IV-2011 Informe Trimestral EPSA
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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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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.
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Aportes hídricos - SIN
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Demanda energía - SIN
Demanda del SIN Variación acumulada (%)
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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.
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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Precios de la energía SIN
Bolsa 2010 Bolsa 2011 Contratos 2010 Contratos 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.
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Generación consolidada EPSA
Alto y Bajo Anchicayá Calima Prado Salvajina 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%.
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.
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Ventas de energía EPSA - CETSA
Ventas en contratos Ventas en Bolsa
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Es importante mencionar que la tendencia de la recuperación de la demanda de
energía de EPSA es positiva, presentándose las mayores variaciones respecto del
año anterior en los meses de septiembre, noviembre y diciembre, cuya variación
positiva fue del 3,8%, 2,9% y 4,5%, respectivamente.
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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Comportamiento anual demanda - Operador de Red
CETSA EPSA SIN
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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
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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 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).
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Estados financieros EPSA ESTADO DE RESULTADOS Millones de pesos colombianos
Ene - Dic 2010 Ene - Dic 2011 Variación
Generación y ventas en Bolsa 435.913 423.195 -3%
Cargo por Confiabilidad 63.628 66.077 4%
Comercialización 454.642 465.409 2%
Uso y conexión de redes 163.012 188.944 16%
Otros servicios operacionales 19.293 15.575 -19%
TOTAL INGRESOS OPERACIONALES 1.136.488 1.159.200 2%
COSTOS DE OPERACIÓN Y VENTA 620.065 671.695 8%
GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN 63.711 45.852 -28%
UTILIDAD OPERACIONAL 452.712 441.653 -2%
EBITDA 581.098 528.743 -9%
MARGEN EBITDA 51% 46% -11%
Ingresos Financieros 15.304 15.153 -1%
Ingresos por las actividades de inversión 15.123 13.868 -8%
Ingresos no operacionales 20.514 6.139 -70%
Gastos financieros (63.944) (82.500) 29%
Otros gastos no operacionales (20.208) (96.414) <-200%
Diferencia en cambio neta 9.590 1.815 -81%
TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO OPERACIONALES, NETO
(23.622) (141.939) <-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%
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 559.588 522.360 -7%
Inversiones permanentes, neto 110.676 105.617 -5%
Propiedades y equipo, neto 2.027.820 2.135.375 5%
Cargos diferidos, neto 43.166 55.124 28%
Intangibles, neto 212.698 125.489 -41%
Bienes adquiridos en leasing financiero, neto 0 29.320
Otros activos 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%
Obligaciones financieras 23.835 25.569 7%
Cuentas por pagar 221.515 249.962 13%
Impuestos, gravámenes y tasas 72.862 43.428 -40%
Obligaciones laborales 5.090 5.309 4%
Pasivos estimados y provisiones 47.648 90.009 89%
Otros pasivos 6.900 8.152 18%
TOTAL PASIVO CORRIENTE 377.850 422.429 12%
Obligaciones financieras 692.027 740.486 7%
Pasivos estimados y provisiones 73.717 76.020 3%
Pasivos diferidos 41.991 40.965 -2%
TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 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%