Informe Cuarto trimestre de 2012

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INFORME TRIMESTRAL A diciembre de 2012 1. Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. (en adelante

EPSA) en cifras

1.1. Resultados financieros EPSA

Resultados financieros Cuarto trimestre Acumulado anual

Unidades 4Q2011 4Q2012 2011 2012

Ingresos operacionales COP MM 302.601 316.255 1.159.200 1.176.347

Utilidad operacional COP MM 104.150 106.984 442.681 408.754

Ebitda

COP MM 125.556 124.481 528.743 489.609

Margen Ebitda % 41,49% 39,36% 45,61% 41,61%

Utilidad neta COP MM 6.885 105.559 192.207 277.384

1.2. Negocio de generación EPSA – CETSA

Generación

Cuarto trimestre Acumulado anual

Unidades 4Q2011 4Q2012 2011 2012

Energía producida GWh 1.260 627 4.278 3.170

Comercialización mayorista GWh 1.499 987 5.407 4.547

Ventas en contratos GWh 699 624 2.716 2.413

Ventas en Bolsa GWh 800 363 2.691 2.134

1.3. Negocio de distribución: EPSA – CETSA

Distribución

Cuarto trimestre Acumulado anual

Unidades 4Q2011 4Q2012 2011 2012

Pérdidas de energía % 9,73% 9,37% 9,73% 9,37%

Recaudo % 100,8% 100,1% 99,7% 99,1%

SAIDI – EPSA Horas 3,9 4,5 20,2 17,5

SAIFI – EPSA Veces 5,6 4,8 23,7 21,5

SAIDI – CETSA Horas 1,6 1,4 7,3 8,6

SAIFI – CETSA Veces 4,1 1,8 14,6 17,6

Comercialización minorista Ventas mercado regulado GWh 254 266 1.029 1.056

Ventas mercado no regulado GWh 147 152 581 587

Usuarios Número 510.842 526.603 510.842 526.603

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2. Informe del mercado eléctrico

Demanda

La demanda de energía acumulada del Sistema Internaconectado Nacional (SIN) durante

el cuarto trimestre de 2012 fue 15.083 GWh, correspondiente a un incremento del 3,7%

con respecto al mismo período de 2011. La demanda comercial regulada fue de 10.023

GWh, superior en 3,7% a la del cuarto trimestre de 2011, mientras que la demanda

comercial no regulada creció un 4,1% para alcanzar 4.974 GWh.

Comportamiento hidrológico

Como consecuencia de unas condiciones hidrológicas deficitarias hacia finales del 2012,

los aportes hidrológicos durante el cuarto trimestre fueron de 11.422 GWh, inferiores en

un 47% a los presentados en el mismo período de 2011, cuando estuvo presente el

fenómeno de La Niña. Estos aportes del cuarto trimestre no solo fueron inferiores a los del

año anterior sino también al promedio histórico en un 22% para el trimestre, trayendo

como consecuencia una disminución en la producción de energía hidroeléctrica y un

incremento en el precio de la bolsa de energía.

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Demanda energía - SIN

Demanda del SIN Variación acumulada (%)

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Aportes hídricos - SIN

Promedio histórico Real Precio



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Producción de energía SIN

La energía total producida en el sistema en los meses de octubre a diciembre de 2012 fue

de 15.269 GWh, la cual fue suministrada en un 68% por las plantas hidroeléctricas, en un

27% por las térmicas y en un 5% por las plantas menores y de cogeneración. Respecto al

mismo período de 2011, la generación hídrica se reduce en un 11% mientras que la

térmica se incrementa en 61%, consecuente con los menores aportes hidrológicos y el

inicio de la temporada de verano del fin de año.

Del total de energía generada durante el cuarto trimestre, el 10% corresponde a la

generación por seguridad.

Comportamiento del precio de la energía

Las condiciones hidrológicas evidenciadas durante los últimos tres meses y la mayor

participación de la oferta térmica en la generación por mérito para cubrir la demanda,

incidieron en un precio de bolsa mayor al del mismo trimestre de 2011, cuando estuvo

presente el fenómeno de La Niña.

El precio promedio de Bolsa entre octubre y diciembre de 2012 fue de 182,6 $/kWh, lo

que significó un incremento del 171%, con respecto al precio promedio del mismo período

del año anterior, el cual fue de 67,5 $/kWh. Por su parte, el precio promedio de contratos

se ubicó en 121,9 $/kWh, un 1,8% superior al presentado durante el mismo período de

2011.

En 2012 el precio en bolsa experimentó una alta volatilidad registrando un promedio de

116,2 $/kWh, un 52% por encima al del mismo período de 2011, con un precio mensual

mínimo de 47,02 $/kWh y máximo de 200,21 $/kWh. Para el último trimestre, el precio

promedio se ubicó en 182,63 $/kWh, un 36% más que en el tercer trimestre y un 170%

superior al del mismo período de 2011.

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

Generación por tecnologías - SIN



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3. Informe de operaciones

3.1 Negocio de generación

La energía generada durante el trimestre de octubre a diciembre del año 2012 por

las centrales de EPSA y Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P., (en

adelante CETSA), fue de 626 GWh, 50,4% inferior a la del mismo período del año

anterior, como consecuencia de los menores aportes hidrológicos. Durante el año

2012, la generación total consolidada fue de 3.170 GWh que comparada con los

4.278 GWh de producción del 2011 representan un 25,9% menos.

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Precios de la energía -SIN

Bolsa 2011 Bolsa 2012 Contratos 2011 Contratos 2012

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1.260 1.299

747

499 626

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Generación consolidada EPSA-CETSA

Alto y Bajo Anchicayá Calima Prado Salvajina Menores EPSA-CETSA



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Comportamiento anual demanda - Operador de Red

CETSA EPSA SIN

Las ventas al mercado de energía mayorista (MEM) fueron de 987 GWh, inferiores

en volumen un 34,2% respecto del mismo trimestre del año anterior, debido a la

disminución en la generación de energía eléctrica, ya explicada. El 36,8% de las

ventas se efectuaron en la Bolsa de Energía y el 63,2% a través de contratos. Las

ventas anuales al MEM fueron menores en un 15,9%, siendo las del año 2012 de

4.547 GWh y de 5.407 GWh durante 2011; la distribución de las ventas durante

2012 fue del 53,1% mediante contratos y el restante 46,9% en la Bolsa de

Energía.

3.2 Negocio de distribución

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

red creció un 3,75% frente al mismo período de 2011, el crecimiento acumulado

anual 2012 fue del 3,3% respecto del 2011; lo anterior debido al incremento en la

demanda de los clientes residenciales, de riego de cultivos, y a la normalización

del consumo de algunos clientes industriales.

La gráfica muestra el crecimiento de la demanda del mes actual comparado con el

mismo mes del año anterior y permite apreciar la pendiente positiva que viene

presentando tanto para el conjunto del SIN, como para el de EPSA y CETSA.



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En el trimestre, las ventas al mercado regulado aumentaron un 4,5% para un total

de 265,5 GWh y las realizadas al mercado no regulado fueron de 151,6 GWh, con

un crecimiento del 2,8%. El comportamiento anual de las ventas por segmentos de

mercado fue de 1.056 GWh, con un crecimiento del 2,6% para el regulado y 587

GWh, con un crecimiento del 1,0%, para el no regulado. Los nuevos proyectos de

vivienda en la región y el crecimiento de la demanda residencial e industrial

impulsaron el crecimiento en el consumo de energía al detal.

4. Inversión y plan de expansión

A diciembre de 2012 se ejecutaron inversiones en EPSA y CETSA superiores a

$170.000 millones. Del total de inversiones, $77.000 millones se destinaron a la

central Alto Tuluá de 19,9 MW, al proyecto Bajo Tuluá de 19,9 MW y al proyecto

Cucuana de 55 MW.

Posterior al atentado ocurrido en la central Alto Tuluá, en agosto de 2012, y como

consecuencia de las rápidas y oportunas actividades de restauración, una de las

unidades de la central fue puesta en operación nuevamente el 5 de diciembre y se

prevé la entrada de su segunda unidad durante el segundo trimestre de 2013.

Igualmente, dado el impacto del evento en los equipos principales del proyecto

Bajo Tuluá, se espera que esta central inicie su operación comercial a mediados

del 2014.

253,1 255,3 266,6 254,0 255,8 259,7 274,6 265,5

144,1 143,0 146,5 147,4 135,4 146,5 153,5 151,6

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Ventas de energía mercado minorista

Mercado No Regulado Mercado Regulado



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En la central hidroeléctrica Cucuana avanzaron las obras de captación sobre los

ríos Cucuana y San Marcos, así como tres frentes de excavación de túneles.

Por otra parte, para la expansión del sistema de distribución, se realizaron

inversiones cercanas a $26.500 millones los cuales se utilizaron en la culminación

de las subestaciones Palmaseca 115kV y San Isidro 34,5kV, así como en el

avance de las subestaciones Alférez II 115kV, Bahía 115kV, la línea de respaldo a

Buenaventura 115kV y en arquitectura de red y provisión de servicio en circuitos

de 34,5/13,2kV.

Respecto a las inversiones que garantizan la continuidad y sostenibilidad de los

negocios, se alcanzó una ejecución superior a los $65.600 millones en adquisición

y reposición de equipos en las plantas de generación, reposición de equipos de

protección y telecontrol en subestaciones, reposición de trafos e implementación

de mejores tecnologías para el control de la energía y normalización de redes, en

34,5/13,2kV, así como la innovación y modernización tecnológica de los sistemas

de telecomunicación, información y seguridad.

5. Resultados financieros

Estado de Resultados

Los ingresos operacionales obtenidos por EPSA en el período octubre – diciembre

de 2012 fueron de $316.255 millones, lo que significa un incremento del 4,5% en

comparación con el mismo período de 2011. Los ingresos anuales fueron de $1,18

billones, lo que significa un incremento del 1,5% en comparación con el mismo

período de 2011.

Los ingresos obtenidos en el cuarto trimestre de 2012 por ventas de energía

eléctrica en el negocio de generación alcanzaron los $128.505 millones,

presentando una reducción del 1,1% frente al mismo período del año 2011, debido

a que el volumen de generación durante el trimestre fue inferior en un 50,2%,

respecto del mismo período de 2011 dadas las condiciones hídricas que se

presentaron. En el acumulado anual, estos fueron de $451,239 millones,

presentando una reducción del 7,8% frente al año 2011, debido a que las

condiciones hídricas afectaron el precio en la Bolsa de Energía durante el primer

semestre y el volumen de generación durante el segundo semestre.

En el negocio de comercialización, gracias a la entrada en servicio de nuevos

proyectos de vivienda, el aumento en el consumo medio del sector residencial y a

la ligera recuperación de la demanda industrial, en el último trimestre del año



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2012, se obtuvieron ingresos por $121.316 millones, superiores en un 3,7%

comparado con los obtenidos en el mismo trimestre del año anterior. Las ventas al

mercado regulado crecieron un 2,8%, en tanto que al mercado no regulado un

5,3%. En el comportamiento anual se obtuvieron ingresos de $489.557 millones,

superiores en un 5,2% comparado con los obtenidos durante el año 2011; las

ventas al mercado regulado crecieron un 2,53%, en tanto que al mercado no

regulado un 1,0% entre los dos años.

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

$50.022 millones, manteniéndose en el mismo nivel del último trimestre de 2011,

favorecidos por una recuperación de la demanda del operador de red (OR), la cual

se incrementó en 19,1 GWh al comparar ambos períodos. En el acumulado anual

de 2012 estos ingresos fueron de $195.955 millones y tuvieron un crecimiento del

3,7% frente a los registrados el año anterior debido al crecimiento en 68,6 GWh de

la demanda del OR, con relación al año 2011.

Los costos de ventas durante el trimestre octubre – diciembre de 2012 fueron de

$195.317 millones, superiores un 6,8% a los de 2011, los acumulados al cierre del

año 2012 fueron de $720.506 millones, superiores un 7,3% a los del año anterior;

todo esto debido a la necesidad de realizar mayores compras de energía en el

mercado mayorista por la menor generación en ese período.

La utilidad operacional del cuarto trimestre del año 2012 ascendió a $106.984

millones y la anual a $408.754 millones, la primera fue superior en 2,7% y la

segunda inferior en 7,66%, respecto de cada período correspondiente en 2011;

estos resultados pueden considerarse buenos teniendo en cuenta las atípicas

condiciones climáticas presentadas que afectaron la generación. Por su parte, el

Ebitda del trimestre fue de $124.481 millones y el anual de $489.609 millones, con

unos márgenes Ebitda del 39% y 42%.

La utilidad de neta del cuarto trimestre de 105.559 millones y la de final de año de

$192.000 millones, son superiores en $98.675 millones y $85.177 millones

respectivamente, a la de los mismo períodos en 2011. Esto, debido principalmente

a la reversión por $43.472 millones, de la provisión de los intereses de mora con

ocasión del fallo de la Honorable Corte Constitucional dentro del proceso de

acción de grupo instaurada por algunas comunidades vecinas de la central

hidroeléctrica del Bajo Anchicayá.

Adicionalmente, la cuenta de gastos financieros presentó una reducción de

$12.166 millones en el cuarto trimestre y $28,833 millones en el acumulado del

año 2012, debido al cambio en la política de provisión de intereses asociados a



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contingencias. La cuenta de gastos no operacionales fue inferior en $46.635

millones en 2012 por la provisión realizada el año anterior, con ocasión de la

actualización del valor del intangible que representaba los derechos del contrato

celebrado en su momento por EPSA con Termovalle C.S.A. E.S.P.

Los resultados obtenidos por EPSA durante el año 2012 son el reflejo de la

fortaleza de contar con los negocios de distribución y generación. La distribución

mediante la venta de energía al detal, en un mercado regulado con ingresos

estables, da una base sólida a los ingresos que se complementa con el negocio de

generación que depende de las condiciones hidrológicas de la región y el país.

Balance General

Los activos totales ascendieron a $4,04 billones, de estos, $441.375 millones

corresponden a activos corrientes y $3,60 billones a activos no corrientes.

En los activos corrientes se destaca la disminución en un 22% del disponible

debido a la utilización de los recursos en el pago de dividendos, inversiones,

intereses de bonos y obligaciones fiscales.

En los activos no corrientes, el intangible neto se redujo en un 91%, debido a la

terminación y liquidación del contrato de compraventa de energía eléctrica firmado

con Termovalle S.C.A. E.S.P.; por su parte los bienes adquiridos en leasing

financiero se incrementaron en un 143% debido al avance del proyecto de la

central hidroeléctrica de Cucuana.

Los pasivos totales fueron de $1,13 billones, de los cuales $178.220 millones

corresponden a pasivos corrientes y $954.178 millones a pasivos no corrientes.

En los pasivos corrientes, las cuentas por pagar se redujeron en un 62% teniendo

en cuenta que la H. Corte Constitucional revocó en su integridad la sentencia de

segunda instancia dentro del proceso del Bajo Anchicayá; no obstante lo anterior,

EPSA atendiendo un criterio de prudencia, decidió mantener en sus estados

financieros el valor del pasivo reconocido en 2009 por $133.557 millones, y su

actualización con IPC desde el 2010 hasta el 2012, y lo reclasificó como un pasivo

estimado de largo plazo en la cuenta de provisiones. Igualmente, los pasivos

estimados y provisiones de corto plazo fueron menores en un 61% por la

disminución de los intereses de mora provisionados con ocasión del mismo

proceso del Bajo Anchicayá.



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Dentro de los pasivos no corrientes se registró una reducción en la cuenta de

obligaciones financieras asociada a la finalización del contrato con Termovalle; y

los pasivos estimados y provisiones terminaron en $150.261 millones por la

partida reclasificada del corto plazo, ya mencionada, por el proceso del Bajo

Anchicayá.

Finalmente, el patrimonio alcanzó los $2,91 billones frente a $2,87 billones del

cierre a diciembre de 2011, incrementándose en un 1%.



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Estado de Resultados EPSA Del 1 de octubre al 31 de diciembre de 2012 y 2011, y

Del 1 de enero al 31 de diciembre de 2012 y 2011, respectivamente

Millones de pesos 4Q2012 4Q2011 Año 2012 Año 2011

Generación de energía eléctrica 128.505 129.964 451.239 489.409

Comercialización minorista 121.316 118.232 489.557 465.409

Comercialización de gas y transporte 10.848 13 18.767 13

Uso y conexión de redes 50.022 50.362 195.955 188.944

Otros servicios operacionales 5.564 4.029 21.073 15.562

TOTAL INGRESOS OPERACIONALES 316.255 302.601 1.176.590 1.159.200

Costo de ventas (180.765) (163.843) (650.031) (596.180)

Depreciación y amortizaciones (14.552) (19.012) (70.475) (75.515)

COSTO DE VENTAS (195.317) (182.855) (720.506) (671.695)

Administración (11.009) (13.201) (36.950) (34.277)

Depreciación y amortizaciones (2.944) (2.394) (10.380) (10.548)

GASTOS OPERACIONALES (13.953) (15.596) (47.330) (44.824)

UTILIDAD OPERACIONAL 106.984 104.150 408.754 442.681

EBITDA 124.481 125.556 489.609 528.743 MARGEN EBITDA 39% 41% 42% 46%

Ingresos financieros 4.722 3.006 21.980 12.871

Ingreso método de participación 1.625 2.520 11.080 11.302

Otros Ingresos no operacionales 44.061 4.382 57.318 10.987

Gastos financieros (10.784) (22.950) (57.769) (86.101)

Otros gastos no operacionales (13.738) (60.373) (47.910) (93.840)

Diferencia en cambio neta 86 (1.294) 7.333 1.815

TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO OPERACIONALES, NETO

25.973 (74.709) (7.968) (142.966)

UTILIDAD NETA ANTES DE PROVISIÓN PARA IMPUESTO SOBRE LA RENTA

132.957 29.442 400.786 299.714

Provisión para impuesto sobre la renta (27.398) (22.557) (123.402) (107.507) UTILIDAD NETA 105.559 6.885 277.384 192.207



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Balance General Al 31 de diciembre de 2012 y de 2011

Millones de pesos Diciembre - 12 Diciembre - 11 Variación

Disponible 134.624 173.578 -22%

Inversiones temporales 136.022 139.355 -2%

Deudores, neto 153.257 195.522 -22%

Inventarios 6.289 7.613 -17%

Gastos pagados por anticipado 11.182 6.292 78% TOTAL ACTIVO CORRIENTE 441.375 522.360 -16%

Deudores, neto 14.761 21.979 -33%

Inversiones permanentes, neto 105.728 105.617 0%

Propiedades, planta y equipo, neto 2.195.594 2.135.375 3%

Cargos diferidos, neto 44.124 55.124 -20%

Bienes adquiridos en leasing financiero, neto 71.276 29.320 143%

Intangibles, neto 11.144 125.489 -91%

Valorizaciones y desvalorizaciones, neto 1.158.393 1.158.144 0% TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 3.601.021 3.631.048 -1%

TOTAL ACTIVO 4.042.396 4.153.408 -3%

Obligaciones financieras 572 14.931 -96%

Bonos y papeles comerciales 9.891 10.638 -7%

Cuentas por pagar 94.641 249.657 -62%

Impuestos, gravámenes y tasas 23.571 43.733 -46%

Obligaciones laborales y de seg. social integral 7.763 7.247 7%

Pasivos estimados y provisiones 33.937 88.071 -61%

Otros pasivos 7.846 8.152 -4% TOTAL PASIVO CORRIENTE 178.220 422.429 -58%

Obligaciones financieras 84.521 140.486 -40%

Bonos y papeles comerciales 600.000 600.000 0%

Pasivos estimados y provisiones 150.261 - -

Pensiones de jubilación 79.484 76.020 5%

Otros pasivos 39.912 40.965 -3% TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 954.178 857.471 11%

TOTAL PASIVO 1.132.398 1.279.900 -12%

PATRIMONIO 2.909.998 2.873.509 1%

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 4.042.396 4.153.408 -3%



Informe Cuarto trimestre de 2012

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