Informe para Inversionistas 1 1 T 11 - GEB€¦ · Total 1,039 1,095 -5 Total 922.4 204.9 350.2...

Informe para Inversionistas

1 T 11

1

Contacto: Juan Felipe González Rivera Teléfono: 571 3268000 ext 1546 E mail: [email protected]

Bogotá D.C., junio de 2011

Índice

Resumen ejecutivo y hechos relevantes.

El mercado del gas natural en Colombia y Perú.

Desempeño operacional.

Desempeño comercial.

Desempeño financiero.

Anexo 1: Nota legal y aclaraciones.

Anexo 2: Estados financieros consolidados.

Anexo 3: Panorámica del accionista mayoritario - EEB.

Anexo 4: Panorámica de TGI.

Anexo 5: Términos técnicos y regulatorios.

Anexo 6: Notas al pie de las tablas.

Resumen ejecutivo y hechos relevantes

Tabla Nº 1 - Indicadores seleccionados de TGI Al 1T 11 Al 1T 10 Var % F 10 Ingresos operacionales - COP Mm 156,339 129,032 21.2 559,414 Utilidad operacional - COP Mm 95,439 76,461 24.8 194,564 EBITDA UDM - COP Mm 446,750 407,670 9.6 422,699 Utilidad neta - COP Mm 60,433 145,505 -58.5 69,831 Volumen transportado – Mm pcd 437 423 3.2 422 Capacidad contratada en firme – Mm pcd 529 423 25.1 485 Calificación crediticia internacional:

S&P - jun 10: BB; estable Fitch - ene 11: BB; estable

El ingreso en operación de las ampliaciones de Guajira – septiembre de 2010 - y Cusiana Fase I – ene de 2011-

impactaron positivamente los resultados financieros de la compañía en el primer trimestre de de 2011. Con el ingreso en

operación de de estos dos proyectos se avanzó en forma decidida en la ejecución de la estrategia de ampliación del

sistema de transporte de TGI cuyo objetivo es ampliar en cerca de un 50%, la capacidad de transporte existente. Solo

resta la terminación del proyecto Cusiana fase II, que debería entrar en operación antes de finalizar el 2011.

De otra parte, el volumen transportado registró tasas de crecimiento importantes, a pesar de una fuerte disminución de

la demanda del sector termoeléctrico. Detrás de este comportamiento están la puesta en operación de las ampliaciones

de Guajira y Cusiana Fase I y también la recuperación de la demanda del sector industrial.

En febrero de 2011 TGI ejerció la opción de compra del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, BOMT Centragas – por

un valor de USD 2.2 mm. La compañía prevé que, como producto del ejercicio de esta opción de compra, aumenten los

gastos de operación y mantenimiento, y que el impacto sobre la generación de caja será bajo.

En abril TGI canceló la totalidad de la deuda de un vehículo especial constituido para financiar la expansión de Cusiana.

Con dicha cancelación, prácticamente la totalidad de los activos de la expansión de Cusiana y sus ingresos asociados

quedaron incorporados en los estados financieros de la compañía.

El 17 de mayo de 2011 EEB publicó un aviso de Oferta Pública para adquirir las participaciones accionarias minoritarias

de TGI. La oferta pública es una obligación bajo las normas que regulan el mercado de valores de Colombia, y aplica

cuando una compañía desea retirar sus acciones del mercado público. Como se recordará, la Asamblea de Accionistas

de la compañía tomó esta decisión en febrero de 2011. Se ofrecerá comprar 1,333,309 acciones que equivalen al 1.17%

del total. El precio de la oferta es de COP 20,119 por acción, que resulta de una valoración realizada por una banca de

inversión independiente. La oferta estará abierta entre el 25 de mayo y el 08 de junio de 2011.


1 T 11

2


En el marco de su plan estratégico, la compañía adelanta tres proyectos de expansión de su sistema de transporte -

Guajira y Cusiana fases I y II - que buscan aumentar su capacidad actual en cerca del 56% y darle mayor confiabilidad al

mercado del gas natural en Colombia. Dos de estos proyectos – Guajira y Cusiana Fase I - ya se encuentran en

operación.

En relación con la Fase II de Cusiana, la compañía avanza en forma satisfactoria en los trabajos tendientes a tener lista

dicha ampliación antes de finalizar el 2011.

ConTUgas - 75% EEB; 25% TGI - finalizó la ingeniería detallada del “Gasoducto Regional de Ica” y continúa con el

proceso de contratación de la tubería y de las obras civiles para la construcción del sistema. A la empresa ya le fue

aprobado el Estudio de Impacto Ambiental por parte del gobierno peruano, y ya suscribió el contrato de suministro con el

productor de gas natural. En este momento, continúa negociando los contratos de distribución y comerciales con los

usuarios finale. A. La compañía avanzó en la construcción de la red de distribución que llevará el gas a los clientes residenciales. Se

espera que en 2011 se preste el servicio a 1.000 usuarios, de un total de 50.000 que deberán estar conectados a partir

del sexto año del ingreso en operación del proyecto.

El plan financiero del proyecto tiene un componente de un 30% de inversión de capital - 75% EEB y 25% TGI - y un 70%

de deuda. Esta última se espera que sea financiada en el mercado bancario peruano, con créditos multilaterales y

créditos intercompañía otorgados por EEB. La compañía continúa con el proceso de estructuración financiera iniciado en

3T 10 con un banco local que se encargará de liderar la consecución de los recursos.

Al 1T11 se ha invertido en Capex USD$5,7 mm y durante el 2011 se planea invertir USD$108 mm

Regresar al índice

Tabla Nº 2 - Estado de los proyectos de expansión en Colombia Guajira - Ballena Barranca Cusiana Fase I Cusiana Fase II Capex - Usd mm 195 171 199 Esquema de financiación Caja de la compañía Préstamo EEB / Capitalización TGI Préstamo EEB /

Capitalización TGI Ampliación capacidad – mm pcd

70 70 110

Nueva capacidad nominal

260 280 390

Ejecución al 1T 11 - % 98.11 99.02 55.96 En operación en: Se declaró nueva capacidad el 16 de

sep. de 2010 Se declaró nueva capacidad el 14 de

enero de 2011 4T 11

Tabla Nº 3 - Estado del proyecto de Contugas Perú

Gasoducto regional de ICA

Capex - usd Mm 280 Estructura de financiación 30% capital / 70% deuda Longitud – km Aprox. 258 Km - Troncales

Aprox.74 Km - Ramales Capacidad – Mm pcd 300 Inicio construcción: 2 S 10

Inició operación: 2 S 13 Duración concesión - años 30


1 T 11

3


El mercado del gas natural en Colombia y Perú

En Colombia, la caída en la demanda térmica refleja la disipación del fenómeno de El Niño a partir del mes de abril de

2010. Se destaca el crecimiento de los sectores industrial y petroquímico gracias al repunte de la actividad económica en

el país.

Los segmentos más relevantes del mercado peruano – Termo, industrial y GNV – continúan creciendo a tasas muy altas.

Los dos primeros impulsados por la dinámica de la actividad económica de un país que registra las más altas tasas de

crecimiento en Latinoamérica. Por su parte, detrás del impulso al segmento de GNV están las conversiones de vehículos

que pasaron de 87,000 en febrero de 2010 a 110,000 en el mismo periodo del 2011.

Regresar al índice Desempeño operacional

Promigas

TGI

Transoriente

Transoccidente

Transmetano

La Capacidad total, el Volumen transportado y la Capacidad contratada en firme aumentaron gracias a las ampliaciones

de Guajira y Cusiana fase I que en conjunto aportaron 140 mm pcd de capacidad adiciona. La reactivación de la

actividad industrial también fue un factor que incidió positivamente en el incremento del Volumen transportado.

El indicador de disponibilidad descendió por suspensiones en el servicio de transporte para permitir la realización de

trabajos de los proyectos de ampliación y por la ejecución de programa de mantenimiento en algunos tramos del sistema

de TGI.

En incrementó en la Longitud del gasoducto refleja la entrada en operación de Cusiana Fase I pues este proyecto

incorporaba la construcción de algunos “loops”.

Regresar al índice

Tabla N° 4 - Demanda de gas natural en Colombia y Perú Colombia GBTU d Per Perú Mm pcd A Ene -11 A Ene - 10 Var. % A Feb - 11 A Feb 10 Var. %

Termoeléctrico 233 518 -55 Residencial 0.8 0.5 62.1 Residencial - comercial 162 145 23 Comercial 0.8 0.6 32.9 Industrial - refinería 370 284 30 Industrial 57.3 47.5 20.6 Vehicular - GNV 71 77 -8 GNV 41.7 33.8 23.2

Petroquímico 13 11 18 Termo 145 122.5 18.4 Demanda interna 849 1,035 -18 Demanda interna 245.6 204.9 19.9

Exportación 190 60 217 Exportación 676.8 0 N.A Total 1,039 1,095 -5 Total 922.4 204.9 350.2 Fuente: CNO Gas; MEM y Osinergim

Tabla Nº 5 - Indicadores operacionales seleccionados Al 1 T11 Al 1 T10 Var % F 10 Unidad Capacidad total (1) 583 443 31.6 513 Mpcd Volumen transportado (2) 437 423 3.2 422 Mpcd Capacidad contratada en firme (3) 529 423 25.1 485 Mpcd Factor de uso (4) 61.4 73.3 -16.2 71.2 % Disponibilidad (5) 98.6 99.3 -0.7 99.2 % Pérdidas (6) * 0.36 0.66 -45.5 0.56 % Longitud gasoductos 3,774 3,529 6.9 3,774 Km Longitud gasoductos 2,345 2,206 6.9 2,345 Mi Pies de página en anexo 6 * En 2011: enero y febrero


1 T 11

4


Desempeño comercial

Tabla Nº 6 - Volumen por transportador - Mmpcd A Feb 11 Part. % A Feb 10 Part. % F 10 TGI 439 51.3 422 40.7 422 Promigas 345 40.4 535 51.5 399 Otros 71 8.3 81 7.8 63 Total 855 100 1038 100.0 884 Fuente: CNO

Si bien en el primer bimestre de 2011 el volumen transportado por TGI creció el 4.0%, su participación de mercado

aumentó en 10.6 puntos porcentuales. La razón es que en el año 2010, debido al incremento de la generación térmica

por el fenómeno de El Niño, Promigas absorbió una gran cuota de mercado, ya que la mayor parte de la generación de

este tipo se encuentra ubicada en su zona de operaciones. El fenómeno se diluyó en el segundo semestre de 2010.

Ecopetrol 27,0%

Gas Natural

23,4%Gases de Occidente

16%

EPM 7,2%

Isagen 4,9%

Otros 21,5%

1T 11: 80,632

Ventas x cliente

Usd 000

Ecopetrol 27,2%

Gas Natural

19,6%

Gases de Occidente

16%

EPM 9,7%

Isagen 6,0%

Otros 21,5%

1T 10: 63,880

Tabla Nº 7 – Resumen de los clientes más importantes de TGI

Compañía Panorámica Resumen Financiero F 10 - COP mm

Algunas cifras son estimadas

▪ Empresa integrada del sector de hidrocarburos con operaciones en crudo, gas natural y combustibles. Pertenece al grupo de las 40 compañías petroleras más grandes del mundo.

▪ Acciones listadas en el mercado públicos de valores de Colombia, Nueva York y Toronto

▪ Calificación BBB - deuda externa.

▪ Ingresos operacionales: 26,461,509

▪ EBITDA: 16,699,500

▪ Utilidad neta: 5,604,019

▪ El distribuidor y comercializador de gas natural más grande de Colombia con más de 1,600,000 clientes.

▪ Controlada por Gas Natural de España.

▪ Calificación local AAA

▪ Ingresos operacionales: 688,063

▪ EBITDA: 253,619

▪ Utilidad neta: 189,757

▪ Distribuidora y comercializadora de gas natural con presencia en el suroccidente colombiano.

▪ Presta sus servicios a más de 600.000 usuarios.

▪ Calificación local AAA

▪ Ingresos operacionales: 457,014

▪ EBITDA: 121,556


▪ Empresa integrada con intereses en energía eléctrica y gas natural.

▪ Calificación internacional: BBB-


▪ EBITDA: 257,167

▪ Utilidad neta: 1,462,028

▪ La tercera empresa de generación de energía eléctrica.

▪ IDR: BB+


▪ EBITDA: 686,364



1 T 11

5


Las ventas a los cinco principales clientes de la compañía representaron cerca del 78% del total de los ingresos por

servicio de transporte en firme de TGI. Se trata de clientes con una probada solidez financiera y crediticia, lo que se

refleja en un índice de morosidad del 0,043% sobre los ingresos facturados durante los últimos 12 meses.

Tabla N° 8 - Estructura contractual

A marzo de 2011 A marzo de 2010

Tipo de contrato

No Volumen Mm pcd

Vida remanente promedio años

No Volumen Mm pcd

Vida remanente promedio años

Firmes 96 529 5.8 95 423 6.2 Interrumpibles 1 7.9 0 11 20 0.67

A 31 de marzo de 2011 se encontraba contratada el 100% de la capacidad nominal del gasoducto de la Guajira –

Ballena – Barranca hasta diciembre de 2020, el 94% de la capacidad nominal de Cusiana – La Belleza entre el 1 de julio

y el 31 de diciembre de 2010 y el 86% de la capacidad nominal de Cusiana – La Belleza entre el 1 de enero de 2011 y el

31 de diciembre de 2020 - esto último asumiendo la entrada en operación de la Fase II de Cusiana en el mes de

septiembre de 2011-.

El ingreso en operación de las ampliaciones de Guajira y Cusiana Fase I tuvieron un impacto positivo sobre la capacidad

contratada en firme y la vida remanente de los contratos de la compañía, factores ambos que fortalecen la estabilidad de

los ingreso de TGI.

De otra parte, la reducción de la contratación bajo la modalidad de interrumpible refleja el hecho de que parte de la

demanda relacionada con las ampliación de Guajira y Cusiana Fase I se estaba atendiendo con este tipo de contratos,

varios de los cuales migraron hacia la modalidad de en firme.

Regresar al índice

Desempeño financiero

La capacidad adicional aportada por las ampliaciones de Guajira y Cusiana Fase I, así como el buen comportamiento de

la actividad industrial en Colombia, tuvieron un impacto positivo sobre los ingresos de la compañía.

Las ventas indexadas al dólar no crecieron al mismo ritmo que las ventas en COP debido al descenso del tipo de cambio

promedio durante el primer trimestre de 2011. La tasa promedio de facturación durante 1T 11 fue de COP 1,878 / USD,

mientras que en el primer trimestre del año pasado fue de COP 1,948 / USD, lo que representan una caída del 3.6%.

El incremento de las ventas de cargos por capacidad está también relacionado con las ampliaciones del sistema,

mientras que la caída de los cargos variables tiene que ver con la revaluación del peso.

El incremento de los cargos ocasionales se debe a la fusión de TGI y Transcogas ya que una parte importante de los

ingresos de esta última compañía estaban representados en cargos ocasionales.

Tabla N° 9 - Estructura de los ingresos Al 1T 11

Cop mm Part %

Al 1T 10 Cop mm

Part %

Var %

Ventas totales 156,339 100,0% 129,032 100% 21.2 Desagregación por tipo de moneda

Ventas indexadas al USD (1) 88,191 56,4% 75,376 58,4% 17.0 Ventas en COP (1) 68,148 43,6% 53,656 41,6% 27.0

Desagregación por tipo de cargo Ventas cargos capacidad (2) 119,897 76,7% 92,976 72,1% 29.0 Ventas cargos variables (3) 20,678 13,2% 24,873 19,3% -16.9 Ventas cargos ocasionales (4) 10,573 6,8% 5,579 4,3% 89.5 Otros ingresos (5) 5,190 3,3% 5,605 4,3% -7.4

Pies de página en anexo 6


1 T 11

6


-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

1T 10 2T 10 3T 10 F 10 1T 11

Dep, amort y prov. UDM 93.009 93.446 92.581 228.485 234.228

U. Operacional UDM 314.661 325.050 323.638 193.544 212.522

Co

p m

m

Desagregación del EBITDA - UDM

La razón por la que el ritmo de crecimiento del EBITDA fue inferior al ritmo de crecimiento de la Utilidad operacional se

debe a que el primer indicador recoge los efectos de los últimos doce meses, en donde la revaluación del peso tuvo un

impacto negativo sobre las ventas. Adicionalmente, las ampliaciones de Guajira y Cusiana fase I tuvieron un impacto

positivo sobre el EBITDA sólo en el último trimestre del año pasado y en el primero de este año.

De otra parte, al desagregar el EBITDA –gráfica- se observa una reducción en la Utilidad operacional en los dos últimos

trimestres y un fuerte incremento en el rubro de depreciaciones, amortizaciones y provisiones. Este comportamiento está

relacionado con un proceso de valoración de activos que TGI debe realizar cada tres años. En 2010 TGI realizó la última

valoración la cual tuvo efecto en el balance y también en el estado de resultados. El efecto en el balance fue un

incremento en el valor de los activos fijos de COP 322,809 mm, con el correspondiente aumento en el patrimonio. El

efecto en el estado de resultados fue un aumento en las provisiones por desvalorizaciones de algunos activos fijos por

COP 139,875 mm. Estas mayores provisiones resultados operacional pero no la generación de caja de la compañía.

Por su parte la utilidad neta de la compañía se redujo en un 58.5%, básicamente por los menores ingresos por diferencia

en cambio.

Tabla Nº 11 - Resultados operacionales Mm COP Variación Mm COP Mm USD

Al 1 T11 Al 1T 10 COP % F 10

Al 1 T11

Al 1T 10

Ingresos operacionales 156,339 129,032 27,307 21.2 559,414 83.2 66.9 Costos operacionales -49,948 -44,606 5,342 12.0 -187,174 -26.6 -23.1

Operación y mantenimiento 25,646 25,234 411 1.6 105,850 13.6 13.1 Provisiones, depreciaciones y amortizaciones 24,302 19,372 4,931 25.5 81,324 12.9 10.0

Utilidad bruta 106,391 84,426 21,965 26.0 372,239 56.6 43.8 Gastos admon. operativos -10,952 -7,964 2,987 37.5 -178,696 -5.8 -4.1

Personal y servicios generales 8,237 6,063 2,174 35.9 31,534 4.4 3.1 Provisiones, depreciaciones y amortizaciones 2,714 1,902 813 42.7 147,161 1.4 1.0

Utilidad operacional 95,439 76,461 18,978 24.8 193,544 50.8 39.6

La Utilidad operacional en el período de análisis registró un vigoroso incremento debido a los ingresos adicionales

recibidos por la puesta en operación de las ampliaciones de Guajira y Cusiana Fase I,

Tabla Nº 10 - Indicadores financieros seleccionados

Mm COP Variación Mm COP Mm USD

Al 1 T11 Al 1 T10 COP % F 10 Al 1 T11 Al 1 T10 Ventas 156,339 129,032 27,307 21.2 559,414 83.2 66.9 Utilidad operacional 95,439 76,461 18,978 24.8 193,544 50.8 39.6 Margen operacional % 61.0 59.3 3.0 34.6 61.0 59.3 EBITDA UDM (1) 446,750 407,670 39,080 9.6 422,029 237.7 211.4 Margen EBITDA % 78.3 75.7 3.4 75.4 78.3 75.7 Utilidad neta 60,433 145,505 -85,072 -58.5 69,831 32.2 75.4 Pies de página en anexo 6


1 T 11

7


Por su parte, el incremento en las provisiones, depreciaciones y amortizaciones incluidas de los Costos operacionales se

explica, principalmente, por la incorporación de nuevos activos fijos relacionados con las ampliaciones de Guajira y

Cusiana fase I.

El aumento en los gastos de personal y servicios generales es consecuencia de mayores pagos en el gravamen a los

movimientos financieros y en menor medida como consecuencia de mayores pagos salariales debido al aumento de la

planta de personal - paso de 167 a 185 personas - , necesaria para atender los nuevos activos operativos – ampliaciones

de Guajira y Cusiana y transferencia del BOMT.

Tabla Nº 12 - Resultados no operacionales

Mm COP Variación Mm COP Mm USD Al 1 T11 Al 1T 10 COP % F 10 Al 1 T11 Al 1T 10

Utilidad Operacional 95,439 76,461 18,978 24.8 193,544 50.8 39.6 Ingresos no operacionales 27,735 137,542 -109,806 -79.8 164,395 14.8 71.3 Financieros (1) 1,063 1,501 -438 -29.2 6,345 0.6 0.8

Diferencia en cambio (2) 22,334 132,453 -110,119 -83.1 151,457 11.9 68.7 Valoración coberturas (3) 0 0 0 0 0 0 0 Otros 4,338 3,587 751 20.9 6,593 2.3 1.9

Gastos no operacionales -56,252 -62,413 -6,161 -9.9 -264,485 -29.9 -32.4 Financieros (4) -50,542 -55,104 -4,562 -8.3 -210,215 -26.9 -28.6

Diferencia en cambio (5) 0 0 0 0 0 0 Valoración coberturas (6) -2,614 -7,675 -5,061 -65.9 -50,327 -1.4 -4.0 Otros -3,096 366 3,462 -946.2 -3,943 -1.6 0.2

Utilidad antes de impuesto de renta 66,923 151,590 -84,667 -55.9 93,454 35.6 78.6 Impuesto de renta 6,490 6,085 405 6.7 23,623 3.5 3.2

Utilidad neta 60,433 145,505 -85,072 -58.5 69,831 32.2 75.4 Pies de página en anexo 6

A pesar del fuerte crecimiento de la Utilidad operacional, la Utilidad neta decrece en el período analizado debido,

fundamentalmente, a que en el primer trimestre de 2011 el ritmo de revaluación del COP fue menor en comparación con

el mismo período del año pasado – 1.8% vrs 5.7% respectivamente –. El menor ritmo de revaluación generó menores

ingresos por diferencia en cambio. Este es un efecto contable que no afecta la generación de caja de la compañía.

Por su parte, la reducción de los Gastos no operacionales se explica por la revaluación del COP y su impacto en la

causación de los intereses financieros. Es bueno recordar que casi el 100% de la deuda financiera de la compañía está

contratada en dólares. Igualmente, el menor ritmo de revaluación en el primer trimestre de este año, generó un menor

gasto por valoración de coberturas en comparación con el mismo período del año pasado.

Tabla Nº 13- Indicadores de deuda Al 1T

11 Al 1T

10 Unidad

Deuda neta (1) / EBITDA UDM (2) OM: < 4,8

1,48 3,14 Veces

EBITDA UDM (2) / Intereses UDM (3) OM: > 1,7

2,23 2,02 Veces

Estructura de la deuda Tasa Vencimiento Senior - bonos Internacionales (4)

S&P - Jun 10: BB; estable Fitch – Ene 11: BB; estable

750

750

M USD 9.50%

03-Oct-2017

Subordinada (5) 370 370 M USD 8.75% 10-Oct-2017 Nota: Pies de página en anexo 6

Tabla Nº 14 - Desagregación - Cop mm Al 1 T11 Al 1 T10 EBITDA UDM 446,750 407,670

Deuda Bruta 1,409,603 1,446,443 Efectivo e inver. temporales 746,545 165,502 Deuda Neta 663,058 1,280,941

Intereses UDM 199,919 201,846


1 T 11

8


3,14 3,052,94

3,26

1,48

4,08

1T 10 2T 10 3T 10 F 10 1T 11

Indicador de apalancamiento

Deuda Neta / EBITDA UDM Indenture

2,022,08 2,05 2,07

2,23

1,70

1T 10 2T 10 3T 10 F 10 1T 11

Indicador de cobertura de intereses

EBITDA UDM / intereses Indenture

El indicador de apalancamiento disminuyó gracias a: (▪) El aumento del EBITDA - 9.6% - por el impacto positivo que

tuvo sobre los ingresos operacionales la incorporación de las ampliaciones de Guajira y Cusiana Fase I y; (▪) la

reducción de la deuda neta por el aumento del efectivo debido a la capitalización de CVCI y el impacto de la revaluación

del COP sobre el valor de la deuda financiera en pesos.

El indicador de cobertura aumentó gracias a: (▪) el aumento del EBITDA por las razones ya explicadas y; (▪) la reducción

de los intereses causados por la revaluación del COP.

Tabla Nº 15 - Capex Mm COP Variación Mm USD

Al 1 T11 Al 1 T10 COP Var % Al 1 T11 Al 1 T10 Inversión (1) 157,630 68,568 89,062 129.9 83,869 35,553 Mantenimiento (2) 332 825 -493 -59.8 0,177 0,428 Nota: Pies de página en anexo 6

El Capex de inversión se incrementó un 129.9% el primer trimestre de 2011, respecto al mismo período del año anterior,

debido principalmente a los recursos invertidos en el proyecto de expansión de Cusiana. En el siguiente cuadro se

muestra el detalle del capex para el período analizado.

Regresar al índice


1 T 11

9


Anexo 1: Nota legal y aclaraciones

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

Cualquier información diferente a la información histórica incluida en este documento, 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 para las operaciones futuras (incluyendo el desarrollo de planes y objetivos relacionados con los productos y

servicios de la Compañía) corresponde a proyecciones.

Dichas proyecciones implican riesgos conocidos y desconocidos, incertidumbres y otros factores importantes que puedan

causar que los resultados, el desempeño o los logros reales de la Compañía sean materialmente diferentes de los

resultados, el desempeño o los logros futuros expresados o implícitos en las proyecciones. Dichas proyecciones están

basadas en numerosos supuestos respecto a la estrategia de negocio de la Compañía y al entorno en el cual la Compañía

operará en el futuro. La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir

actualizaciones o revisiones de cualquier proyección contenida en esta presentación para reflejar cualquier cambio en las

expectativas de la Compañía respecto a ellas o cualquier cambio en los eventos, condiciones o circunstancias sobre los

cuales se pueden basar dichas proyecciones.

Las proyecciones financieras y otras estimaciones de este informe se realizaron bajos 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 financieras son inciertas y se puede esperar que uno o varios de los supuestos

bajo los cuales se construyeron resulten inválidos. 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.

El desempeño pasado de la Compañía no puede considerarse como un patrón del desempeño futuro de la misma.

Aclaraciones al informe

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 F 11: 1,879.47 COP/USD

- TRM F 10: 1,928.59 COP/USD

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

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 tenerse en cuenta en forma aislada como

un indicador de la generación de caja de la compañía.

El EBITDA para un período determinado se calculó tomando la Utilidad operacional (o pérdida), agregándole la

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

Regresar al índice


1 T 11

10


Anexo 2: Estados financieros consolidados.


1 T 11

11



1 T 11

12


Regresar al índice


1 T 11

13


Anexo 3: 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 1886 y está controlada por el Distrito de Bogotá - 81,5%

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 opera directamente o a través de compañías controladas activos de transmisión/distribución de electricidad y

transporte/distribución de gas natural;

EEB participa en los sectores de generación y distribución de electricidad y de distribución de gas natural a través de

inversiones sin control;

Regresar al índice

Compañías sin control

Distribución Gas natural

Transmisión Electricidad

Distribución Electricidad

Transporte Gas natural

Compañías con control Transp. y

d istrib . Gas Natural

Transmisión Electricidad

Distribución Electricidad

Generación Electricidad

100%

97% 82%

66.9% 75%

25%

40% 1.8% 40%

51.5%

2.5%

51.5%

16.2% 25%

51%

66 %

15.6%


1 T 11

14


Anexo 4: Panorámica de TGI

TGI es un actor central en la estrategia de crecimiento de EEB;

Es el transportador de gas natural más grande de Colombia y opera un monopolio natural en un sector con alto potencial

de crecimiento y cuyo desarrollo es de especial interés para el estado colombiano. El consumo de la zona de

operaciones de TGI representa, aprox., el 60% del consumo total del país.

TGI es el único transportador de gas natural en Colombia que conecta las principales fuentes de abastecimiento -

Guajira y Cusiana - con los principales centros de consumo. TGI está sujeta a la regulación del Ministerio de Minas y

Energía y de la CREG. La CREG define las tarifas máximas que TGI puede cobrar a sus usuarios con base en los

principios de viabilidad financiera y eficiencia económica. El esquema tarifario está diseñado para que el inversionista

obtenga un retorno adecuado sobre el capital invertido y recupere los costos de operación y mantenimiento. La parte de

la tarifa que retribuye las inversiones está indexada a la tasa de cambio - peso / dólar- lo que le da a la compañía una

cobertura natural frente a sus obligaciones en moneda extranjera.

Casi la totalidad de las ventas de la compañía están soportadas en contratos en firme y de largo plazo suscritos con

sólidas empresas que operan en Colombia.

TGI está ejecutando los dos proyectos más ambiciosos de expansión de la infraestructura de transporte de gas natural

en Colombia: la ampliación de los gasoductos de Guajira y Cusiana cuyo costo aproximado es de Usd 570 mm.

TGI tiene una participación del 25% en la compañía peruana ConTUas - el otro 75% es propiedad de EEB -. ConTUgas

es la adjudicataria de una concesión para la construcción de una red de transporte y distribución de gas natural en el sur

del Perú (departamento de ICA). Este es un proyecto con un valor estimado de Usd 280 mm. Las proyecciones oficiales

indican que la demanda de gas de la zona de ICA será la de mayor crecimiento en Perú durante los próximos años.

Regresar al índice


1 T 11

15


Anexo 5: Términos y definiciones

▪ ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos. Entidad colombiana responsable de la definición de la política de hidrocarburos.

▪ BR: Banco de la República. Banco Central de Colombia responsable de la política monetaria y cambiaria del país.

▪ Bln o bln: Billones de los Estados Unidos de América. Factor 109

▪ BOMT: Por sus cifras en Inglés: Build, Operate, Maintain and Transfer Contract. Es un contrato mediante el cual un tercero se compromete a construir, operar, mantener y transferir un activo.

▪ COP / Cop: Pesos colombianos.

▪ CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia. Entidad estatal colombiana encargada de la regulación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural.

▪ Cuota de Fomento: Corresponde a recursos que Ecogas recaudaba de sus usuarios para ejecutar nuevos proyectos de infraestructura de gas natural.

▪ DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística. Es la entidad responsable de la planeación, levantamiento, procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia.

▪ DNP: Departamento Nacional de Planeación. Entidad encargada de la Planeación Económica de Colombia.

▪ EEB: Empresa de Energía de Bogotá. Es el accionista controlante de TGI.

▪ GNV: Gas natural vehicular.

▪ GPC: Giga pies cúbicos. Factor 109

▪ IED: Inversión extranjera directa.

▪ IPC: Índice de precios al consumidor de Colombia.

▪ Km: Kilómetros

▪ MEM: Ministerio de Energía y Minas del Perú.

▪ Mi: Millas de los Estados Unidos.

▪ Mm/mm: millones.

▪ Mlm / Mlm: millardos

▪ Pcd o pcd: pies cúbicos día.

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

▪ TGI: Transportadora de Gas del Interior.

▪ Tpc / tpc: Tera pies cúbicos. Factor 1012

▪ TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones peso–dólar que se calcula diariamente por la SF.

▪ R/P: Relación reservas producción. Estima la duración de las reservas dado el nivel de producción en un momento determinado.

▪ UDM: Ultimos 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. Regresar al índice


1 T 11

16


Anexo 6: Notas al pie de los cuadros

Pies de página tabla Nº 5: Indicadores operacionales seleccionados

(1) Es la capacidad nominal de transporte del sistema.

(2) Es el promedio del volumen real transportado.

(3) Es una modalidad de contratación que obliga a TGI a mantener disponible un volumen determinado de su capacidad

de transporte para cuando el cliente lo requiera.

(4) Es el porcentaje de utilización del gasoducto y se obtiene como la relación entre la nominación y la capacidad de

transporte.

(5) Es la capacidad real de transporte de gas en un período determinado en relación con la capacidad nominal.

(6) Es la diferencia entre el volumen de gas recibido menos el volumen de gas entregado teniendo en cuenta el cambio en

inventarios. Se mide en términos porcentuales en relación con el volumen recibido por los clientes. La CREG reconoce

a través de las tarifas perdidas máximas del 1%.

Regresar a la Tabla

Pies de página tabla Nº 8: Estructura contractual

(1) Modalidad contractual que garantiza el transporte de un volumen máximo de gas durante un período de tiempo

determinado. La remuneración de este tipo de contratos puede ser por capacidad y/o variable.

(2) Modalidad contractual en la que el servicio de transporte puede ser interrumpido por cualquiera de las Partes por

cualquier motivo sin dar lugar a ningún tipo de compensación de la parte que suspende el servicio.

Regresar a la Tabla

Pies de página tabla Nº 9: Estructura de los ingresos

(1) La regulación para el transporte de gas en Colombia divide la tarifa a los usuarios en una parte que reconoce las

inversiones y otra que reconoce los gastos y costos de administración, operación y mantenimiento - AOM. La porción

que reconoce las inversiones está indexada al dólar y se ajusta anualmente con el IPP “Equipos de Capital” de EEUU y

se paga en pesos a la TRM de final de cada mes. La porción que reconoce los AOM está definida en pesos y es

indexada anualmente con el IPC colombiano.

(2) Los cargos por capacidad o cargos fijos obligan al transportador a mantener una capacidad de transporte disponible

para el momento en que el cliente lo requiera. Por su parte, el cliente se compromete a pagar por dicha capacidad con

independencia del volumen transportado.

(3) Los cargos variables obligan al transportador a mantener una capacidad disponible en el momento en que el cliente lo

requiera. Sin embargo, y a diferencia del esquema descrito anteriormente, el cliente solo paga lo efectivamente

transportado aunque a una tarifa mayor. En general los clientes de TGI mantienen esquemas de contratación que

combinan cargos fijos con variables.

(4) Los cargos ocasionales corresponden a un esquema que no genera la obligación de firmeza para el transportador. En

otras palabras, el transportador tiene el derecho de interrumpirlos cuando, por ejemplo, ello sea necesario para atender

contratos en firme.

(5) Servicios adicionales prestados por la compañía como por ejemplo nuevas conexiones u odorización.

Regresar a la Tabla

Pies de página tabla Nº 10: Indicadores financieros seleccionados

(1) Es la sumatoria de la utilidad operacional, las amortizaciones, las depreciaciones y las provisiones.

Regresar a la Tabla

Pies de página tabla Nº 12: Resultados no operacionales


1 T 11

17


(1) Incluye los rendimientos financieros por inversiones temporales.

(2) Refleja el impacto de la revaluación del peso sobre la valoración en pesos de los activos y pasivos en moneda

extranjera.

(3) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por la compañía para reducir el riesgo en el pago del principal de la

deuda en moneda extranjera.

(4) Son los gastos financieros relacionados con la deuda de la compañía.

(5) Refleja el impacto de la devaluación sobre la valoración en pesos de los activos y pasivos en moneda extranjera

(6) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por la compañía para reducir el riesgo del pago del principal de su

deuda en moneda extranjera por la devaluación del peso.

Regresar a la Tabla

Pies de página tabla Nº 13: Indicadores de deuda

(1) De acuerdo con el contrato de los bonos internacionales, la deuda neta de la compañía únicamente tiene en cuenta la

deuda senior de TGI menos el valor del efectivo y las inversiones temporales.

(2) Es la sumatoria de la utilidad operacional, las amortizaciones, las depreciaciones y las provisiones..

(3) Son los intereses causados derivados de la deuda financiera de TGI.

(4) Corresponde al valor de los bonos emitidos por TGI Internacional y garantizados por TGI.

(5) Corresponde a la deuda intercompañía entre de TGI con EEB.

Regresar a la Tabla

Pies de página tabla Nº 15: Capex

(1) Corresponde a todas aquellas inversiones destinadas a incrementar la capacidad de transporte de la compañía.

(2) Corresponde a todas aquellas inversiones destinadas a mantener en estado adecuado los activos de la compañía para

permitir su funcionamiento normal y mantener la capacidad de transporte en sus actuales niveles.

Regresar a la Tabla

Regresar al índice

Informe para Inversionistas 1 1 T 11 - GEB€¦ · Total 1,039 1,095 -5 Total 922.4 204.9 350.2...

Documents

Transcript of Informe para Inversionistas 1 1 T 11 - GEB€¦ · Total 1,039 1,095 -5 Total 922.4 204.9 350.2...