Informe trimestral de resultados

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Información a inversionistas: [email protected] www.epsa.com.co

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T/T: trimestre 2015 vs. trimestre 2014 | A/A: acum. año 2015 vs. acum. Año 2014

Informe trimestral de resultados - 2T15

25 de agosto de 2015

Central hidroeléctrica Bajo Anchicayá, Valle del Cauca

mailto:[email protected]

http://www.epsa.com.co/

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Informe de resultados al segundo trimestre de 2015 – 2T15

Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. (EPSA)

1. Principales cifras consolidadas de EPSA1

Acumulado a junio Trimestre 2

Unidades 2015 2014 2T15 2T14

Estados de Resultados integrales

Ingresos ordinarios COP MM 702.934 769.759 350.221 440.935

Ganancia bruta COP MM 274.612 397.228 131.368 233.588

Ebitda COP MM 304.422 427.530 147.008 248.866

Margen Ebitda % 43,31% 55,54% 41,98% 56,44%

Ganancia neta COP MM 91.752 225.923 53.903 132.537

Generación

Energía producida hidráulica GWh 1.506,5 1.931,2 672,3 892,7

Comercialización mayorista GWh 2.194,4 2.315,8 1.043,0 1.117,6

Ventas en contratos GWh 1.613,1 1.386,0 803,3 693,8

Ventas en Bolsa GWh 581,4 929,8 239,7 423,9

Distribución

Pérdidas de energía - promedio móvil % 8,76% 8,97% 8,76% 8,97%

Recaudo % 98,5% 98,3% 98,5% 98,3%

SAIDI Horas 6,1 6,1 3,3 3,0

SAIFI Veces 7,8 8,1 3,7 3,9

Comercialización minorista

Comercialización minorista GWh 1.012,5 940,7 511,1 479,3

Ventas mercado regulado GWh 568,1 532,0 287,2 269,6

Ventas mercado no regulado GWh 444,3 408,8 223,9 209,7

Usuarios Número 561.293 551.828 561.293 551.828

1 EPSA consolida con Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. – CETSA, compañía en la que tiene una participación accionaria del 87,2%.



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2. Informe del mercado eléctrico

Demanda Sistema Interconectado Nacional - SIN2

La demanda de energía se incrementó un 3,3% (T/T)3. La demanda del mercado regulado creció un

4,5% (T/T), mientras que la del no regulado lo hizo un 1,1% (T/T). El comportamiento fue explicado

principalmente por:

Incremento de la demanda regulada (consumo residencial y pequeños negocios)

influenciado en parte por el aumento de temperaturas en varias regiones del país.

Crecimiento destacado de la explotación de minas y canteras, en la demanda de energía.

Estos resultados tienen que ver con la mayor intensidad de las operaciones petroleras que

buscan producir más crudo, ante la caída de los precios internacionales del petróleo, lo que

mitigó en parte la menor dinámica del sector industrial.

Comportamiento hidrológico SIN

La hidrología durante el trimestre se comportó al 90% del promedio histórico, influenciada en parte

por las condiciones cálidas que se han mantenido en el océano Pacífico durante los últimos

períodos. A finales de abril se consolidó la ocurrencia de un evento El Niño, con el acople de las

anomalías a nivel atmosférico. El último consenso de modelos de pronóstico de anomalías en el

Pacífico apunta a la continuidad de condiciones El Niño durante lo restante del año 2015 e incluso

durante el primer trimestre de 2016.

2 SIN: Sistema Interconectado Nacional.

3 T/T: trimestre 2015 vs. trimestre 2014 | A/A: acumulado año 2015 vs. acumulado año 2014.

4 Fuente gráficas: XM.

Demanda por regiones - SIN (Crecimiento anual) 4



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Precio de la energía SIN

El precio de bolsa promedio fue un 44% inferior frente al 2014 (T/T) aun cuando en el 2015 se

presentaron condiciones que incrementaron el costo marginal de la térmica, principalmente la

devaluación de la moneda que impactó sus costos en un +30% T/T. La entrada en operación de

Hidrosogamoso, la expectativa de entrada en operación de El Quimbo en lo que resta del año y un

precio de escasez muy inferior dado el menor precio internacional de combustibles explican este

acotamiento en precios.

139 141 143 146 146 145 143 144 144 146 145 147

147 147 151 149 149 149

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Contratos Mc 2014 Contratos Mc 2015

APORTES HIDROLÓGICOS / PRECIO- SIN

PRECIOS SPOT - SIN

161

188

151

374 382 335

185 200 177 207

167 175 188

166

205

161

259

186

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Spot 2014 Spot 2015

PRECIOS CONTRATOS Mc - SIN

-

50

100

150

200

250

300

350

400

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

1T

12

2T

12

3T

12

4T

12

1T

13

2T

13

3T

13

4T

13

1T

14

2T

14

3T

14

4T

14

1T

15

2T

15

$ /

kW

h

GW

h

Aportes hídricos Precio



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3. Resultados operativos y financieros

Estados de Resultados Integrales

En el segundo trimestre de 2015 se presentó una disminución de los ingresos del 20,6% frente al

mismo período de 2014, debido principalmente a la menor actividad de generación, el acumulado

semestral fue inferior en 8,7%.

La generación de energía en el segundo trimestre de 2015 fue inferior en un 24,7% (220 GWh)

respecto al segundo trimestre de 2014, debido fundamentalmente a los menores aportes hídricos en

las regiones en donde se encuentran las plantas de generación de la Compañía.

123.259

216.572

83.377 114.942 125.765 111.985

146.467

156.670

165.339 159.534 166.170 175.874

52.526

51.704

53.216 52.243

54.280 56.093

328.824

440.935

308.246 334.195

352.713 350.221

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15

Ingresos operacionales consolidados EPSA ($ millones)

Generación de energía eléctrica Comercialización minoristaUso y conexión de redes Otros servicios operacionales

1.039

892

583

817 834

672

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15

Generación consolidada EPSA (GWh)

Alto y Bajo Anchicayá Salvajina Calima Prado Menores



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Los ingresos de generación de energía eléctrica por $111.985 millones estuvieron favorecidos

principalmente por las superiores ventas en contratos mayoristas al comercializador EPSA y otros.

El mayor volumen de ventas de energía minorista en los mercados Regulado y No Regulado de 32

GWh, favoreció los ingresos de comercialización minorista por valor de $175.874 millones,

superiores en un 12,3% a los del segundo trimestre del año anterior, debido principalmente a los

mayores consumos de energía en los sectores comercial, industrial (riego y drenaje) en el mercado

regulado por temporada seca presentada en la región y a los nuevos clientes en el mercado no

regulado.

Los ingresos recibidos por uso y conexión de redes tuvieron un crecimiento del 8,5% frente a los

registrados en igual período del año anterior, generado principalmente por el incremento en los

ingresos del Sistema de Transmisión Regional por la entrada en operación de la subestación Alférez

II y mayor demanda de energía.

Por su parte, los ingresos por otros servicios operacionales del segundo trimestre de 2015 por valor

de $6.269 millones, fueron inferiores en un 61% por el ingreso puntual del lucro cesante del Alto

Anchicayá recibido en igual trimestre de 2014.

692 694 712 761 810 803

506 424 241

328 342

240

1.198 1.118

952 1.089

1.151 1.043

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15

Ventas de energía mercado mayorista consolidado EPSA (GWh)

Ventas en contratos Ventas en Bolsa

262 270 290 274 281 287

199 210 219 207 220 224

461 479 508 481 501 511

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15

Ventas de energía comercialización minorista consolidado EPSA (GWh)

Mercado Regulado Mercado No Regulado



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Los costos de ventas fueron superiores frente a igual período en 2014, debido a (i) las superiores

compras de energía eléctrica en la Bolsa de Energía, por la menor generación, que se compensaron

en parte con precios promedios más bajos; (ii) superiores depreciaciones por la actualización de

avalúos, ajustes de vidas útiles y altas de activos; y (iii) mayores costos de personal, contratos de

mantenimiento, seguros y otros costos, por mayor planta de personal causado por la entrada de la

central Bajo Tuluá e incremento salarial, la mayor devaluación y los costos a mayor vigilancia por la

entrada de las nuevas centrales de generación.

En el segundo trimestre de 2015 los gastos de administración fueron superiores principalmente por

mayores: (i) depreciaciones: por la actualización de vidas útiles y altas de activos; y (ii) personal por

incremento salarial y bonificaciones.

El ebitda en el segundo trimestre de 2015 por valor de $147.008 millones fue muy similar al

promedio histórico para este periodo.

Los otros ingresos fueron superiores en $2.800 millones en el 2T15 respecto al 2T14 por la mayor

recuperación de cartera de hospitales y mayores dividendos recibidos.

De abril a junio de 2015, los otros gastos fueron inferiores por las menores provisiones para litigios o

demandas.

Los ingresos financieros bajaron un 40% respecto del segundo trimestre de 2014 debido a los

menores ingresos por intereses sobre depósitos debido al menor saldo en caja.

Los gastos financieros del trimestre fueron superiores en un 20%, por mayores intereses de títulos

emitidos por el superior IPC del período.

La ganancia neta del segundo trimestre, alcanzó $53.903 millones, y fue menor en un 59% a la

obtenida en igual periodo de 2014.

Estado de Situación Financiera Consolidado

En el activo no corriente, los bienes adquiridos en leasing financiero crecieron en un 6,4% por el

avance en la construcción de la central hidroeléctrica Cucuana; mientras las propiedades, plantas y

equipos decrecieron en $4.667 millones por efecto de la depreciación.

En los activos corrientes se destaca la disminución del efectivo y equivalentes al efectivo y los otros

activos financieros corrientes en un 86,7% en conjunto, por el pago de dividendos e impuestos; y los

anticipos por impuestos se incrementaron en $131.791 millones por los anticipos del Impuesto sobre

la Renta y del Impuesto sobre la Renta para la Equidad - CREE y el registro de las autoretenciones.

En el patrimonio, las reservas se incrementan por la reserva legal y por la constitución de una

reserva para el mantenimiento del patrimonio por valor de $68.122 millones; las ganancias

(pérdidas) del ejercicio se redujeron en un 72,6% por el traslado de la utilidad del ejercicio 2014 a

reservas y reconocimiento en el pasivo de los dividendos decretados.



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En los pasivos no corrientes las otras provisiones no corrientes disminuyen $4.975 millones por

pago parcial de conciliación por el proceso del Bajo Anchicayá a unas comunidades de la zona.

En los pasivos corrientes, las cuentas por pagar y las cuentas por pagar a entidades relacionadas

disminuyeron por el pago a proveedores de bienes y servicios para la operación y el pago por

compras de energía, respectivamente; los pasivos por impuestos corrientes son superiores por el

Impuestos a la Riqueza y la Sobretasa al Impuesto sobre la Renta para la Equidad - CREE.

4. Inversión y plan de expansión

Al cierre del segundo trimestre 2015, se ejecutaron inversiones consolidadas por $42.943 millones,

de las cuales $23.346 millones corresponden al negocio de generación y el valor restante, se

destinó al negocio de distribución, inversiones en tecnología, áreas de apoyo y proyectos de

innovación.

Proyecto Cucuana de 58 MW: Registró un avance total del 99,25% al segundo trimestre de 2015,

con una ejecución total de $315.437 millones. La capacidad proyectada inicial de la central se

incrementó en 3 MW lo cual se ha verificado en las pruebas realizadas. La unidad 1 inició la

operación comercial el 28 de julio de 2015 y se proyecta que la segunda unidad lo haga en

septiembre de 2015.

En el negocio de distribución, durante el segundo trimestre 2015, se realizaron inversiones por

$17.577 millones, principalmente en (i) la compra de equipos de medida centralizada para el plan de

pérdidas; (ii) la reposición de equipos y elementos en subestaciones y redes de media y baja

tensión; (iii) la instalación de nuevos servicios de energía; (iv) gestión socio ambiental proyecto línea

Calima – Bahía; y (v) compra de equipos y materiales para la subestación Bahía.

En julio de este año, el Ministerio de Minas y Energía adjudicó dos iniciativas que además de hacer

parte del Plan Caribe anunciado por el Ministerio, van en línea con la estrategia de la compañía para

crecer en el negocio de distribución a nivel nacional: i) El proyecto de ampliación de la capacidad de

la subestación de Cuestecitas y mejoras en las subestaciones de Riohacha y Maicao, con una

inversión de $28 mil millones el cual ayudará a regular y mejorar el voltaje de la energía en

Riohacha y Maicao y entraría en operación a finales de 2016 y, ii) la construcción de una

subestación a 115 kV en Montería, con una inversión esperada de $45 mil millones, con lo cual se

mejorará la confiabilidad a todo el sistema de distribución en Córdoba y entraría en operación a

finales de 2017. Los anteriores proyectos generan una rentabilidad que supera ampliamente la

expectativa de retorno del inversionista.



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EPSA E.S.P.4

Estados de Resultados integrales5 Expresados en millones de pesos colombianos

Acumulado a Junio Trimestre 2

2015 2014 ∆% 2T15 2T14 ∆%

Generación de energía eléctrica 237.750 339.830 -30% 111.985 216.572 -48%

Comercialización minorista 342.044 303.137 13% 175.874 156.670 12% Uso y conexión de redes 110.373 104.230 6% 56.093 51.704 8% Otros servicios operacionales 12.767 22.562 -43% 6.269 15.989 -61% Ingresos ordinarios 702.934 769.759 -9% 350.221 440.935 -21%

Costos de ventas (428.322) (372.531) 15% (218.852) (207.348) 5,5%

GANANCIA BRUTA 274.612 397.228 -31% 131.368 233.588 -43,8% Margen bruto 39% 52% -12,5 38% 53% -15,5

Otros ingresos 6.218 5.446 14% 3.628 828 338% Gastos de administración (30.403) (21.977) 38% (14.049) (10.861) 29% Otros gastos (31.768) (4.712) 574% (3.749) (4.179) -10%

GANANCIA ANTES DE FINANCIEROS 218.659 375.985 -42% 117.197 219.375 -47%

Resultado financiero-ingresos financieros 7.560 9.921 -24% 2.479 4.155 -40% Resultado financiero - gastos financieros (42.092) (36.615) 15% (22.087) (18.337) 20%

GANANCIA ANTES DE IMPUESTOS 184.127 349.290 -47% 97.589 205.193 -52%

Impuestos a las ganancias (92.376) (123.367) -25% (43.686) (72.656) -40%

GANANCIA NETA 91.752 225.923 -59% 53.903 132.537 -59%

Margen neto 13% 29% -16,3 15% 30% -14,7

GANANCIA (PÉRDIDA) ATRIBUIBLE

A propietarios de la controladora 91.125 225.088 -60% 53.498 132.139 -60% A participaciones no controladoras 627 835 -25% 405 398 2% GANANCIA (PÉRDIDA) 91.752 225.923 -59% 53.903 132.537 -59%

EBITDA 304.422 427.530 -29% 147.008 248.866 -41%

Margen EBITDA 43% 56% -12,3 42% 56% -14,5

Depreciación y amortización (60.213) (52.278) 15% (29.689) (26.139) 14%

4 EPSA consolida con Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. – CETSA, compañía en la que

tiene una participación accionaria del 87,2%. 5 A partir del primer trimestre de 2015 se reporta bajo Normas Internacionales de Información

Financiera.



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Estado de Situación Financiera Consolidado Expresados en millones de pesos colombianos

jun-2015 dic-2014 ∆%

Propiedades, plantas y equipos 3.851.298 3.855.965 -0,1%

Propiedades de inversión 258 258 0,0%

Bienes adquiridos en leasing financiero 252.835 237.687 6,4%

Activos intangibles, netos (concesiones) 15.671 16.027 -2,2%

Otros activos financieros no corrientes (invers. permanentes) 5.314 3.601 47,6%

Deudores comerciales y otras por cobrar no corrientes 2.979 4.908 -39,3%

Otros activos 1.264 2.582 -51,0%

TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 4.129.619 4.121.028 0,2%

Efectivo y equivalentes al efectivo 43.746 174.682 -75,0%

Otros activos financieros corrientes (portafolio) 4.000 185.268 -97,8%

Otros activos no financieros (gastos pagados por anticipado) 10.805 18.778 -42,5%

Deudores comerciales y otras ctas por cobrar, netos 140.276 135.629 3,4% Cuentas por cobrar a entidades relacionadas, corrientes 1.989 355 460,1%

Inventarios (incluye en tránsito) 12.205 9.017 35,4%

Activos por impuestos corrientes, netos 134.401 2.610 5050,1%

TOTAL ACTIVO CORRIENTE 347.422 526.338 -34,0%

TOTAL ACTIVO 4.477.041 4.647.366 -3,7%

Capital emitido 1.128.166 1.128.166 0,0%

Reservas 560.801 458.530 22,3%

Ganancias (pérdidas) de ejercicios anteriores (8.736) - -

Ganancias (pérdidas) del ejercicio 91.125 332.759 -72,6%

Ganancias acumuladas (Otro Resultado Integral) (6.620) (3.842) -73,3%

Ganancias acumuladas balance apertura 927.121 927.121 0,0% Total patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora

2.691.857 2.842.734 -5,3%

Participaciones no controladoras 13.564 12.724 6,6%

TOTAL PATRIMONIO NETO 2.705.421 2.855.458 -5,3%

Otros pasivos financieros no corrientes 768.584 765.560 0,4%

Otras provisiones no corrientes 151.527 156.502 -3,2%

Pasivos por impuestos diferidos, netos 406.667 406.247 0,1%

Provisiones por beneficios a los empleados, no corrientes 125.045 121.069 3,3% TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 1.451.823 1.449.378 0,2%

Otros pasivos financieros corrientes 27.983 31.856 -12,2%

Cuentas por pagar corrientes 102.323 132.509 -22,8%

Cuentas por pagar a entidades relacionadas 14.318 26.672 -46,3%

Otras provisiones, corrientes 37.424 34.938 7,1%

Pasivos por impuestos, corrientes, netos 115.910 94.898 22,1%

Provisiones por beneficios a los empleados, corrientes 8.469 10.144 -16,5%

Otros pasivos no financieros, corrientes 13.369 11.512 16,1% TOTAL PASIVO CORRIENTE 319.797 342.530 -6,6%

TOTAL PASIVO 1.771.620 1.791.908 -1,1%

TOTAL PATRIMONIO Y PASIVO 4.477.041 4.647.366 -3,7%



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Nota preventiva:

Este documento ha sido preparado por EPSA E.S.P. (la “Compañía” o “EPSA”) con información

propia y de las compañías en las cuales tiene participaciones mayoritarias, la cual no es definitiva ni

ha sido auditada. Por lo anterior la información contenida en este documento es susceptible de

modificaciones, complementos o enmiendas sin necesidad de aviso previo. Igualmente la

información presentada puede diferir de las cifras publicadas por entidades oficiales. EPSA no

asume obligación alguna de actualizar o corregir la información contenida en este documento.

La Compañía no otorga ninguna garantía, expresa o implícita, y no es responsable en relación a la

exhaustividad de la información (ni por omisión alguna ni por elementos de dicha información que

fuesen susceptibles de conducir a error). La Compañía no será responsable de ninguna

consecuencia resultante del uso de este documento.



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