fue debidamente aprobada por la Asamblea General de

Accionistas del 29 de octubre de 2014, tal y como fue informado como información relevante en la página Web

de la Superintendencia Financiera de Colombia el 4 de noviembre de 2014.

15.04.15: Emgesa S.A. ESP, publica la información de Fin de Ejercicio con corte a diciembre 31 de 2014, de

acuerdo a la Circular Externa 020 del 23 de mayo de 2011 de la Superintendencia Financiera de Colombia.





21.04.15: Emgesa S.A. ESP informa que a solicitud de la Superintendencia Financiera de Colombia se

retransmitieron los estados financieros con los siguientes cortes:

Un periodo de 8 meses entre el 1 de enero y el 31 de agosto de 2014.

Un período de un mes entre el 1 y el 30 de septiembre de 2014.

22.04.15: La Junta Directiva en su sesión ordinaria aprobó el nombramiento de los actuales miembros del Comité

de Buen Gobierno y Evaluación, el cual quedó compuesto por Ricardo Roa Barragán, José Antonio Vargas

Lleras y Lucio Rubio Díaz como miembros principales.

22.04.15: La Junta Directiva en su sesión ordinaria aprobó el nombramiento de los miembros que componen el

Comité de Auditoría, para que sea integrado por Lucio Rubio Díaz, Ricardo Roa Barragán, Orlando Cabrales

Martinez y María Mercedes Maldonado como miembros principales.

22.04.15: La Junta Directiva de Emgesa S.A. ESP aprobó el nombramiento del señor Bruno Riga, actual Gerente

Generación País, como Gerente y representante legal principal y al señor Lucio Rubio Díaz, Director País, como

primer suplente del Gerente.

22.04.15: La Junta Directiva de Emgesa S.A. ESP aprobó el nombramiento del Sr. Lucio Rubio Díaz como

Presidente de la Sociedad y de la Junta Directiva por un periodo de 2 años, reelegible indefinidamente en

reemplazo del señor José Antonio Vargas Lleras.

22.04.15: Emgesa S.A. ESP informó al mercado en general que el día de hoy su Junta Directiva aprobó un

incremento de USD 138 millones (moneda homogénea de 2010) en la inversión del Proyecto Hidroeléctrico El

Quimbo. El presupuesto inicial del proyecto fue aprobado en abril de 2010 por USD 837 millones (moneda

homogénea de 2010) y tuvo un incremento en marzo de 2014 por USD 256 millones (moneda homogénea de

2010). Con lo anterior, el presupuesto total del proyecto El Quimbo asciende actualmente a USD1.231 millones

(moneda homogénea de 2010). Este incremento es producto de diferentes eventos externos, gestión de

compensaciones ambientales, modificaciones y actualizaciones de especificaciones y diseños, así como


reprogramaciones de obras, que han generado una actualización presupuestal en los rubros del plan de gestión

socio-ambiental, presa, obras civiles e ingeniería.

24.04.15: Emgesa S.A. ESP informó al mercado que la información relevante publicada el día 22 de abril de

2015 sobre la conformación del Comité de Auditoría de la Empresa es incorrecta y remite la plancha

efectivamente aprobada por la Junta Directiva en su sesión ordinaria como miembros principales Lucio Rubio

Díaz, Ricardo Roa Barragán, Orlando Cabrales Martinez y María Mercedes Maldonado.

27.04.15: Emgesa S.A. ESP informó que realizó renegociación de los créditos bancarios de largo plazo vigentes

con el Banco Corpbanca Colombia S.A.

28.04.15: De conformidad con lo dispuesto en la Circular Externa 028 de 2007 modificada por la Circular Externa

056 de 2007, Emgesa S.A. ESP diligenció la encuesta Código País correspondiente al 2014.

06.05.15: Emgesa S.A. ESP puso a disposición de todos los interesados el hecho relevante que Enersis S.A.

(Sociedad Chilena accionista de Emgesa S.A. ESP) ha publicado en la Superintendencia de Valores y Seguros

de Chile el 28 de abril de 2015.

07.05.15: Fitch Ratings afirmó en AAA(col) la Calificación Nacional de Largo Plazo de Emgesa S.A. ESP.

Asimismo, afirmó en AAA(col) las calificaciones del Programa de Bonos por COP 3,065 billones de Emgesa. De

igual forma, Fitch retiró la calificación asignada a Tercera Emisión de Bonos por COP 250.000 millones debido al

pago y redención de la misma. La Perspectiva es Estable.

26.05.15: La Junta Directiva de EMGESA S.A. ESP aprobó la ampliación del cupo global del programa de

emisión y colocación de bonos de Emgesa en $650.000 millones de pesos hasta un cupo total de $3.71 billones

de pesos.

09.06.15: La Junta Directiva de Emgesa S.A. ESP aprobó en sesión del 26 de mayo de 2015 que el Sr. José

Antonio Vargas Lleras continúe como Presidente de la Junta Directiva, en reemplazo del Sr. Lucio Rubio Díaz

quien sigue manteniendo una representación legal de la sociedad.

24.06.15: Emgesa S.A. ESP informó al mercado el nombramiento del señor Raffaele Cutrignelli como actual

Gerente de Auditoria Colombia, en reemplazo del señor Mauricio Carvajal.

25.06.15: Fitch Ratings afirmó en AAA(col) la Calificación Nacional de Largo Plazo de Emgesa S.A. ESP y

asignó la calificación nacional de corto plazo F1+(col).

Asimismo, afirmó en AAA(col) la calificación del Programa de Bonos por COP 3,715 billones de Emgesa.

Avance proyectos de inversión EMGESA:

Tabla N° 14 – Inversiones

2T 15 2T 14 Var %

Millones COP 640,750 374,517 71.1

Millones USD 247.9 199.1 24.5


3.2. CODENSA

Tabla N° 15 - Panorámica de Codensa

2T 15

Número de clientes 2,821,255

Participación de mercado - % 23.0

Demanda Codensa – Gwh 7,324

Var % demanda 2T 15 vrs 2T 14 1.4

Índice de pérdidas (%) -

Participación EEB 51.5% (36.4% ordinarias; 15.1% preferenciales sin

derecho a voto)

Tabla N° 16 - Indicadores financieros seleccionados de Codensa


2T 15 2T 14 Var % 2T 15 2T 14

Ingresos operacionales 1,776,305 1,670,839 6.3 714.8 861.8

Margen de Contribución 788,171 717,048 9.9 317.2 369.8

Resultado de Explotación 594,763 557,423 6.7 239.3 287.5

EBITDA Trimestral 470,667 433,761 8.5 189.4 223.7

Margen EBITDA Trimestral - % 33.5 33.4 0.4 33.5 33.4

Utilidad neta 234,577 252,720 -7.2 267.8 130.3

Dividendos decretados a EEB 41,040 277,944 -85.2 16.5 143.4

Deuda Neta / EBITDA UDM 1.64 No disponible 72.9 1.6 1.0

EBITDA / Intereses P&G 8.63 - - 8.6 -

*

Hechos Relevantes Codensa

08.04.15: Codensa S.A. ESP informó al público en general que el día 02 de marzo de 2015 se registró ante la

Cámara de Comercio de Bogotá la escritura pública de reforma estatutaria por medio de la cual se modifica el

parágrafo 1º del artículo 41 del capítulo V y el artículo 77 del capítulo X de los estatutos sociales de la compañía,

respecto a la periodicidad con la cual se podrán hacer cortes contables para producir estados financieros. La

mencionada reforma estatutaria fue debidamente aprobada por la Asamblea General de Accionistas del 29 de

octubre de 2014, tal y como fue Informado como información relevante en la página Web de la Superintendencia

Financiera de Colombia el 4 de noviembre de 2014.

08.04.15: Codensa S.A. ESP informó al público en general que el día 13 de marzo de 2015 se registró ante la

Cámara de Comercio de Bogotá la modificación al Objeto Social de la Compañía, con el fin de incorporar la

posibilidad de participar con entidades financieras como corresponsal bancario en beneficio de sus clientes. La

mencionada modificación fue debidamente aprobada por la Asamblea General de Accionistas y por las

Asambleas Generales de Tenedores de Bonos de cada una de las emisiones vigentes de la Sociedad, tal y como

fue se ha informado como información relevante en la página Web de la Superintendencia Financiera de

Colombia el 23 de enero de 2015.

15.04.15: Codensa S.A. ESP, publicó la información de Fin de Ejercicio con corte a diciembre 31 de 2014, de


21.04.15: Codensa S.A. ESP informó que a solicitud de la Superintendencia Financiera de Colombia se

retransmitieron los estados financieros con los siguientes cortes:


Un periodo de 8 meses entre el 1 de enero y el 31 de agosto de 2014.

Un período de un mes entre el 1 y el 30 de septiembre de 2014.


de Buen Gobierno y Evaluación, compuesto por Lucio Rubio Díaz, Ricardo Roa Barragán y José Antonio Vargas

Lleras como miembros principales.


de Buen Gobierno y Evaluación, compuesto por José Antonio Vargas Lleras, Ricardo Roa Barragán, Orlando

Cabrales Martínez y María Mercedes Maldonado.

28.04.15: De conformidad con lo dispuesto en la Circular Externa 028 de 2007 modificada por la Circular Externa

056 de 2007, Codensa S.A. ESP diligenció la encuesta Código País correspondiente al 2014.

06.05.15: Codensa S.A. ESP puso a disposición de todos los interesados el hecho relevante que Enersis S.A.

(Sociedad Chilena accionista de Codensa S.A. ESP) publicado en la Superintendencia de Valores y Seguros de

Chile el 28 de abril de 2015.

03.06.15: Codensa S.A. ESP informó que, a solicitud de la Superintendencia Financiera de Colombia, se

retrasmitió la Encuesta Código País del año 2014 por fallas técnicas en la visualización de una de las respuestas

a las preguntas de la encuesta.

24.06.15: Codensa S.A. ESP informó al mercado el nombramiento del señor Raffaele Cutrignelli como actual

Gerente de Auditoria Colombia, en reemplazo del señor Mauricio Carvajal.


2T 15 2T 14 Var %

Millones COP 134,411 109,109 23.2

Millones USD 51.99 58.00 -10.4

3.3. PROMIGAS

Tabla N° 18 - Panorámica de Promigas

2T 15

Número de clientes 11

Volumen de ventas – mmpcd 322.3

Participación de mercado - % 40

Red – km 2,367

Ingresos operacionales - COP MM 124,969

Participación de EEB - % 15.6

Tabla N° 19 – Inversiones Promigas

1T 15 1T 14 Var %

COP millones 27,649 36,271 -23.8

USD Millones 10.7 19.3 -44.5


Tabla N° 20 - Indicadores financieros seleccionados de Promigas


2T 15 2T 14 Var % 2T 15 2T 14

Ingresos operacionales 124,969 91,817 36.1 48.3 48.8

Costo de ventas 26,872 24,977 7.6 10.4 13.3

Gastos Administrativos y de Ventas 19,090 17,504 9.1 7.4 9.3

Utilidad operacional 70,149 42,745 64.1 27.1 22.7


Margen EBITDA Trimestral - % 63.2 53.7 17.7 0.0 0.0

Utilidad neta 99,269 117,238 -15.3 38.4 62.3

Dividendos y reservas decretados a EEBGas 162,283 - - 63 -

Deuda neta / EBITDA 4.41 4.96 -11.1 4.41 4.96

EBITDA / Intereses 3.11 3.53 -11.9 3.11 3.53

N:B: Estados Financieros bajo COLGAAP.

Mayores ingresos debido a que se empezó a facturar al cliente Termocandelaria a partir de junio de 2014,

entrada en vigencia tarifas por vida útil normativa y facturación a Gases del Caribe por contrato de construcción

de gasoducto.

Aumenta depreciación por el leasing de gasoducto. El gasoducto se deprecia al término del leasing que son 12

años.

Aumenta por mayor saldo de deuda en 2015, principalmente por emisión de bonos realizada en marzo de 2015.2

Dividendos decretados por USD 162,283 millones.

Hechos Relevantes Promigas

− 15.04.15: De acuerdo con la Circular Externa 004 de 2012, se publicaron: Estados financieros de Promigas

Consolidados e Individuales con corte a Diciembre 31, 2014 con sus notas, dictámenes del revisor fiscal y

certificaciones de representante legal y contador.

− 15.04.15: De acuerdo con la Circular Externa 004 de 2012, se publicaron: Estados financieros de Promigas

Consolidados con corte a Diciembre 31 con sus notas, dictámenes del revisor fiscal y certificaciones de

representante legal y contador.

− 30.06.15: Promigas, en cumplimiento de la Ley 1314 de 2009, que regula la convergencia a Normas

Internacionales de Información Financieras –NIIF en Colombia, preparó el Estado de Situación Financiera de

Apertura- ESFA con corte al 1 de enero de 2014 según el Decreto 2784 de 2012, por aplicar el cronograma para

Grupo 1: Emisores de valores y entidades de interés público. En consecuencia, Promigas a partir del año de

transición 2014, definió las nuevas políticas contables bajo NIIF que se ajustan a esta normatividad y que se

hacen exigibles a partir del 2015, todo lo cual fue aprobado por la Junta Directiva de la compañía.

Avance proyectos de inversión Promigas:

Proyecto 1 – Loop del Sur: Construcción de un gasoducto desde los pozos de HOCOL hasta Mamonal de 16"

de diámetro y 190 km de longitud aproximadamente, para transportar 60 MPCD. Obra para atender a Surigas y

TEBSA. Presenta un avance del 7% y una inversión estimada de COP 132,836 millones. Fecha de entrada en

operación: 4T 2015.

Proyecto 2 – Hub Cartagena: Instalación de un sistema de filtración en la estación Heroica y adecuaciones en

la estación Mamonal para conectar gas que llega a Cartagena de los Gasoductos del Sur y Barranquilla.


Presenta un avance del 5% y una inversión estimada de COP 33,214 millones. Fecha de entrada en operación:

4T 2015.

Proyecto 3 – CPF Hocol/Promisol: Compra de equipos que serán arrendados y transferidos al final del contrato

a Promisol. Contrato con capex de USD 48 millones a 12 años para servicios de tratamiento de gas. Presenta un

avance del 31% y una inversión estimada de COP 29,696 millones con la compra de equipos que serán

arrendados a Promisol.

Proyecto 4 – Compresora Filadelfia: Construcción y montaje de una estación compresora en el gasoducto

Sincelejo Cartagena para aumentar la capacidad de transporte (30MPCD adicionales de Canacol),

complementario al proyecto Loop del Sur. Presenta un avance del 4% y una inversión estimada de COP 20,273

millones.

Proyecto 5 – Adecuación Compresora Sahagún: Traslado de compresores y adecuaciones en estación

Heroica, complementario al proyecto Loop del Sur. Las obras son para atender a TEBSA. Una inversión

estimada de COP 17,377 millones.

Proyecto 6 – Variante Sincelejo: Construcción de una variante al gasoducto troncal Mamonal Sincelejo entre

km-114+900 y el km-122+190, en 10" de diámetro y 12 km de longitud aproximadamente que permita evitar la

zona urbana de Sincelejo y aumentar la presión del sistema. Este proyecto tiene una inversión estimada de COP

17,377 millones.

3.4. GAS NATURAL

Tabla N° 21 – Panorámica de Gas Natural

2T 15 Ingresos operacionales - COP MM 450,386

EBITDA UDM - COP millones 106,475

Control Gas Natural de

España

Participación de EEB 25%

Tabla N° 22- Indicadores financieros seleccionados de Gas Natural


2T 15 2T 14 Var % 2T 15 2T 14

Ingresos operacionales 450,386 353,390 27.0 180.01 187.85

Costo de Ventas 290,618 206,911 40.0 116.15 109.99

Gastos Administrativos 53,293 53,671 -1.0 28.53 21.30

Utilidad operacional 96,974 84,018 15.0 38.76 44.66


Margen EBITDA (%) 36.6 26.3 39.5 36.6 26.3

Utilidad neta 58,343 56,579 3.0 23.32 30.08

Dividendos y reservas decretados a EEB 10,005 67,311 -85.1 3.9 34.2

Reducciones de capital a EEB - - - - -

Deuda neta / EBITDA UDM 2.0 1.0 25.0 2.0 1.0

EBITDA UDM / Intereses UDM 14.8 21.1 -30.0 14.8 21.1


Al 2T 15 Al 2T 14 Var %

COP Millones 3,226 11,349 -7.0

USD Millones 1.25 4.39 -7.0


3.5. REP y CTM Perú

Tabla N° 24 - Indicadores financieros seleccionados de REP

USD Miles

2T 15 2T 14 Var %

Ingresos operacionales 66,848 63,686 5.0

Costo de ventas 27,400 36,973 -25.9 Gastos Administrativos 7,728 4,919 -57.1 Utilidad operacional 31,720 21,794 45.5 EBITDA Trimestral 46,622 40,929 13.9

Margen EBITDA (%) 69.7 64.3 8.5

Utilidad neta 19,219 11,850 62.2

Dividendos decretados a EEB - 14,000 -

Reducciones de capital a EEB - - - Deuda neta / EBITDA 2.15 2.43 -11.6 EBITDA / Intereses 8.78 6.78 29.5

REP presentó mayores ingresos al incremento en la remuneración anual garantizada, por la POC de ampliación

12 y por ajuste en el índice Finished Goods Less Food and Energy; y el incremento en la remuneración anual

por ampliaciones.

Los gastos administrativos se incrementan por mayores gastos de personal y amortización por la POC del

proyecto ampliación 12.

Las provisiones son menores debido a la actualización de la metodología y con ello la mejora en la estimación

real.

Menores gastos financieros producto de mayores gastos capitalizados por las ampliaciones en construcción.

Mayor EBITDA por el incremento en los ingresos por los servicios de operación y mantenimiento, servicios

técnicos especializados y servicios complementarios que mantiene con terceros; y por la puesta en operación de

la ampliación 12; asimismo, el servicio de gerenciamiento de las empresas vinculadas Consorcio Transmantaro e

ISA Perú.

Tabla N° 25 - Indicadores financieros seleccionados de CTM

USD Miles

2T 15 2T 14 Var. %

Ingresos Operacionales* 58,704 50,729 15.7

Egresos 25,917 21,703 19.4

Utilidad operacional 32,786 29,026 11.5

EBITDA Ajustado** - Trimestral 47,990 42,011 14.2

Margen EBITDA (%) 81.8 82.8 -1.3

Utilidad neta 10,541 12,709 -17.1

Dividendos decretados a EEB - - -

Reducciones de capital a EEB - - -

Deuda neta / EBITDA 6.1 5.2 15.3

EBITDA / Intereses 3.6 4.5 -19.6

*Ingresos EEFF + Adenda Nro 5 + Otros ingresos operacionales registrados como financieros en los EEFF

**EBITDA calculado con los Ingresos Ajustados

Para CTM, el incremento en los ingresos y el EBITDA se debe principalmente por la puesta en operación

(POC) de la concesión LT Trujillo- Chiclayo realizada en julio 2014 y los ingresos por año completo de los

contratos privados. Las clasificadoras de riesgos internacionales Fitch Rating y Moody's ratificaron el rating

grado de inversión BBB- y Baa3 respectivamente.


El 16 de julio 2015 en Apurimac, El presidente de la República, Ollanta Humala, inauguró hoy el proyecto

“Línea de Transmisión Machupicchu – Abancay – Cotaruse en 220 mil voltios”, obra que permitirá mejorar la

confiabilidad del suministro de energía eléctrica en la zona sur del país y el Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional. Del mismo modo, contribuirá al transporte de la generación de energía de las Centrales

Hidroeléctricas Santa Teresa y Machupicchu al Sistema de Transmisión Sur, y podrá conectar futuras

Centrales de generación y líneas de transmisión.

4. ANEXOS

Anexo 1: Nota legal & Aclaraciones

Este documento contiene palabras tales como “anticipar”, “creer”, “esperar”, “estimar”, y otras de s imilar significado.

Cualquier información diferente a la información histórica, 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,

corresponde a proyecciones.

Las proyecciones de este informe se realizaron bajo supuestos relacionados con el entorno económico, competitivo,

regulatorio y operacional del negocio, y tuvieron en cuenta riesgos que están por fuera del control de la Compañía.

Las proyecciones son inciertas y se puede esperar que no se materialicen. También se puede esperar que ocurran

eventos o circunstancias inesperadas. Por las razones anteriormente expuestas, los resultados reales podrían diferir

en forma significativa de las proyecciones aquí contenidas. En consecuencia, las proyecciones de este informe no

deben ser consideradas como un hecho cierto. Potenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones

y estimaciones aquí contenidas ni basarse en ellas para tomar decisiones de inversión.

La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir actualizaciones o

revisiones de cualquier proyección contenida en este documento.

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:

TRM al 30 de Junio de 2014: 1,881.2

TRM al 30 de Junio de 2015: 2,585.1

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

Anexo 2: Definiciones de los EBITDAS incluidos en este informe

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.

EBITDA: El EBITDA para un período determinado (UDM; 1S) se calcula tomando la Utilidad operacional (o

pérdida), agregándole la amortización de intangibles y la depreciación de activos fijos, para dicho período.

EBITDA Consolidado EEB: En concordancia con el contrato de los bonos emitidos por EEB en noviembre de

2011, el EBITDA Consolidado de la compañía para un período determinado se calcula tomando los ingresos

operacionales para dicho periodo y restándole el costo de ventas, los gastos administrativos y los intereses

generados por los fondos pensionales. A este resultado se le adicionan los dividendos decretados

(independientemente de si han sido pagados o no), los intereses de las inversiones temporales, los impuestos

indirectos, la amortización de intangibles, la depreciación de los activos fijos, las provisiones y los aportes

realizados a los fondos pensionales.


El EBITDA Consolidado Ajustado para un período determinado se calcula tomando el EBITDA Consolidado para

dicho período y adicionándole los flujos caja que ingresan a EEB atribuibles a reducciones de capital de aquellas

compañías en donde EEB tiene participaciones accionarias.

Anexo 3: Estado de resultados consolidados preliminares no auditados Junio 2015.

Tabla N° 26 – Estado de Resultados Consolidado EEB

Millones COP Variación

Al 2T 15 Al 2T 14 %

INGRESOS POR ACTIVIDADES ORDINARIAS 1,595,443 1,299,908 22.7

Transmisión de Electricidad 93,591 55,222 69.4

Transporte de Gas Natural 550,505 480,156 14.6

Distribución de Electricidad 165,410 152,359 8.5

Distribución de Gas Natural 772,463 606,589 27.3

Portafolio 13,474 5,582 141.3

COSTO DE VENTAS -1,060,556 -890,852 19.0

Transmisión de Electricidad -48,804 -28,325 72.3

Transporte de Gas Natural -185,498 -175,080 5.9

Distribución de Electricidad -144,593 -129,894 11.3

Distribución de Gas Natural -669,717 -525,396 27.4

Portafolio -11,944 -32,157 -62.8

GANANCIA BRUTA 534,887 409,056 30.7

Otros ingresos 10,863 14,908 -27.1

Gastos administrativos -57,960 -14,361 303.5

Otros gastos -11,554 -14,007 -17.5

Ganancia o pérdida por actividades ordinarias -58,651 -13,460 335.7

RESULTADO BRUTO 476,238 395,59 20.3

RESULTADO FINANCIERO 188,927 391,417 -51.7

Ingresos Financieros

53,247 54,177 -1.72

Gastos Financieros -191,188 -128,421 48.8

Diferencias de Cambio

-82,786 14,005 -691.1

Método de participación de asociadas y negocios conjuntos 409,654 451,656 -9.3

INGRESO / (GASTO) ANTES DE IMPUESTOS 665,165 787,013 -15.4

Impuesto sobre las ganancias - 145,878 -40,557 259.6

RESULTADO DEL PERÍODO 492,511 641,567 -23.3

Anexo 4: Términos técnicos y regulatorios

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

CAC: Crecimiento anual compuesto.

COP: Pesos colombianos,

CHB: Central Hidroeléctrica de Betania,

CTM: Consorcio Transmantaro,

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

los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural,

D Electricidad: Distribución de electricidad,

D Gas natural: Distribución de Gas natural,

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

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


G Electricidad: Generación de electricidad,

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

GNV: Gas natural vehicular,

IPC: Índice de precios al consumidor de Colombia,

KM: Kilómetros,

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

hora,

MEM: Mercado de Energía Mayorista de Colombia,

Millones: millones,

Ml: Millas,

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

N.A. No aplica.

PCD: Pies cúbicos día,

SIN: Sistema Interconectado Nacional,

STN: Sistema de Transmisión Nacional,

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

financiero colombiano,

T Electricidad: Transmisión de electricidad,

T Gas natural: Transporte de gas natural,

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

calcula diariamente la Superintendencia Financiera - SF,

UDM: Últimos doce meses

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

USD: Dólares de los Estados Unidos de América,

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

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

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

Anexo 5: Panorámica de la compañía controlante – EEB

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

La compañía fue fundada en 1896 y está controlada por el Distrito de Bogotá – 76.2%. Al estar la acción de EEB

inscrita en el mercado público de Colombia, se rige por estándares internacionales de gobierno corporativo.

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

otros países de la región americana.

EEB participa en toda la cadena de valor de electricidad y en casi toda la cadena de valor de gas natural – no

participa en la actividad de exploración y producción de este hidrocarburo.

El Grupo EEB es uno de los emisores colombianos más importantes de deuda corporativa en los mercados de

capitales internacionales. En octubre de 2007, EEB y TGI realizaron una emisión de corporativos en el mercado

144ª por USD 1.36 billones – miles de millones -. En 2011, TGI ejerció opción de compra para reducir la tasa

cupón en 263 pbs.

Desde 2009, la acción de EEB se transa en el mercado público de valores de Colombia, y actualmente es parte

de los índices bursátiles COLCAP, COLEQTY y COLIR.

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

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


Documents

Informe para Inversionistas Segundo Trimestre 2015 · 1.3 Hechos relevantes de EEB y del Grupo Energía de Bogotá 01.04.15: EEB publicó estados financieros, periodo dos meses terminado