Informe de Resultados Financieros 3T 2018 · • El 17 de octubre TGI concluyó exitosamente la operación de manejo de deuda, ... • Durante agosto se suscribieron contratos de

Informe de Resultados Financieros

3T 2018

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YTD ACUMULADO 2017* - 2018*

Ingreso operacional (+7,2%)

USD$308,6 millones USD$330,7 millones

Utilidad Operacional (+2,9%)


EBITDA (+0,2%)


*Acumulado a septiembre 2017: 1ro de enero al 30 de septiembre de

2017 (YTD 2017). 3T 2017: 1ro de julio al 30 de septiembre de 2017.

*Acumulado a septiembre 2018: 1ro de enero al 30 de septiembre de

2018 (YTD 2018). 3T 2018: 1ro de julio al 30 de septiembre de 2018.

Desempeño Financiero

• El 4 de septiembre, en la sesión extraordinaria de la Asamblea General de Accionistas, se aprobó emitir en los términos presentados por la administración bonos con vencimiento a 2028 por USD$750 millones.

• El 28 de septiembre, S&P Global Ratings confirmó la calificación crediticia de TGI en 'BBB-', con perspectiva estable.

• El 9 de octubre, Fitch Ratings confirmó calificaciones de largo plazo en moneda extranjera y local para TGI, así como la emisión internacional de bonos senior no garantizados en 'BBB'. La Perspectiva se mantiene Estable.

• El 17 de octubre TGI concluyó exitosamente la operación de manejo de deuda, a través de la emisión de bonos internacionales por USD$750 millones, con una sobredemanda aproximada de 3,5x (USD$2,600 millones).

• La operación de manejo de deuda logró una reducción de tasa del 5,70% a 5,55% con ven-cimiento 2028.

Desempeño Operacional

• A finales de julio se dio la puesta en marcha del Cruce del Rio Magdalena, eliminando el riesgo de desabastecimiento de 84 municipios y 8 departamentos.

Desempeño Comercial

• Durante agosto se suscribieron contratos de transporte de gas natural con EPM por aproxi-madamente 15.000 Kpcd para el año 2020 y 21.400 Kpcd para los años 2021 y 2022 para la ruta Cusiana – Sebastopol.

• Se suscribió contrato con EMGESA por 2.000 Kpcd en la ruta Cusiana – Vasconia para el periodo 2020 – 2024. Los contratos están asociados al proyecto de ampliación Cusiana Fase IV que se estima entre en operación a finales de 2019 y representaran para TGI ingresos aproximados de USD$32,8 millones.

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Informe de Resultados Financieros 3T 2018

Datos operacionales y financieros destacados

Tabla N°1 - Indicadores relevantes financieros

YTD 2018 YTD 2017 Var %

Ingreso Operacional – USD$ Mm 330,7 308,6 7,2 Utilidad Operacional - USD$ Mm 193,2 187,8 2,9 EBITDA - USD$ Mm 251,7 251,2 0,2 Utilidad neta - USD$ Mm 72,8 97,1 -25,0

Calificación crediticia internacional: S&P - Sep. 28 | 18: Fitch - Oct. 9 | 18:

BBB-, estable BBB, estable

Tabla N°2 - Indicadores relevantes operacionales

3T 2018 3T 2017 Var %

Volumen transportado – Mmpcd 459,9 432,1 6,4

Capacidad contratada en firme – Mmpcd 718,7 687,0 4,6

Mercado de gas natural en Colombia

Tabla N°3 - Demanda de gas natural en Colombia Sectores

Demanda (GBTUD) Colombia Interior del País

3T 2018 3T 2017 Var % 3T 2018 3T 2017 Var % Termoeléctrico 211,6 165,2 28,1 1,4 1,2 13,2 Residencial – comercial 191,0 182,9 4,4 154,1 148,8 3,5 Industrial – refinería 421,9 449,4 -6,1 280,9 292,0 -3,8 Vehicular – GNV 58,8 64,5 -8,8 46,0 49,2 -6,5 Petroquímico 19,8 21,3 -7,4 0,6 0,6 -4,9 Otros Consumos 47,8 45,4 5,2 43,3 42,8 1,2

Total 950,9 928,7 2,4 526,3 534,6 -1,6

Para el 3T 2018, el mercado de gas natural en Colombia presentó un aumento en su demanda total del

2,4%, comparado con el mismo periodo del año 2017, como resultado principalmente de la dinámica positiva de los sectores termoeléctrico y los que integran otros consumos.

A nivel nacional el sector termoeléctrico tuvo un crecimiento del 28,1%, como consecuencia del consumo térmico en julio 2018 en la Costa y en zonas aisladas. Para la Costa el incremento de los consumos se dio en Termobarranquilla y en las zonas aisladas en Termoyopal.

La principal reducción se presentó en el sector refinería en el interior, para el mes de agosto de

2018. Este consumo viene disminuyendo desde junio de este año. Para la industria de GNVC y petroquímico se presenta una caída constante en lo corrido de 2018, res-

pondiendo a la tendencia de pérdida de competitividad en el mercado frente a los combustibles líqui-dos.

Del total de la demanda en Colombia al 3T 2018, 526 GBTUD (Giga British Thermal Unit per-Day), equi-valentes al 55%, corresponden a la demanda interna del país, es decir, al mercado atendido por TGI.



Resultados Financieros Este informe presenta las variaciones correspondientes bajo las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), de los estados financieros comparativos al cierre del 30 de septiembre de 2017 y 2018.

Ingresos

Los ingresos operacionales fueron USD$330,7 millones YTD 2018, lo que representa un aumento del 7,2% respecto al YTD 2017. El comportamiento de los ingresos obedece principalmente al incremento en cargos fijos AOM y en dólares y a la incorporación de la tarifa del delta cargo por estampilla de obras de Loop Armenia, lo cual genera un flujo de caja predecible a través de los cargos fijos de los contratos respectivos y estabilidad a futuro para ejecutar nuevos proyectos. Así mismo, la entrada en el 1T 2018 del proyecto Cusiana – Apiay – Ocoa impacta positivamente el periodo analizado, generando mayores niveles de producción y crecimiento en la generación de ingresos en función de nuevos contratos. Finalmente, no se presentaron glosas a las facturas en el periodo analizado.

Gráfico N°1 – Ingresos operacionales por moneda

Teniendo en cuenta únicamente el periodo comprendido de julio a septiembre de 2018, del total de ingresos operacionales, USD$73,8 millones (65,5%) provienen de las ventas denominadas en dólares y los USD$38,9 millones (34,5%) restantes provienen de ventas denominadas en pesos colombianos. Los ingre-sos denominados en dólares presentaron un crecimiento del 9,3% durante el tercer trimestre de 2018 en comparación con el mismo periodo del año anterior, mientras que la porción denominada en pesos co-lombianos creció un 6,9%, como consecuencia de la variación en los promedios de las tasas de cambio de los periodos comparados. Los ingresos de los últimos doce meses alcanzaron el valor de USD$435,4 millones, lo que implica un cre-cimiento del 6,4%, respecto a los UDM al cierre de septiembre de 2017.

64,9%

35,1%

65,5%

34,5%

Ingresos indexados al USD Ingresos en COP

3T 2017

3T 2018

USD$73,8

millones

USD$67,5

millones

USD$36,4

millones

USD$38,9

millones



Así mismo, respecto a los ingresos operacionales por tipo de cargo, aproximadamente el 92,3% (USD$104,1 millones) se derivaron de los cargos fijos establecidos en los contratos de transporte en “firme” entre julio y septiembre, reportando un crecimiento del 6,7% al compararlos con el mismo periodo del año anterior. Por lo tanto, únicamente el 6,4% (USD$7,2 millones) de los ingresos provienen de los contratos por cargos variables de transporte de gas natural, los cuales se ven afectados por las fluctuacio-nes en la demanda de dicho commodity. El 1,3% restante corresponde a los ingresos operacionales no regulados, clasificados como servicios complementarios.

Gráfico N°2 – Ingresos operacionales por tipo de cargos

Costo de ventas

El costo de ventas cerró en USD$122 millones, un crecimiento del 18,3% respecto al YTD 2017, resultado de un aumento en los siguientes rubros: Servicios de inspección y seguridad de la red de gasoductos, personal, reparación por cambios de revestimiento, mantenimiento por derecho de vía, estudios y proyectos, transportes y relación con comunidades, honorarios, vigilancia y gastos generales. Como consecuencia del comportamiento de los ingresos y costos de ventas, la utilidad bruta fue USD$209 millones, presentando un aumento del 1,6% respecto mismo periodo del año anterior. El margen bruto se ubicó en 63,1%. Gastos de administración y operacionales Por su parte, los gastos de administración y operacionales aumentaron 16,4% al cierre de los primeros nueve meses del año, debido principalmente al incremento de los servicios personales y de los gastos generales. Utilidad operacional La utilidad operacional YTD 2018 creció 2,9% en comparación con el mismo periodo del 2017, como con-secuencia de un mayor resultado en los ingresos operacionales (7,2%), asociado a mayores cargos fijos, menores suspensiones y una dinámica positiva en el control de los costos operativos, generando un mar-gen operacional del 58,4%.

93,4%

5,6%1,0%

92,3%

6,4%1,3%

Cargos Capacidad & AOM Cargos Variables Servicios Complementarios

3T 2017

3T 2018

USD$104,1

millones

USD$97,6

millones

USD$5,8

millones

USD$7,2

millones USD$1,1

millones

USD$1,4

millones



Resultado no operacional El resultado no operacional presenta un comportamiento favorable, dada la eliminación del impuesto al patrimonio desde el primer trimestre de 2018, el cual estuvo vigente hasta el año 2017, y a la disminución en USD$1,1 millones de la valoración de operaciones de cobertura, rubro que se excluye desde el 1T 2018. De igual forma, el gasto financiero, rubro más representativo de los no operacionales, evidencia una re-ducción del 9,9%, ubicándose en USD$57,2 millones, debido al prepago parcial de la deuda de IELAH. Otros cargos Respecto a la diferencia en cambio neta, ésta guarda correlación con el comportamiento de la tasa de cambio durante el periodo analizado y con la variación asociada con las partidas expresadas en pesos colombianos. Al comparar el cierre YTD 2017 con el YTD 2018, pasó de USD$-19,7 millones a USD$0,15 millones, una mejora del 100,8%. En cuanto al impuesto a la ganancia, pasó de USD$82,3 millones a USD$54,2 millones, una disminución del 34,2% respecto al mismo periodo del año anterior. Por su parte, el impuesto diferido pasó de USD$-62,7 a USD$11,2 millones al comparar los primeros nueve meses de 2017 con los de 2018, un incremento del 117,9%, debido a modificaciones normativas de los efectos fiscales respecto a las vidas útiles de los activos fijos y al comportamiento de la tasa de cambio. Utilidad neta Como resultado de todo lo anterior, la utilidad neta YTD 2018 cerró en USD$72,8 millones, destacando que su variación responde principalmente a un ajuste puntual en el impuesto diferido que se describió anteriormente y no guarda relación con algún hecho material o estructural de la actividad operativa y del desarrollo normal del negocio. EBITDA

Tabla N°4 – EBITDA

USD$ Miles COP$ Miles

YTD 2018 YTD 2017 YTD 2018 YTD 2017

EBITDA 251.685 251.221 726.484.521 739.040.992

Margen EBITDA 76,1% 81,5% 76,1% 81,5%

El comportamiento del EBITDA refleja la rentabilidad y la sostenibilidad de la actividad operacional y del desarrollo del negocio de TGI, cerrando YTD 2018 en USD$251,7 millones y en USD$324,4 para los últimos 12 meses. Respecto al margen EBITDA, para el periodo analizado se ubicó en 76,1%. Así mismo, los niveles históricos de EBITDA le dan a la Compañía flexibilidad y capacidad de crecimiento en término de proyectos, al estar por debajo de los límites de los covenants establecidos, tanto en el indicador Deuda Total Bruta /EBITDA, como en EBITDA/Gastos Financieros, como se mostrará más ade-lante.



Perfil de deuda

Tabla N°5 – Clasificación de rubros de deuda USD$ Miles

3T UDM 2018 3T UDM 2017 USD$ % EBITDA 324.351 325.055 -704 -0,2 Deuda Total Neta 1.113.389 1.176.987 -63.598 -5,4 Deuda Senior Bruta 800.079 863.320 -63.241 -7,3 Deuda Total Bruta 1.170.079 1.233.320 -63.241 -5,1 Gastos Financieros 77.943 84.329 -6.386 -7,6

La deuda total bruta presenta una variación del -5,1%, debido a las siguientes operaciones que se efec-tuaron desde el 1T 2018: Prepago del crédito sindicado adquirido por la fusión con IELAH por USD$44 millones (quedando un remanente de USD$40 millones) y cancelación de las operaciones de cobertura.

Tabla N°6 - Estructura de deuda

Estructura de la deuda Monto Moneda Cupón (%) Vencimiento

Senior - bonos Internacionales 750 USD$ Mm 5,70% 20-mar-2022 Inter-compañía - Subordinada 370 USD$ Mm 6,13% 21-dic-2022 Crédito Sindicado 40 USD$ Mm Libor 6M + 2,25% 29-ago-2019 Leasing – Renting 12 USD$ Mm N/A Largo Plazo

Tabla N°7 – Ratios de cobertura 3T UDM 2018 3T UDM 2017

Deuda Total Bruta / EBITDA OM: < 4,8 3,61x 3,79x EBITDA / Gastos Financieros OM: > 1,7 4,16x 3,85x

En función del cumplimiento histórico de los covenants, se dieron durante el tercer trimestre las revisiones anuales de calificación:

El 28 de septiembre, S&P Global Ratings confirmó la calificación crediticia de TGI en 'BBB-' con perspectiva estable.

El 9 de octubre, Fitch Ratings reafirmó las calificaciones de largo plazo en moneda extranjera y local para TGI, así como la emisión internacional de bonos senior no garantizados en 'BBB'. La Perspectiva se mantiene Estable.

La compañía alcanzó a septiembre de 2018 un indicador Deuda Total Bruta/EBITDA de 3,61x y de EBI-TDA/Gastos Financieros de 4,16x.

Desempeño Comercial Ventas por sector

Durante el 3T 2018, el sector distribución, el cual incluye el consumo residencial, comercial, pequeñas industrias y algunos vehiculares, continúa siendo el principal generador de ingresos para la compañía, con una participación del 64,5% dentro del total.



Gráfico N°3 - Composición sectorial ingresos

Los principales sectores atendidos por TGI tienen un consumo estable sin estacionalidad, siendo el 96% de sus contratos en firme y el 4% en Interrumpible; así mismo, los contratos en firme en promedio están bajo una pareja 90% cargos fijos y 10% variables, aproximadamente.

Gráfico N°4 - Ingresos por cliente

Al cierre del 3T 2018, los cinco principales clientes de TGI representaron aproximadamente el 80% de los ingresos operacionales totales, y los sectores más representativos el 98% de dicho rubro, resaltando que conservan patrones de consumo estables. Aproximadamente el 93% de los ingresos de TGI por servicio de transporte de gas natural, se derivaron de los cargos fijos establecidos en los contratos de transporte en firme durante el tercer trimestre de 2018, por lo tanto, sólo el 7% de los ingresos restantes de TGI se ven afectados por las fluctuaciones en la demanda de gas natural.

Estructura contractual

Tabla N°8 – Estructura de los contratos en firme

Período Nº Capacidad Contratada (Mmpcd) Vida Remanente (promedio años)

3T 2017 1.669 687 8,14

3T 2018 1.712 719 7,56

65,0%

13,0%10,2%

2,7%7,7%

1,5%

64,5%

13,2%10,3%

2,3%8,2%

1,6%

Distribuidor Refinería Térmico Comercial Vehicular Otros

3T 2017

3T 2018

31,5%

19,5%

13,5%

9,4%

5,6%

20,4%

31,1%

18,5%

14,7%

9,2%

5,1%

21,4%

Gas Natural Gases deOccidente

Ecopetrol EPM Isagen Otros

3T 2017

3T 2018



Al 3T 2018, la capacidad contratada en firme mantiene niveles similares a los presentados en el periodo anterior, reportando 719 Mmpcd, con una variación del 4,7% respecto al 3T 2017, lo anterior como resultado de la entrada en operación de nuevos proyectos. Del 3T 2017 al 3T 2018, pasaron de tenerse 1.669 contratos a 1.712, un crecimiento del 2,6%. Así mismo, finalizando el periodo analizado, la Compa-ñía tiene contratado el 93% de su capacidad disponible.

Gráfico N°5 – Vida remanente de los contratos

Desempeño Operacional La longitud total de la red de gasoductos de TGI es de aproximadamente 3.994 km, de los cuales 3.844 km son de su propiedad y están operados por TGI; los 150 km restantes, si bien están bajo su control y super-visión, son operados por el contratista, según lo establecido en el contrato de operación y mantenimiento. El sistema funciona principalmente con el gas natural proveniente de las cuencas Ballena / Chuchupa y Cusiana / Cupiagua.

Tabla N°9 - Volumen por transportador – Mmpcd

3T 2018 Part. % 3T 2017 Part. % Variación % Mmpcd

TGI 459,9 46,6 432,1 47,2 6,4 27,9

Promigas 374,6 38,0 326,0 35,6 14,9 48,7 Otros 152,3 15,4 156,8 17,1 -2,9 -4,6

Total 986,8 100 914,8 100 7,9 72

Del volumen total transportado en la red de gasoductos a nivel nacional, TGI sigue siendo el principal actor con 459,9 Mmpcd, el segundo es Promigas con 374,6 Mmpcd, las dos Compañías tienen el 84,6%, lo cual corresponde al transporte de 834,5 Mmpcd.

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

oct.

-17

ma

y.-

18

dic

.-18

jul.-1

9

feb.-

20

sep

.-20

abr.

-21

nov.-

21

jun.-

22

ene.-

23

ago.-

23

ma

r.-2

4

oct.

-24

ma

y.-

25

dic

.-25

jul.-2

6

feb.-

27

sep

.-27

abr.

-28

nov.-

28

jun.-

29

ene.-

30

ago.-

30

ma

r.-3

1

oct.

-31

ma

y.-

32

dic

.-32

jul.-3

3

feb.-

34

sep

.-34

abr.

-35

nov.-

35

jun.-

36

ene.-

37

ago.-

37

GAS NATURAL ECOPETROL EPM GASES DE OCCIDENTE ISAGEN OTROS



Mapa N°1 – Sistema nacional de transporte de gas natural

De acuerdo con lo anterior, la actual red de gasoductos a nivel nacional cuenta con 7.493 km, resaltando que TGI mantiene el liderazgo del mercado respecto al transporte de gas natural en Colombia con el 53,3% de la infraestructura existente y 46,6% del volumen total transportado. Las ampliaciones del sistema durante los últimos años y su mejoramiento operativo han contribuido al incremento de la capacidad de transporte. Finalmente, las pérdidas del sistema se mantienen por debajo del nivel máximo de 1% aceptado por la regulación llegando a 0% para al cierre del periodo analizado. Finalmente, TGI tiene una participación del 31,4% en la compañía de distribución de gas natural peruana, Contugas, el restante 68,6% es propiedad de GEB. Dicha Compañía es la adjudicataria de una concesión con el estado peruano para operar y mantener una red de transporte de 291 km de gasoductos con una capacidad de 350 Mmpcd más 1.271 km en red de distribución en el sur del Perú -Departamento de Ica-. TGI hace la supervisión técnica operacional de esta compañía.

18 km

392 km

2.556 km

333 km

3.994 km

189 km

11 km

Total 7.493 km

Fuente: Ecopetrol – Informe del Sector Gas Natural en Colombia 2017 Promigas



Tabla N°10 - Indicadores operacionales seleccionados 3T 2018 3T 2017 Var %

Capacidad total - Mmpcd 784,9 753,8 4,1

Volumen transportado - Mmpcd 459,9 432,1 6,4

Factor de uso - % 52,3 51,5 1,5 Disponibilidad - % 99,8 99,8 0

Longitud gasoductos - Km 3.994 3.957 Longitud gasoductos – Mi 2.482 2.459

Tabla N°11 - Capacidad de transporte total del sistema TGI – 3T 2018

Por Tramo - Mmpcd Capacidad Transporte

Ballena – Barrancabermeja 260,0 Mariquita – Gualanday 15,0

Boyacá – Santander 11,0

Cusiana – Porvenir 411,9

Cusiana – Apiay 64,2

Apiay – Usme 17,8

Morichal – Yopal 5,0 Sur de Bolívar N/A

Total 784,9

CAPEX

En cumplimiento con lo establecido en la Resolución CREG 107 de 2017, TGI declaró ante la CREG y la UPME el interés de ejecutar proyectos asociados al Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural susceptibles de ser ejecutados y que fueron definidos por la UPME mediante la Resolución 803 de 2017, los cuales se mencionan a continuación:

• Loop Mariquita – Gualanday • Bidireccionalidad Barrancabermeja – Ballena • Bidireccionalidad Yumbo – Mariquita

La UPME mediante la Resolución 280 de 2018 del 22 de junio de 2018, definió el proyecto Compresor Ramal Jamundí – Aguas Abajo del nodo Pradera como proyecto IPAT prioritario y susceptible de ejecutarse en primera instancia por TGI, para lo cual, se manifestó ante la CREG el interés de realizar el proyecto aportando la información respectiva.

Cusiana Fase IV Aumentar la capacidad de transporte de gas natural en 58 Mmpcd entre Cusiana y Vasconia, con una construcción de 39,6 Km de loops de 30” de diámetro.

• Ampliación de la Estación de Compresión de Gas de Puente Guillermo. • Adecuaciones de las Estaciones de Compresión de Gas de Miraflores y Vasconia.



Estatus: El 2 de agosto de 2018 se realizó la radicación del Plan de Arqueología para presentación del ICANH. A finales del mes de agosto se realizó la suscripción del contrato para la actualización de los estu-dios de impacto ambiental EIA's y los documentos de solicitud de permisos de aprovechamiento de recur-sos naturales para los proyectos de TGI.

• Capex – USD$70,7 millones • Capex ejecutado 3T 2018 – USD$6,9 millones • Ejecución – 42,2% • Entrada en operación – 17 Mmpcd 2T 2018 y 41 Mmpcd 4T 2019

Loop Armenia

Incremento de la capacidad en 8,28 Mmpcd a través de la construcción de un Loop de 37 Km aproxima-damente de 8” de diámetro, paralelo a la línea de 6” existente. Permite abastecer gas a los municipios de Caicedonia y Sevilla en el departamento del Valle del Cauca, La Tebaida, Calarcá, Montenegro, Armenia, Quimbaya, Filandia, Circasia y Salento en el departamento de Quindío. Estatus: El 12 de septiembre de 2018 se publicó la cartilla en colaboración con Montipetrol: "Descubriendo el pasado del eje cafetero", con el objetivo de divulgar los hallazgos arqueológicos encontrados en la zona de influencia del Gasoducto Loop Armenia.

• Capex – USD$19,2 millones • Capex ejecutado 3T 2018 – USD$1,2 millones • Ejecución – 99,7% • Entrada en operación – 2T 2018

Reposición de Ramales

Reposición de 4 ramales por cumplimiento de vida útil normativa de acuerdo con la resolución CREG 126 de 2016. Reposición de los siguientes ramales del Sur de Bolívar, los cuales representan 16 Km de tubería (2" de diámetro) y 12 Km de tubería (4" de diámetro):

• Ramal Yarigüíes – Puerto Wilches • Ramal Z. Industrial Cantagallo – Cantagallo • Ramal Cantagallo – San Pablo • Total, Galán – Casabe – Yondó

Estatus: El 27 de julio de 2018 se realizó la solicitud de reserva a la Agencia Nacional de Tierras sobre baldíos. Así mismo, terminó la Ingeniería de detalle.

• Capex – USD$49 millones (Reposición USD$17 millones y mantenimiento (USD$32 millones)

• Capex ejecutado 3T 2018 – USD$0,5 millones • Ejecución – 17,6% • Entrada en operación – 2T 2019

Expansión Cusiana Fase III

Aumento de la Capacidad Cusiana - Vasconia en 20 Mmpcd para atender el centro del País. Ingeniería básica, detalle, estudios ambientales, solicitud de permisos ambientales ante CAR's, procura de unidades de compresión, equipos y tubería, compensación ambiental y social, interventoría y construcción para la ampliación de las estaciones Miraflores, Puente Guillermo, Vasconia y adecuaciones Hub Vasconia.



Estatus: Se realizó la revisión del dossier administrativo y técnico por parte de la interventoría el 24 agosto de 2018.


Expansión Cusiana Apiay – Villavicencio – Ocoa

Construcción de dos nuevas estaciones de compresión de gas, la Estación Paratebueno sobre el Gasoducto Cusiana – Apiay y la Estación Villavicencio sobre el Gasoducto Apiay-Villavicencio-Ocoa. El proyecto aumentará la capacidad de transporte para atender la demanda de gas natural de remitentes que solicitaron capacidad de transporte Cusiana, Apiay y Villavicencio por 32 Mmpcd; de los 32 Mmpcd, 7.7 Mmpcd se desviaran por el gasoducto Apiay-Villavicencio-Ocoa. Estatus: Se realizó el cierre de gestión de activos con la consolidación del valor del proyecto y fueron energizadas las estaciones de Paratebueno y Villavicencio, comprobando físicamente la transferencia automática red – generador.




Anexos

Anexo 1. Estados Financieros

Tabla N°12 – Estado de Resultados

Miles COP$

YTD 2018 YTD 2017 USD$ Var % 3T 2018 3T 2017 USD$ Var % 3T 2018

Ingresos 330.742 308.577 22.165 7,2% 112.726 103.925 8.801 8,5% 954.405.245

Costo de ventas 122.181 103.256 18.925 18,3% 45.030 35.479 9.551 26,9% 351.994.313

Utilidad bruta 208.561 205.321 3.240 1,6% 67.696 68.446 -751 -1,1% 602.410.932

Margen Bruto 63,06% 66,54% 60,05% 65,86% 63,12%

Gastos administración y operacionales 21.074 18.107 2.967 16,4% 7.582 6.103 1.479 24,2% 59.608.273

Servicios personales 5.838 4.221 1.617 38,3% 1.988 1.623 365 22,5% 16.843.322

Gastos Generales 9.705 7.498 2.206 29,4% 3.524 2.773 751 27,1% 27.805.244

Impuestos 2.009 2.421 -411 -17,0% 712 1.016 -304 -30,0% 5.769.488

Depreciaciones, amortizaciones y provisiones 3.522 3.967 -445 -11,2% 1.359 691 668 96,5% 9.190.220

Otros gastos 9 861 -851 -98,9% 0 861 -861 -100,0% 27.206

Otros ingresos 5.726 1.427 4.299 301,4% 3.710 202 3.508 1734,7% 16.311.385

Utilidad operacional 193.203 187.779 5.424 2,9% 63.824 61.685 2.139 3,5% 559.086.837

Margen Operacional 58,42% 60,85% 56,62% 59,35% -2,74% 58,58%

Costos financieros 54.749 61.921 -7.172 -11,6% 18.893 20.202 -1.309 -6,5% 155.613.166

Ingresos financieros 2.121 12.128 -10.007 -82,5% 590 1.819 -1.229 -67,6% 6.054.549

Diferencia en cambio neta 151 -19.675 19.826 -100,8% 495 -7.277 7.772 -106,8% 436.026

Participación resultado de asociadas -2.437 -1.518 -919 0 0 0 -7.032.742

Utilidad antes del impuesto de renta 138.290 116.794 21.495 18,4% 46.016 36.025 9.991 27,7% 402.931.504

Impuesto a la ganancia 54.210 82.382 -28.173 -34,2% 17.902 18.276 -374 -2,0% 156.447.399

Impuesto di ferido 11.235 -62.680 73.915 -117,9% 15.613 -25.262 40.875 -161,8% 32.423.667

Utilidad neta 72.845 97.092 -24.246 -25,0% 12.501 43.012 -30.511 -70,9% 214.060.438

VariaciónMiles USD$ Variación Miles USD$



Tabla N°13 – Balance General

Millones

COP$

sep-18 sep-17 USD$ Var % YTD 2018

Activos

Activo Corriente

Efectivo y equiva lentes de efectivo 56.690 56.333 358 0,6% 168.494

Cuentas por cobrar a cl ientes y otras cuentas por cobrar 57.873 48.306 9.567 19,8% 172.010

Activos por impuestos corrientes 27.534 32.371 -4.837 -14,9% 81.836

Inventarios 8.722 9.307 -585 -6,3% 25.923

Otros activos financieros / no financieros 5.090 5.903 -813 -13,8% 15.129

Total Activo Corriente 155.910 152.221 3.690 2,4% 463.393

Activo no Corriente

Propiedades , planta y equipo 2.188.885 2.202.563 -13.678 -0,6% 6.505.759

Invers iones en asociadas y subordinadas 28.203 21.665 6.538 30,2% 83.825

Cuentas por cobrar comercia les y otras cuentas por cobrar 10.285 9.492 793 8,4% 30.570

Activos intangibles 161.513 163.157 -1.644 -1,0% 480.046

Otros activos financieros / no financieros 6.533 6.528 4 0,1% 19.417

Activo por impuestos di feridos 30.561 22.817 7.744 33,9% 90.833

Total Activo No Corriente 2.425.980 2.426.222 -243 -0,01% 7.210.449

Total Activo 2.581.890 2.578.443 3.447 0,1% 7.673.842

Pasivos

Pasivo Corriente

Cuentas por pagar a proveedores y otras cuentas por pagar 8.449 14.556 -6.107 -42,0% 25.112

Pas ivo por impuestos 59.733 61.966 -2.234 -3,6% 177.536

Beneficios a empleados 3.556 2.344 1.212 51,7% 10.570

Provis iones 11.098 12.655 -1.558 -12,3% 32.984

Otros pas ivos financieros 26.178 25.861 317 1,2% 77.806

Cuentas por pagar a partes relacionadas 54.760 8.204 46.557 567,5% 162.758

Total Pasivo Corriente 163.774 125.587 38.187 30,4% 486.765

Pasivo No Corriente

Cuentas por pagar a partes relacionadas 370.000 370.000 0 0,0% 1.099.707

Pas ivos financieros 51.500 89.408 -37.908 -42,4% 153.067

Provis iones 38.293 37.442 851 2,3% 113.813

Pas ivo por impuestos di feridos 425.860 412.923 12.936 3,1% 1.265.731

Bonos emitidos 748.580 748.214 366 0,05% 2.224.913

Otros pas ivos 0 25.698 -25.698 -100,0% 0

Total Pasivo No Corriente 1.634.232 1.683.685 -49.453 -2,9% 4.857.231

Total Pasivo 1.798.006 1.809.271 -11.266 -0,6% 5.343.996

Patrimonio

Capita l socia l 703.868 703.868 0 0,0% 1.565.487

Prima en emis ión de acciones 56.043 56.043 0 0,0% 196

Reservas 126.320 86.094 40.226 46,7% 320.276

Resultados acumulados 37.406 61.653 -24.246 -39,3% 145.104

Otras partidas de resultado integra l -139.753 -138.486 -1.267 0,9% -956.529

Ajuste acumulado por convers ión 0 0 0,0% 1.255.312

Total Patrimonio 783.884 769.171 14.713 1,9% 2.329.846

Total Pasivo y Patrimonio 2.581.890 2.578.443 3.447 0,1% 7.673.842

Miles USD$ Variación



Anexo 2. 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, incluyendo y sin limitación a aque-lla que haga referencia a la situación financiera de la Compañía, su estrategia de negocios, los planes y objetivos de la administración, corresponde a proyecciones. Las proyecciones de este informe se realizaron bajo 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 son inciertas y se puede esperar que no se materialicen. También se puede esperar que ocurran eventos o circunstancias inesperadas. Por las razones anteriormente ex-puestas, 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. Po-tenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones y estimaciones aquí contenidas ni ba-sarse en ellas para tomar decisiones de inversión. La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir actuali-zaciones o revisiones de cualquier proyección contenida en este documento. El desempeño pasado de la Compañía no puede considerarse como un patrón del desempeño futuro de la misma.

Anexo 3. Aclaraciones al informe A partir de 2015, la moneda funcional de TGI es el Dólar de Estados Unidos. Las cifras de 2016 y 2017

del estado de resultados en USD$ se convierten a COP$ con la TRM de la fecha que se contabilizan las diferentes partidas.

Solo con propósitos informativos, hemos convertido las cifras de Capex de este informe a su equiva-lente en dólares de los Estados Unidos utilizando la TRM de fin de período publicada por la Superin-tendencia Financiera de Colombia. Las tasas de cambio utilizadas en la conversión son las siguientes: • TRM al 30 de septiembre de 2017: 2.936,67. • TRM al 30 de septiembre de 2018: 2.972,18.

En las cifras presentadas se utiliza el punto (.) para separar los miles y la coma (,) 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), agre-gándole la amortización de intangibles y la depreciación de activos fijos, para dicho período.

Gerencia de Relación con el Inversionista Email - [email protected]

www.grupoenergiabogota.com/inversionistas

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Informe de Resultados Financieros 3T 2018 · • El 17 de octubre TGI concluyó exitosamente la operación de manejo de deuda, ... • Durante agosto se suscribieron contratos de