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INFORME TRIMESTRAL A diciembre de 2011

EPSA registró ingresos operacionales por $1,16 billones en 2011 

El Ebitda alcanzó $528.743 millones y la utilidad neta fue $192.207 millones.

EPSA generó 4.422 GWh, lo que representó un 7,7% de la demanda nacional.

Durante 2011, EPSA realizó inversiones cercanas a $185.000 millones, dirigidas a la expansión del negocio y al incremento en la vida útil de los activos existentes.

Los ingresos operacionales individuales de Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., EPSA, en 2011, alcanzaron $1,16 billones, $22.711 millones más que en 2010, lo que equivale a un incremento del 2%; de estos, $489.271 millones corresponden a ingresos por generación; $465.410 millones, a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $188.944 millones, a uso y conexión de redes, y $15.575 millones, a otros servicios. Las estrategias comerciales de ventas en el mercado spot y en contratos de electricidad de largo plazo, sumado a los resultados de los negocios de generación, distribución y comercialización minorista, en un año marcado por menores precios de energía en bolsa, dadas las condiciones hidrológicas, permitieron alcanzar una utilidad operacional de $441.633 millones. Por su parte, el Ebitda fue de $528.743 millones, con un margen del 45,6%, y la utilidad neta fue de $192.207 millones. En 2011, EPSA tuvo una producción consolidada con Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P., Cetsa, sociedad en la que posee el 86,91% del capital accionario, de 4.422 GWh; de estos, 4.278 GWh corresponden a generación propia y 144 GWh, a contratos de compra a los ingenios azucareros que realizan cogeneración. Por su parte, en el negocio de comercialización minorista, durante 2011, EPSA y Cetsa, lograron conseguir 14.817 nuevos usuarios, para alcanzar un total de 510.842; mientras que las ventas fueron de 1.610 GWh durante el año, de los cuales 1.029 GWh fueron entregados al mercado regulado y 581 GWh al mercado no regulado. El nivel de pérdidas fue del 9,7% y el recaudo, de los mercados regulado y no regulado, fue del 99,7%.

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Inversión y plan de expansión Con el propósito de continuar fortaleciendo su presencia en el mercado eléctrico y completar su portafolio de generación, para brindar una oferta de energía eficiente y confiable al país, EPSA llevó a cabo, en 2011, un plan de inversión cercano a $185.000 millones, de los cuales alrededor de $78.400 millones fueron destinados a mantener e incrementar la confiabilidad de la infraestructura existente y $106.600 millones a la materialización de su plan de expansión en generación, el cual está basado en energía renovables de bajo impacto ambiental.

Reparto de dividendos La Junta Directiva aprobó presentar a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas una propuesta de distribución de utilidades por $231.475 millones.

1. Informe del mercado eléctrico 1.1 Comportamiento de la demanda nacional La demanda de energía del Sistema Interconectado Nacional, SIN, acumulada durante 2011, fue de 57.133 GWh, lo que representó un incremento de 1,8%, con respecto al mismo período de 2010. La demanda del mercado regulado fue de 38.232 GWh, la cual creció un 1,1% durante el año; mientras que la demanda del mercado no regulado creció un 3,0%. Es importante destacar, que la demanda de energía proveniente de la explotación de minas y canteras se vio afectada, principalmente, por actividades de mantenimiento realizadas en Cerromatoso, durante el primer semestre del año.

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Demanda energía - SIN

5.200

6%

5.000

5%

4.800

4%

GWh

4.600

3%

4.400 2%

4.200

1%

4.000

Demanda del SIN

dic-11

oct-11

nov-11

sep-11

ago-11

jul-11

jun-11

may-11

abr-11

mar-11

feb-11

ene-11

dic-10

nov-10

oct-10

sep-10

ago-10

jul-10

jun-10

abr-10

may-10

-1% feb-10

3.600 mar-10

0% ene-10

3.800

Variación acumulada (%)

1.2 Comportamiento hidrológico Las condiciones hidrológicas de 2011, se vieron influenciadas por el fenómeno de La Niña, que estuvo presente durante la mayor parte del año. Los aportes hídricos fueron de 73.841 GWh, superiores en un 41%, frente a 2010, cuando estuvo presente el fenómeno de El Niño en el primer semestre. En abril, se alcanzó el nivel máximo de aportes hídricos mensuales, cuando se ubicaron en un 139% por encima de los niveles históricos. Aportes hídricos - SIN 12.000 10.000

GWh

8.000 6.000 4.000 2.000

Promedio histórico

dic-11

nov-11

oct-11

sep-11

ago-11

jul-11

jun-11

may-11

abr-11

mar-11

feb-11

ene-11

dic-10

nov-10

oct-10

sep-10

ago-10

jul-10

jun-10

may-10

abr-10

mar-10

feb-10

ene-10

-

Real

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1.3 Comportamiento del precio de la energía Las condiciones hidrológicas evidenciadas durante el año, permitieron una mayor participación de las centrales hidroeléctricas en la oferta de energía, haciendo que el precio de la energía en Bolsa se situara en niveles inferiores a los de 2010, cuando las plantas térmicas produjeron una importante cantidad de la energía del SIN. El precio promedio en Bolsa, en 2011, fue de 76,2 $/kWh, lo que significa una disminución del 42%, con respecto al precio promedio del año anterior, cuando se ubicó en 130,4 $/kWh. El precio promedio de los contratos, por su parte, fue de 118 $/kWh, un 7% superior al presentado en 2010. Precios de la energía SIN 250

COP / /kWh

200 150 100 50 Ene

Feb

Mar

Bolsa 2010

Abr

May

Bolsa 2011

Jun

Jul

Ago

Contratos 2010

Sep

Oct

Nov

Dic

Contratos 2011

1.4 Producción de energía SIN La energía total producida en el Sistema en 2011, fue de 58.621 GWh, de la cual un 78% fue suministrada por las plantas hidroeléctricas, un 16% por las térmicas y un 6% por las plantas menores y de cogeneración, a diferencia de 2010, cuando la relación fue del 67%, 27% y 6%, respectivamente. El cambio de las condiciones hidrológicas de un año al otro, permitió que la generación hidráulica del SIN se incrementara en un 20%, en 2011.

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2. Informe de operaciones 2.1 Negocio de generación La energía hidráulica generada en el cuarto trimestre de 2011, por las plantas de EPSA y Cetsa, fue de 1.271 GWh, inferior en un 6,4% a la generada en el mismo período de 2010, debido a que el fenómeno de la Niña, fue menos severo en los últimos tres meses de 2011, que en igual periodo del año anterior, cuando también estuvo presente este comportamiento climatológico. Generación consolidada EPSA 600 500

GWh

400 300 200 100

Alto y Bajo Anchicayá

Calima

Prado

Salvajina

dic-11

nov-11

oct-11

sep-11

ago-11

jul-11

jun-11

may-11

abr-11

mar-11

feb-11

ene-11

dic-10

nov-10

oct-10

sep-10

ago-10

jul-10

jun-10

may-10

abr-10

mar-10

feb-10

ene-10

0

Menores

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En el consolidado anual de generación 2011, sin embargo, se obtuvo una generación de 4.278 GWh, un 20,3% superior a la de 2010, dadas las condiciones climáticas anuales descritas anteriormente. En comercialización mayorista se vendieron 5.370 GWh durante 2011, de estos, el 50,4% fue a través de contratos, y el 49,6% en Bolsa. Las ventas en Bolsa presentaron un incremento en volumen (GWh) del 15%, debido, principalmente, a la mayor producción de energía. Por su parte, las ventas en contratos al mercado mayorista se incrementaron en un 20%. Ventas de energía EPSA - CETSA 2.800 2.700 2.600 GWh

2.500 2.400 2.300

2.709

2.661

2.200 2.100

2.259

2.319

2.000 a Dic 2010 Ventas en contratos

a Dic 2011 Ventas en Bolsa

2.2 Negocio de distribución En el cuarto trimestre del año, la demanda de energía de EPSA, como operador de red, creció en un 1,8%, frente a igual periodo 2010; sin embargo, si se compara con el trimestre inmediatamente anterior (julio-septiembre de 2011) la variación fue negativa en un 2,0%. Lo anterior se explica principalmente por los efectos de los fenómenos de El Niño, durante 2010, y La Niña, durante el primer semestre y último trimestre de 2011. Como consecuencia de la ola invernal se presentó un menor uso de los sistemas de riego y drenaje, una disminución en las actividades operativas de algunas industrias, afectadas por los efectos del intenso invierno, y una reducción del consumo en el sector residencial, por el menor uso de electrodomésticos y sistemas de refrigeración. Es importante mencionar que la tendencia de la recuperación de la demanda de energía de EPSA es positiva, presentándose las mayores variaciones respecto del

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año anterior en los meses de septiembre, noviembre y diciembre, cuya variación positiva fue del 3,8%, 2,9% y 4,5%, respectivamente. Comportamiento anual demanda - Operador de Red 10,0% 6,0% 5,0%

4,5% 3,6%

0,0% -5,0% -10,0%

CETSA

EPSA

dic-11

nov-11

oct-11

sep-11

ago-11

jul-11

jun-11

may-11

abr-11

mar-11

feb-11

ene-11

dic-10

nov-10

oct-10

-15,0%

SIN

Por otra parte, las ventas de energía en la comercialización minorista fueron de 1.610 GWh en 2011, un 0,8% inferiores a las de 2010; las ventas al mercado regulado disminuyeron un 0,6%, para un total de 1.028,9 GWh, y las del mercado no regulado fueron de 581 GWh, decreciendo un 1,3%, principalmente por los efectos mencionados de la ola invernal producto del fenómeno La Niña durante nueve meses del año.

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3. Inversión y plan de expansión En el plan de expansión en generación se invirtieron durante 2011 $106.600 millones: 

Las centrales hidroeléctricas Alto Tuluá y Bajo Tuluá, de 19,9 MW cada una, presentaron al cierre del año, un avance del 99% y 88% en su desarrollo, respectivamente. En ambos proyectos se implementaron los programas de gestión ambiental contenidos en el Plan de Manejo Ambiental, PMA, y las licencias ambientales respectivas.

Por su parte, la central hidroeléctrica Cucuana, con una capacidad de 55 MW y una generación prevista de 250 GWh de energía eléctrica promedio por año, inició construcción el 17 de marzo de 2011.

Es importante destacar que bajo el principio de desarrollo sostenible de la compañía, se están haciendo las respectivas gestiones para que todos los proyectos hidroeléctricos mencionados sean registrados bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio, MDL, reconocimiento que hace la Convención de Cambio Climático de Naciones Unidas, al verificar que disminuyen las emisiones de gases de efecto invernadero, lo que permite generar certificados de reducciones de emisiones de CO2, que son comercializados internacionalmente. Es así como las centrales hidroeléctricas Alto Tuluá, Bajo Tuluá y Amaime ya obtuvieron los registros como MDL, mientras que en Cucuana, este proceso, se encuentra avanzando. Adicionalmente, EPSA continuó realizando estudios en energías renovables diferentes a la hidráulica. Durante el período, adelantó estudios de prefactibilidad avanzada, orientados a la generación a partir de biomasa, e identificó otras posibilidades de desarrollo de proyectos de cogeneración. 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 continuó adelantando los planes de modernización, reposición y ampliación de redes y subestaciones. 

La subestación Jamundí 115/34,5/13,2kV, que atiende la demanda de este municipio ubicado al Sur del Valle del Cauca, entró en operación a final del

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año. 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. Igualmente, se modernizaron las subestaciones Buga y Tuluá, se adelantaron trabajos de arquitectura de red en niveles 34,5 kV y 13,2 kV, en las zonas donde EPSA presta el servicio, y se realizaron los estudios de impacto ambiental y el diseño de la línea Calima – Buenaventura a 115 kV. 

Para el control de la energía, se continuó con la implementación de mejores tecnologías, como la medida centralizada, permitiendo realizar la lectura, suspensión y reconexión de los clientes. por medio de operación remota y la reconfiguración de las redes inferiores a 1 kV (Nivel de Tensión 1).

4. Resultados financieros Estado de Resultados Los ingresos operacionales de la compañía fueron de $1,16 billones en 2011, $22.711 millones más que en 2010, lo que equivale a un incremento del 2%; de estos, $489.271 millones corresponden a ingresos por generación; $465.410 millones, a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $188.944 millones, a uso y conexión de redes, y $15.575 millones, a otros servicios. Los ingresos obtenidos por ventas de energía en el negocio de generación presentaron una disminución del 2%, 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 35%, alcanzando un total de $238.883 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 173%, para un total de $184.312 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 2011 el 60% de la misma. En cuanto al negocio de comercialización, por mayores ingresos por ventas al mercado regulado y no regulado debido al incremento en la tarifa de venta al usuario final, se obtuvieron ingresos superiores en 2,4% comparados con los de 2010.

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Por otro lado, los ingresos recibidos por uso y conexión de redes alcanzaron un total de $188.944 millones, superiores en un 16% a los registrados en el año anterior, principalmente, por la modificación regulatoria realizada para ajustar las tarifas por la transición a las Áreas de Distribución (ADD). Los costos de operación y venta, fueron de $671.695 millones, superiores en un 8% a los del año anterior, equivalentes a $51.630 millones, debido principalmente a mayores compras de energía para atender el mercado regulado y compras a cogeneradores. Los gastos operacionales de administración fueron un 28% más bajos en comparación al 2010, principalmente, por la reclasificación de algunos gastos a costos de ventas, por $8.268 millones, y por algunas provisiones de cartera y de contingencias que se tenían en 2010, por $11.009 millones. Por su parte, la Utilidad Operacional fue de $441.633 millones, inferior en 2% frente al 2010, y el Ebitda ascendió a $528.743 millones, para un margen Ebitda de 46,5%. Los ingresos no operacionales fueron de $36.975 millones, un 61% menos que el año anterior, debido a que en 2010 se recibieron ingresos no recurrentes por compensaciones de Ecopetrol por el incumplimiento en la entrega del gas natural contratado e indemnizaciones por siniestros de transformadores y de responsabilidad civil. Por su parte, los gastos financieros se incrementaron en $18.556 millones, un 29% respecto a 2010, principalmente por los intereses de los bonos que en 2010 se causaron a partir de mayo, y en 2011, durante todo el período. La cuenta de otros gastos no operacionales presenta un incremento de $76.186 millones, explicado principalmente, por $57.997 millones correspondientes a la provisión generada en la actualización del valor del intangible que representa los derechos en el contrato con Termovalle S.C.A. E.S.P., la cual no tiene efecto en el flujo de efectivo de la Empresa, a un mayor valor de los impuestos a las transacciones financieras y al patrimonio por $13.235 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.

Finalmente, la utilidad neta fue de $192.207millones, lo que significa un margen neto del 16,6%.

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Balance General Los activos totales individuales ascendieron a $4,15 billones, de estos, $522.360 millones corresponden a activos corrientes y $3,63 billones a activos no corrientes. Dentro de los activos corrientes se destacan, deudores por $195.522 millones y disponible e inversiones temporales por $312.933 millones, las cuales disminuyen 10,5% respecto del 2010 principalmente por pago de dividendos y del impuesto al patrimonio. Por su parte, en los activos no corrientes se resalta la cuenta de propiedades, planta y equipo, la cual refleja un incremento del 5,3%, para alcanzar $2,13 billones. Dentro del activo fijo vale la pena mencionar la inversión en la construcción de los proyectos Alto y Bajo Tuluá por $73.131 millones y las que se realizaron en los sistemas de distribución para modernizar, mantener y operar el sistema. También se resalta dentro de estos activos no corrientes, los bienes adquiridos por leasing para la construcción de la central hidroeléctrica Cucuana por $29.320 millones. El intangible neto por $125.489 millones se reduce en 41%, debido a la actualización del valor contable del contrato con Termovalle, el cual no tiene efecto en el flujo de efectivo de la Empresa. Los pasivos totales fueron de $1,28 billones de los cuales $422.429 millones corresponden a pasivos corrientes y $857.471 millones a pasivos no corrientes. Dentro de los pasivos corrientes, los pasivos estimados y las provisiones alcanzaron $90.009 millones, los cuales incluyen la estimación de contingencias por proceso jurídicos, además de la provisión de costos y gastos generales y del impuesto de industria y comercio. Los proveedores alcanzaron $103.974 millones, aumentando un 36,3% principalmente por los proveedores de servicios de energía debido a las mayores compras en contratos. Los pasivos no corrientes tuvieron un incremento del 6,15%, para alcanzar un total de $857.471 millones, donde se destacan $140.486 millones registrados en obligaciones financieras, las cuales se incrementan 52,65%, producto del leasing con banco de Occidente para la construcción de la central Cucuana. Finalmente, el patrimonio alcanzó los $2,87 billones, frente a $2,93 billones del año anterior, disminuyendo 1,85% debido principalmente a menores utilidades, $192.207 millones en 2011.

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Estados financieros EPSA ESTADO DE RESULTADOS Millones de pesos colombianos Generación y ventas en Bolsa Cargo por Confiabilidad Comercialización Uso y conexión de redes Otros servicios operacionales

Ene - Dic 2010

Ene - Dic 2011

Variación

435.913 63.628 454.642 163.012 19.293

423.195 66.077 465.409 188.944

-3% 4% 2% 16% -19%

1.136.488

15.575 1.159.200

620.065

671.695

8%

63.711

45.872

-28%

UTILIDAD OPERACIONAL

452.712

441.633

-2%

EBITDA MARGEN EBITDA Ingresos Financieros Ingresos por las actividades de inversión Ingresos no operacionales Gastos financieros Otros gastos no operacionales Diferencia en cambio neta

555.077 51% 15.304 15.123 20.514 (63.944) (20.208) 9.590

528.743 46% 15.153 13.868 6.139 (82.500) (96.394) 1.815

-9% -11% -1% -8% -70% 29% <-200% -81%

TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO OPERACIONALES, NETO

(23.622)

(141.919)

<-200%

UTILIDAD NETA ANTES DE PROVISIÓN

429.091

299.714

-30%

Provisión de Renta

140.087

107.507

-23%

UTILIDAD NETA

289.004

192.207

-33%

TOTAL INGRESOS OPERACIONALES COSTOS DE OPERACIÓN Y VENTA GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN

2%

Para efectos de presentación de los Estados Financieros a diciembre 31 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.

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BALANCE GENERAL Millones de pesos colombianos

Diciembre 2010

Diciembre 2011

Variación

Disponible e inversiones negociables

349.755

312.933

89%

Deudores

200.758

195.522

-3%

Inventario

8.600

7.613

-11%

Gastos pagados por anticipado

475

6.292

>200%

TOTAL ACTIVO CORRIENTE Inversiones permanentes, neto

559.588 110.676

522.360 105.617

-7% -5%

2.027.820

2.135.375

5%

43.166

55.124

28%

212.698

125.489

-41%

0

29.320

1.398

21.979

>200%

Valorizaciones, neto

1.159.257

1.158.144

0%

TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE

3.555.015

3.631.048

2%

TOTAL ACTIVO

4.114.603

4.153.408

1%

23.835

25.569

7%

221.515

249.962

13%

72.862

43.428

-40%

5.090

5.309

4%

47.648

90.009

89%

6.900

8.152

18%

377.850 692.027

422.429 740.486

12% 7%

Pasivos estimados y provisiones

73.717

76.020

3%

Pasivos diferidos

41.991

40.965

-2%

807.735

857.471

6%

TOTAL PASIVO

1.185.585

1.279.900

8%

PATRIMONIO

2.929.018

2.873.509

-2%

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO

4.114.603

4.153.408

1%

Propiedades y equipo, neto Cargos diferidos, neto Intangibles, neto Bienes adquiridos en leasing financiero, neto Otros activos

Obligaciones financieras Cuentas por pagar Impuestos, gravámenes y tasas Obligaciones laborales Pasivos estimados y provisiones Otros pasivos TOTAL PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras

TOTAL PASIVO NO CORRIENTE

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Informe Trimestral EPSA 2011  

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