1
Al cierre de septiembre, EPSA registró ingresos operacionales por $856.600 millones
El Ebitda fue de $403.187 millones, equivalente a un margen Ebitda del 47%, y la utilidad neta ascendió a $185.323 millones.
La generación de EPSA se incrementó en un 37% con respecto a septiembre de 2010 para un total de 3.007 GWh, lo que representa un 7%
de la demanda nacional.
La calificadora Fitch Ratings ratificó la calificación AAA y F1+ del programa de emisión y colocación de papeles comerciales y bonos
ordinarios de EPSA.
Los ingresos operacionales de Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., EPSA, fueron de $856.600 millones durante lo corrido de 2011; de estos, $359.308 millones corresponden a ingresos por generación; $347.177 millones, a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $138.582 millones, a uso y conexión de redes, y $11.533 millones a otros servicios. Por su parte, el Ebitda ascendió a $403.187 millones, para un margen del 47%, mientras que la utilidad neta fue de $185.323 millones. EPSA, junto con la Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P., Cetsa, generó 3.007 GWh durante los primeros nueve meses del año, un 37% más que en el mismo período de 2010, equivalentes a un 7% de la demanda nacional. En cuanto al negocio de distribución, las ventas consolidadas de energía en la comercialización minorista fueron de 1.204 GWh durante lo corrido del año, de los cuales 770,7 GWh fueron entregados al mercado regulado y 433,1 GWh al mercado no regulado, con un nivel de pérdidas del 10% y un recaudo del 99,2%. Plan de expansión EPSA continuó avanzando en la ejecución de su plan de expansión en el negocio de
generación, compuesto por tres centrales hidroeléctricas (Alto Tuluá, Bajo Tuluá y
Cucuana) que representan un total de 95 MW y que permitirán incrementar su
capacidad instalada en un 9%. La construcción de la cadena Tuluá, que aporta 40
MW, alcanzó al cierre de septiembre un avance de obra del 97% para el Alto Tuluá y
del 83% para el Bajo Tuluá. Por su parte, el proyecto Cucuana, de 55 MW, presentó
una ejecución del 13,12%.
INFORME TRIMESTRAL A septiembre de 2011
2
Por su parte, en el negocio de distribución, con el fin de mantener la calidad del servicio prestado a los usuarios y ampliar la capacidad instalada para atender el crecimiento de su base de clientes y de la demanda de energía, EPSA continúa adelantando los planes de modernización, reposición y ampliación de redes y subestaciones. La subestación Jamundí de 2 x 25 MVA y que atiende las necesidades de la zona sur del Valle del Cauca, entró su primera fase en servicio en agosto y quedará totalmente concluida en noviembre. En las subestaciones Palmaseca de 25 MVA y Bahía de 25 MVA, se están adelantando los trámites legales, técnicos y ambientales con el objetivo de iniciar su construcción en noviembre de 2011 y febrero de 2012, respectivamente. Finalmente, la compañía continúa avanzando en los trabajos de modernización de las subestaciones Buga y Tuluá, los trabajos de arquitectura de red en niveles 34,5 kV y 13,2 kV, además de los estudios de impacto ambiental y el diseño de la línea Calima – Buenaventura a 115 kV.
Calificación crediticia Fitch Ratings renovó la calificación AAA y F1+ al programa de emisión y colocación de papeles comerciales y bonos ordinarios de EPSA. Resaltando los siguientes aspectos: la estrategia de inversión enfocada en mantener la competitividad, la consistente generación de efectivo y amplio acceso a crédito y las sólidas métricas crediticias de la Empresa.
-
3
Informe del mercado eléctrico
Comportamiento de la demanda nacional
La demanda de energía del SIN acumulada a septiembre fue de 42.582 GWh, lo que
corresponde a un incremento del 1,4% con respecto al mismo período de 2010.
La demanda del mercado regulado fue de 28.563 GWh, la cual creció un 0,9%
durante el trimestre, mientras que la demanda del mercado no regulado creció un
2,2%. Es importante destacar que la demanda de energía proveniente de la
explotación de minas y canteras se vio afectada principalmenre por actividades de
mantenimiento realizadas en Cerromatoso, presentando una disminución del 9%.
Comportamiento hidrológico
Las condiciones hidrológicas presentadas durante el 2011 han estado influenciadas
por el fenómeno de La Niña que se registró durante el primer semestre, al igual que
las prolongadas condiciones de lluvia evidenciadas en los siguientes meses. Los
aportes hídricos en este período fueron de 52.448 GWh, superiores en un 54% a los
del mismo período del año pasado, cuando estuvo presente el fenómeno de El Niño.
En abril se alcanzó el nivel máximo de aportes mensuales, cuando se ubicaron 139%
por encima de los niveles históricos; por su parte en septiembre, se ubicaron un 4%
por debajo.
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Demanda energía - SIN
Demanda del SIN Variación acumulada (%)
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Comportamiento del precio de la energía
Las condiciones hidrológicas evidenciadas durante lo corrido del año permitieron una
mayor participación de las centrales hidroeléctricas en la oferta de energía, haciendo
que el precio de Bolsa se situara en niveles inferiores a los del 2010, cuando las
plantas térmicas produjeron una importante cantidad de la energía del SIN.
El precio promedio de Bolsa hasta septiembre de 2011 fue de 79,2 $/kWh, lo que
significa una disminución del 44% con respecto al precio promedio del mismo
período del año anterior, el cual fue de 141 $/kWh.
El precio promedio de contratos, por su parte, se ubicó en 118 $/kWh, un 7%
superior al presentado durante el mismo período de 2010.
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Precios de la energía SIN
Bolsa 2010 Bolsa 2011 Contratos 2010 Contratos 2011
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Producción de energía SIN
La energía total producida en el sistema a septiembre fue de 43.577 GWh, la cual fue
suministrada en un 78% por las plantas hidroeléctricas, en un 16% por las térmicas y
en un 6% por las plantas menores y de cogeneración, a diferencia del 2010, cuando
la relación fue del 64%, 30% y 6%, respectivamente. En este mismo sentido, el
cambio de las condiciones hidrológicas del fenómeno de El Niño al fenómeno de La
Niña permitieron que la generación hidráulica del sistema se incrementara en un 25%
de un año al otro.
Informe de operaciones
Negocio de generación
La energía hidráulica generada en el tercer trimestre de 2011 por las plantas de EPSA y CETSA fue de 813 GWh, inferior en un 7% a la generada en el mismo período de 2010, debido a las condiciones hidrológicas presentadas en el período.
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Generación por tecnologías SIN
Hidro. Térmo. Cogen. Menores Participación térmicas (%)
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En el período enero – septiembre de 2011 se presenta una generación de 3.007 GWh, un 37% superior a la del mismo período de 2010. En comercialización mayorista se vendieron un total de 4.053 GWh durante el período, de estos, el 49% fue vendido en contratos, y el 51% en Bolsa. Las ventas en Bolsa presentaron un incremento del 33%, debido, principalmente, a la mayor producción de energía obtenida durante este período. Por su parte, las ventas en contratos se incrementaron en un 18%. En el período enero - septiembre, la tarifa media de venta en el mercado spot ha sido inferior en $72 /kWh en 2011 respecto de 2010.
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Generación consolidada EPSA
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a Sept 2010 a Sept 2011
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Ventas de energía Grupo EPSA
Ventas en contratos Ventas en Bolsa
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Negocio de distribución
En el tercer trimestre del año, la demanda de energía de EPSA, como operador de
red, se mantuvo estable con respecto al comportamiento del mismo período de 2010;
sin embargo, la variación de la demanda acumulada a septiembre 2011 es negativa
en un 3,8%, lo cual se explica principalmente por los efectos de los fenómenos de El
Niño durante 2010 y La Niña durante el primer semestre de 2011. Como
consecuencia se ha presentado un menor uso de los sistemas de riego y drenaje y
una disminución en las actividades operativas de algunas industrias que se vieron
afectadas por los efectos del intenso invierno y menor consumo en el sector
residencial por menor uso de electrodomésticos y sistemas de refrigeración.
Por otra parte, las ventas de energía en la comercialización minorista fueron de 1.204
GWh durante lo corrido del año, un 0,8% inferiores al mismo período del año pasado.
Las ventas al mercado regulado disminuyeron un 1,8%, para un total de 770,7 GWh,
mientras que las del mercado no regulado fueron de 433,1 GWh, incrementando un
1,1%.
La tarifa media de venta para el mercado regulado durante 2011 ha sido prácticamente igual a la observada durante el mismo período de 2010, para el mercado no regulado ha sido un 6,2% más alta.
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Comportamiento anual demanda - Operador de Red
CETSA EPSA SIN
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Plan de expansión
En el plan de expansión en generación se invirtieron recursos, en el trimestre julio -
septiembre, por $5.407 millones.
• Alto Tuluá (19,9 MW), que está previsto para entrar en operación a principios
de 2012, alcanzó al cierre de septiembre un avance de obra del 96,9%. La
casa de máquinas y la tubería de carga presentaron una ejecución del 100% y
96%, respectivamente.
• Por su parte, el proyecto Bajo Tuluá (19,9 MW) presentó una ejecución del
83,3% y la excavación del túnel de conducción alcanzó un 86,7%; mientras
que la instalación de la tubería de carga obtuvo un 75% de ejecución. De
acuerdo con el cronograma del proyecto, esta central entrará en operación en
el segundo semestre de 2012.
• En relación con el proyecto Cucuana (55 MW), programado para empezar a
operar en 2014, se logró una ejecución del 13,12%. Durante el trimestre se
alcanzó un 25% de la adquisición y fabricación de los equipos
electromecánicos y se rehabilitó la vía Rovira a Roncesvalles.
• A pesar de que el proyecto Miel II no se va a realizar en el corto plazo EPSA
continúa evaluando su portafolio de proyectos de expansión con el fin de
identificar alternativas que le permitan continuar creciendo con rentabilidad.
Las inversiones del tercer trimestre realizadas en el negocio de distribución fueron
de $8.285 millones, básicamente en proyectos para operar y mantener la red,
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Ventas de energía
Mercado Regulado Mercado No Regulado
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principalmente en 34,5 – 13,2 kV, proyectos de construcción y modernización de
subestaciones de 115 kV, y equipos y materiales para alquiler por nuevos
suministros.
• La construcción de la Subestación Jamundí lleva una ejecución del 98%, la
primera fase (transformador 115/34,5 kV y circuitos asociados) está en
servicio desde agosto. Actualmente se están realizando pruebas al
transformador 115/13,2 kV de 25 MVA, la obra quedará totalmente concluida
la segunda semana de noviembre.
• La Subestación Palmaseca lleva un 90% en la gestión de trámites legales y
técnicos, se dispone de la licencia de construcción, permisos del INCO,
diseños aprobados de la subestación y línea de 115 kV; se encuentra
pendiente la expedición de la licencia ambiental, que deberá ser expedida a
más tardar la segunda semana de noviembre. Una vez recibida la licencia
ambiental se iniciará la construcción de la obra.
• La modernización de las subestaciones Tuluá y Buga 115 kV se encuentra en
un avance del 50% y 30%, respectivamente. Estas obras deben entrar en
servicio afínales de 2011 y principios de 2012.
• Igualmente avanzan los planes de arquitectura de red a 34,5 kV y 13,2 kV
para las estructuras planificadas para el presente año.
10
Resultados financieros
Estado de Resultados
Los ingresos operacionales de la compañía fueron de $856.600 millones durante lo
corrido del 2011, lo que significa un incremento del 1% en comparación con 2010; de
estos, $359.308 millones corresponden a ingresos por generación; $347.177
millones a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no
regulado; $138.582 millones, a uso y conexión de redes, y $11.533 millones a otros
servicios.
Los ingresos obtenidos por ventas de energía en el negocio de generación
presentaron una disminución del 3%, frente al 2010. Estos estuvieron influenciados
por los menores precios spot presentados durante el período, los cuales hicieron que
los ingresos por ventas de energía en Bolsa descendieran un 38%, alcanzando un
total de $174.249 millones, a pesar del incremento en la cantidad de energía
vendida. Por su parte, los ingresos provenientes de ventas en contratos se
incrementaron en un 211%, para un total de $135.895 millones, debido a mayores
compromisos asumidos en contratos con otros comercializadores; en 2010 el
generador EPSA atendió el 100% de la demanda de energía del comercializador, y
en el presente período atiende el 60% de la misma.
En cuanto al negocio de comercialización, se obtuvieron ingresos inferiores en un
0.5% comparados con lo corrido del año anterior, producto principalmente de las
menores ventas al mercado regulado, por la disminución de la demanda ocasionada
por los efectos del fenómeno de La Niña.
Por otro lado, los ingresos recibidos por uso y conexión de redes alcanzaron un total
de $138.582 millones, superiores en un 19% a los registrados en el mismo período
del año anterior, principalmente, por la modificación regulatoria realizada para ajustar
las tarifas por la transición a las Áreas de Distribución (ADD).
Los costos y gastos de la operación, fueron de $488.840 millones, superiores en un
13% a los del año anterior, debido a mayores compras de energía para atender el
mercado regulado y compras a cogeneradores por $57.495 millones. El Margen
Bruto pasó del 49% en septiembre de 2010 al 43%.
Los gastos operacionales de administración son un 44% más bajo en comparación
al mismo período de 2010, principalmente, por la reclasificación de algunos gastos a
costos de ventas, por $12.894 millones, y por algunas provisiones de cartera y de
contingencias que se tenían en 2010, por $6.292 millones.
11
Por su parte, la Utilidad Operacional fue de $338.520 millones, inferior en 7%
respecto al mismo período de 2010. Los efectos explicados, igualmente impactan los
resultados del EBITDA, inferior respecto a 2010 en un 9%, y del Margen EBITDA,
que pasa del 52% al 47% a septiembre de 2011.
Los ingresos financieros son inferiores en $544 millones, debido principalmente a los
rendimientos financieros generados por el portafolio de inversiones temporales. Por
su parte, los gastos financieros se incrementaron en $12.428 millones, un 26%
respecto a septiembre de 2010, principalmente por los intereses de los bonos que en
2010 se causaron a partir de mayo, y en el presente año, durante todo el periodo.
La cuenta de otros gastos no operacionales presenta un incremento de $21.900
millones, explicado principalmente, por la causación de la totalidad del impuesto al
patrimonio que se pagará en 2011, a septiembre el mayor valor es de $14.048
millones. Adicionalmente se incluyen $4.877 millones que corresponden a la
ejecución de la garantía bancaria que respaldaba el cargo por confiabilidad del
proyecto Miel II y el excedente se explica por los mayores pagos por concepto del
impuesto a las transacciones financieras.
Como resultado de lo anterior, la utilidad neta a septiembre de 2011 fue de $185.323
millones, lo que significa un margen neto del 21.6%.
12
ESTADO DE RESULTADOS Por el período entre el 01 de enero y el 30 de septiembre de 2011
En millones de pesos Acumulado a septiembre
2010 2011 Var 2011 Vs 2010
INGRESOS OPERACIONALES Generación 370.615 359.308 -3%
Generación y ventas en bolsa 279.221 174.249 -38% Ventas de energía en contratos 43.749 135.895 >200% Ingresos cargo por confiabilidad 47.645 49.164 3%
Comercialización 348.869 347.177 0% Mercado regulado 255.111 246.483 -3% Mercado no regulado 93.758 100.694 7%
Otros servicios de Energía 129.120 150.115 16% Uso y Conexión de Redes 116.620 138.582 19% Ingresos Otros Servicios Operacionales 12.499 11.533 -8%
INGRESOS OPERACIONALES 848.604 856.600 1% Compras de Energía (177.470) (234.965) 32% Costos de Producción (159.860) (190.368) 19% Otros Costos Bienes y Servicios (96.812) (63.507) -34%
COSTOS DE OPERACION Y VENTAS (434.142) (488.840) 13% MARGEN BRUTO 414.462 367.759 -11% Gastos operacionales de administración (51.857) (29.229) -44% UTILIDAD OPERACIONAL 362.605 338.530 -7% EBITDA 442.735 403.187 -9% MARGEN EBITDA 52% 47% -10%
Ingresos Financieros 12.653 12.109 -4% Ingresos Actividades de Inversión 11.995 11.348 -5% Ingresos No Operacionales 18.018 1.796 -90% Gastos Financieros (47.538) (59.966) 26% Otros Gastos No Operacionales (14.742) (36.653) 149% Diferencia en Cambio Neta 16.001 3.109 -81%
OTROS INGRESOS Y GASTOS NETO (3.614) (68.258) <-200% UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 358.991 270.273 -25% IMPUESTO DE RENTA (115.148) (84.950) -26% UTILIDAD NETA 243.843 185.323 -24% Para efectos de presentación de los Estados Financieros a junio 30 de 2010 y 2011, el Impuesto al Patrimonio registrado como gasto operacional de acuerdo con las disposiciones de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, se presenta en la cuenta de gastos no operacionales.
13
BALANCE GENERAL Al 31 de diciembre de 2010 y al 30 de septiembre de 2011
En millones de pesos diciembre 2010 septiembre 2011 Var. % Activo Activo Corriente Disponible 5.300 95.371 >200% Inversiones temporales 344.455 145.845 -58% Deudores, neto 200.758 283.004 41% Inventarios 8.600 11.427 33% Gastos pagados por anticipado 475 8.180 >200% Total Activo Corriente 559.588 543.827 -3%
Activo No Corriente Inversiones permanentes, neto 110.676 105.498 -5% Deudores, neto 1.398 23.147 >200% Propiedades, planta y equipo, neto 2.027.820 2.090.351 3% Cargos diferidos, neto 43.166 43.314 0% Intangibles, neto 212.698 205.429 -3% Valorizaciones y desvalorizaciones, neto 1.159.257 1.158.286 0% Total Activo No Corriente 3.555.015 3.626.025 2%
Total Activo 4.114.603 4.169.852 1% Pasivo y Patrimonio de los Accionistas Pasivo Corriente Obligaciones financieras 14.515 14.960 3% Bonos y papeles comerciales 9.321 10.060 8% Proveedores 76.277 85.556 12% Cuentas por pagar 145.238 145.712 0% Impuestos, gravámenes y tasas 72.862 3.875 -95% Obligaciones laborales y de seguridad social integral 5.090 1.270 -75% Pasivos estimados y provisiones 47.648 185.592 >200% Accionistas 143 169 18% Otros pasivos 6.900 9.615 39% Total Pasivo Corriente 377.994 456.808 21% Pasivo No Corriente Obligaciones financieras 92.027 127.868 39% Bonos y papeles comerciales 600.000 600.000 0% Pensiones de jubilación 73.717 74.480 1% Otros pasivos 41.991 41.528 -1% Total Pasivo No Corriente 807.735 843.876 4%
Total Pasivo 1.185.729 1.300.684 10% Patrimonio Capital suscrito y pagado 1.128.166 1.128.166 0% Prima en colocación de acciones 0,17 0,17 1% Reservas 327.184 373.497 14% Resultados de ejercicios anteriores 1.417 1.417 0% Resultado del ejercicio 289.004 185.323 -36% Superavit 1.182.954 1.180.472 0% Revalorización del patrimonio 293 293 0% Total Patrimonio 2.929.018 2.869.168 -2%
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 4.114.747 4.169.852 1% Valor intrinseco (Valor en Pesos) 8.448,25 8.275,62