Informe Trimestral EPSA

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INFORME TRIMESTRAL A junio de 2012

1. Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. (en

adelante EPSA) en cifras

1.1. Resultados financieros EPSA

Resultados financieros

Unidades 1S2011 1S2012

Ingresos operacionales COP mm 573.075 573.954

Utilidad operacional COP mm 235.257 209.320

Ebitda COP mm 278.333 254.143

Margen Ebitda % 48,57% 44,28%

Utilidad neta COP mm 137.620 121.318

1.2. Negocio de generación EPSA – CETSA

Generación


Energía producida GWh 2.202 2.043

Hidráulica GWh 2.202 2.043 Comercialización mayorista GWh 2.722 2.655

Venta de energía en contratos GWh 1.344 1.177

Venta de energía en Bolsa GWh 1.378 1.478

1.3. Negocio de distribución: EPSA – CETSA

Distribución


Pérdidas de energía % 10,06% 9,67% Recaudo % 98,9% 99,6%

SAIDI – EPSA Horas 10,8 8,6

SAIFI – EPSA Veces 12,2 10,7

SAIDI – CETSA Horas 2,4 4,0

SAIFI – CETSA Veces 4,2 8,3

Comercialización minorista Unidades 1S2011 1S2012

Ventas mercado regulado GWh 508 515 Ventas mercado no regulado GWh 287 282

Usuarios Número 504.530 518.767

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

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2. Informe del mercado eléctrico

2.1. Comportamiento de la demanda nacional

La demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (en

adelante SIN) durante el segundo trimestre de 2012, fue de 14.783 GWh, lo que

corresponde a un incremento del 3,0% respecto al mismo período de 2011.

La demanda del mercado regulado fue de 9.658 GWh, superior en un 1,6% a la

del segundo trimestre de 2011, mientras que la demanda del mercado no regulado

fue de 4.892 GWh, alcanzando un 7,6% de crecimiento.

2.2. Comportamiento hidrológico

Los aportes hidrológicos durante el segundo trimestre de 2012 fueron de 20.029

GWh, inferiores en un 22% a los presentados en el mismo período del año

anterior, momento en el cual estuvo presente el fenómeno de La Niña. Sin

embargo, estos aportes en 2012 siguen siendo superiores al promedio histórico,

en un 27%.

2.3. Producción de energía SIN

La energía total producida en el sistema de abril a junio de 2012, fue de 14.783

GWh, la cual fue suministrada en un 79% por las centrales hidroeléctricas, en un

14% por las plantas térmicas y en un 7% por plantas menores y de cogeneración,

porcentajes similares a los presentados en el mismo período de 2011, cuando la

relación fue del 80%, 13% y 7% respectivamente.

- 2.000 4.000 6.000 8.000

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GW

h

Aportes hídrológicos - SIN

Promedio histórico Real



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Del total de energía generada durante el segundo trimestre, el 14% corresponde a

generación por seguridad, la cual es reconocida al costo de generación y no se

incluye en la formación de los precios de la Bolsa de Energía.

2.4. Comportamiento del precio de la energía

La condición hidrológica de transición entre el fenómeno de La Niña y las

condiciones normales de estación de invierno, permitieron mantener los niveles de

participación de las centrales hidroeléctricas dentro de la oferta en la Bolsa de

Energía, haciendo que el precio promedio en el segundo trimestre de 2012, se

situara en niveles inferiores a los de 2011, con un precio promedio en mayo de

47,0 $/kWh. Este nivel de precios no se evidenciaba desde mayo de 1999.

El precio promedio de la Bolsa de Energía entre abril y junio de 2012, fue de

64,0$/kWh, lo que significa una disminución del 3% con respecto al precio

promedio del mismo período del año anterior. El precio promedio de contratos se

ubicó en 120,9 $/kWh, un 1,0% superior al presentado durante el mismo período

de 2011.

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GW

h

Generación por tecnologías SIN

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



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3. Informe de operaciones

3.1 Negocio de generación

La energía generada en el primer semestre de 2012 por las centrales de EPSA y Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P., (en adelante CETSA), empresa en la que EPSA posee el 86,91% de participación, fue de 2.043 GWh, inferior en un 7,2% a la generada en el mismo período de 2011, como consecuencia de la finalización del fenómeno de La Niña. Es de resaltar que la producción en el primer trimestre de 2012 fue superior en un 10,7% respecto del mismo período de 2011, mientras que en el segundo trimestre, dada la transición a condiciones normales, la generación fue más baja en un 27,6%.

-

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Precios de la energía SIN

Bolsa 2011 Bolsa 2012 Contratos 2011 Contratos 2012

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GW

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Generación consolidada EPSA-CETSA

Alto y Bajo Anchicayá Calima Prado Salvajina Menores EPSA-CETSA



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Las ventas al mercado mayorista fueron de 2.655 GWh, inferiores en volumen en un 2,4% respecto del mismo semestre del año anterior, de las cuales el 55,7% se comercializó en la Bolsa de Energía y el 44,3% a través de contratos. Las ventas en Bolsa reflejaron un incremento en volumen del 7,2%, en tanto que las ventas en contratos al mercado mayorista fueron inferiores en un 12,4% por la disminución en los denominados contratos pague lo demandado, con las empresas comercializadoras de energía causado por el fenómeno de La Niña.

3.2 Negocio de distribución

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

de red, creció un 2,17% frente al segundo trimestre de 2011, debido al incremento

en el consumo de los clientes residenciales; al mayor consumo de los clientes de

riego; y a la normalización del consumo de clientes industriales, lo que en el

mismo periodo de 2011 se redujo, debido a que sus plantas de producción se

vieron afectadas con las inundaciones presentadas en la región.

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

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

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

1.344 1.177

1.378 1.478

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a jun-11 a jun-12

GW

h

Ventas de energía mercado mayorista

Ventas en contratos Ventas en Bolsa



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Las ventas de energía al detal fueron de 797,4 GWh en el período enero – junio de

2012, un 0,2% superiores a las del mismo período de 2011; las ventas al mercado

regulado aumentaron un 1,4%, para un total de 515,5 GWh, generado por los

nuevos proyectos de vivienda y un leve crecimiento de la demanda residencial e

industrial; mientras que las ventas del mercado no regulado fueron de 281,9 GWh,

decreciendo un 1,8%, como consecuencia de la disminución en el consumo de

energía por parte de algunos clientes.

-15,0%

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Comportamiento anual demanda - Operador de Red

CETSA EPSA SIN

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GW

h

Ventas de energía mercado minorista

Mercado Regulado Mercado No Regulado



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4. Inversión y plan de expansión

A junio de 2012, se han ejecutado inversiones en EPSA y CETSA por más de

$54.000 millones, de los cuales $30.000 millones corresponden a los siguientes

proyectos de expansión en generación de energía:

El Alto Tuluá (19,9 MW) finalizó su etapa de construcción y entró en

operación comercial el 25 de mayo del presente año. A la fecha ha

generado 18,9 GWh y se encuentran en curso obras de inversión socio

ambiental.

Por su parte, el proyecto Bajo Tuluá (19,9 MW) presenta un avance de obra

del 94,2%. A la fecha se están realizando obras de revestimiento del túnel

de conducción y las actividades para el montaje electromecánico.

En relación con el proyecto Cucuana (55 MW), éste presenta un avance del

23,1%, donde los equipos principales ya fueron fabricados y se continúa

con la excavación de los túneles de conducción.

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

inversiones por más de $8.000 millones, resaltando los siguientes proyectos:

Arquitectura de red y provisión de servicio, principalmente en los circuitos de 13,2 kV.

Diseño de líneas, montajes y permisos medio ambientales de las subestaciones Alférez I y II, Palmaseca y Bahía de 115 kV.

Construcción de la subestación San Isidro de 34,5 kV, la cual se espera energizar a finales de julio.

Finalmente, con respecto a las inversiones que garantizan la continuidad y

sostenibilidad de los negocios, se ha alcanzado una ejecución que asciende a más

de $16.000 millones. Dicho monto se ve reflejado en los siguientes proyectos:

Adquisición y reposición de equipos, así como ejecución de obras civiles,

para el mantenimiento y reparación de plantas de generación.

Desarrollo de los planes de reposición y normalización de redes en 13,2 kV,

gestión de planes ambientales en subestaciones a 115 kV y 34,5 kV e

instalación y compra de equipos destinados al control de pérdidas.



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Proyectos de innovación, modernización tecnológica y obras en las sedes

Buenaventura, Palmira y Yumbo.

5. Resultados financieros

Estado de Resultados

Los ingresos operacionales de la compañía fueron de $573.954 millones durante

el primer semestre de 2012, lo que significa un incremento del 0,2% en

comparación con el mismo período de 2011; de estos, $224.093 millones

corresponden a ingresos por generación; $244.878 millones a comercialización de

energía eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $95.888 millones a uso y

conexión de redes; y $9.095 millones a otros ingresos por prestación de servicios

de energía.

Los ingresos obtenidos por ventas de energía eléctrica en el negocio de

generación, presentaron una reducción del 7,89% frente al mismo periodo del año

2011, debido al menor despacho de los denominados contratos pague lo

demandado con las empresas comercializadoras de energía y a la baja en el

precio promedio de venta en la Bolsa de Energía. Los ingresos por ventas de

energía en Bolsa crecieron un 0,2%, alcanzando un total de $120.061 millones

debido a un incremento del 7,2% en la cantidad de energía vendida. Por su parte,

los ingresos provenientes de ventas en contratos fueron inferiores en un 16,8%, a

los presentados para igual periodo de 2011, para un total de $73.392 millones,

producto de la reducción del 12,4% en el volumen de energía transada. Por otro

lado, los ingresos del cargo por confiabilidad se redujeron un 13%, como

consecuencia de la disminución en la tarifa media del 13,8%, por el

comportamiento de la tasa de cambio.

En el negocio de comercialización se obtuvieron ingresos superiores en un 7,6%

comparados con los del primer semestre del año anterior, ocasionados por la

entrada en servicio de nuevos proyectos de vivienda y al aumento en el consumo

medio del sector residencial, al igual que a una ligera recuperación de la demanda

industrial. Las ventas al mercado regulado crecieron en un 10,7%, en tanto que al

mercado no regulado se mantuvieron en los mismos niveles del año anterior.

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

total de $89.266 millones, superiores en un 1,3% a los registrados en el mismo



9



período del año anterior, generada por una recuperación de la demanda del

operador de red, la cual se ha incrementado en 20,1 GWh con relación a igual

período de 2011. En esta recuperación influyen la disminución de las lluvias que

ocasiona un mayor consumo de riego y drenaje, y la normalización del consumo

de grandes clientes industriales.

Los costos de ventas fueron de $343.047 millones, superiores en un 7,8% a los

del año anterior, debido a mayores compras de energía en el mercado mayorista y

mayores costos fijos derivados de la operación y ocasionados por la temporada

invernal.

Debido a la muy buena disponibilidad de las plantas de generación que fue del

96,1%, a la excelente operación de las líneas de distribución, a los bajos precios

de la Bolsa de Energía respecto del mismo período de otros años, a las menores

ventas en contratos, y a los mayores costos fijos y variables, asociados a la

operación del sistema, EPSA tuvo una utilidad operacional de $209.320 millones,

que si bien es inferior a periodos pasados, es muy competitiva teniendo en cuenta

las atípicas condiciones presentadas. El Ebitda por su parte fue de $254.143

millones y el margen Ebitda del 44,2% al cierre del semestre.

Los ingresos financieros fueron superiores en $5.644 millones, debido a los

rendimientos financieros generados por el portafolio de inversiones temporales.

Por su parte, los otros ingresos no operacionales se incrementaron en $6.410

millones respecto a junio de 2011, por los ingresos de la venta de las acciones,

derechos y estudios del proyecto Miel II, al Instituto de Financiamiento, Promoción

y Desarrollo de Caldas - Inficaldas.

La cuenta de gastos financieros presentó una reducción de $8.418 millones,

debido al cambio en la política de provisión de intereses asociados a

contingencias civiles.

Como resultado de lo anterior se obtuvo una utilidad neta a junio de 2012 de

$121.318 millones, inferior a la obtenida en el primer semestre de 2011, dado que

ésta se vio favorecida por la aplicación del beneficio tributario por la construcción

la central hidroeléctrica Cucuana. El margen neto fue del 21,1%.

Balance General

Los activos totales ascendieron a $4,16 billones, de estos, $526.363 millones

corresponden a activos corrientes y $3,63 billones a activos no corrientes.



10



Dentro de los activos corrientes se destacan deudores por $263.413 millones, que

se incrementaron debido al anticipo del impuesto de renta de $79.644 millones; el

disponible que se redujo en un 57,42% por la utilización de los recursos en

inversiones a corto plazo y al pago de dividendos, intereses de bonos y

obligaciones fiscales; y las inversiones temporales por $175.707 millones, las

cuales aumentaron en un 26,1% respecto del 2011, como consecuencia de los

rendimientos obtenidos en el portafolio de tesorería y la inversión en cuentas de

ahorros.

En los activos no corrientes la cuenta de propiedades, planta y equipo,

permaneció en $2,15 billones. Dentro del activo fijo cabe mencionar, en las

construcciones en curso, la inversión en las centrales hidroeléctricas del Alto Tuluá

y Bajo Tuluá, y las realizadas para la modernización en los sistemas de

distribución. Dentro de estos activos no corrientes, los bienes adquiridos para la

construcción de la central hidroeléctrica Cucuana, por $42.280 millones. El

intangible neto por $110.268 millones se redujo en un 12,1%, debido a la

amortización de estos activos.

Los pasivos totales fueron de $1,41 billones, de los cuales $544.221 millones

corresponden a pasivos corrientes y $864.457 millones a pasivos no corrientes.

Dentro de los pasivos corrientes, las cuentas por pagar por $330.713 millones, se

incrementaron un 32,5% producto de los dividendos por pagar a los accionistas de

acuerdo con lo decretado por la Asamblea General de Accionistas realizada en

marzo de 2012; los pasivos estimados y las provisiones que alcanzaron $159.263

millones se incrementaron en un 81%, por la provisión del impuesto de renta y

complementarios. Los pasivos no corrientes se mantuvieron en $864.457 millones,

donde se destacan $746.067 millones registrados en obligaciones financieras, las

cuales se aumentan en un 4% por las obligaciones contraídas para la construcción

de la central hidroeléctrica Cucuana.

Finalmente, el patrimonio alcanzó los $2,75 billones frente a $2,87 del cierre a

diciembre de 2011, disminuyendo en un 4,2% por la distribución de utilidades a los

accionistas.



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Estado de Resultados Por el período entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2012

Millones de pesos 1S2012 1S2011 Variación

Generación de energía eléctrica 224.093 243.212 -7,9%

Comercialización minorista 244.878 227.628 7,6%

Uso y conexión de redes 95.888 94.661 1,3%

Otros servicios operacionales 9.095 7.574 20,1%

TOTAL INGRESOS OPERACIONALES 573.954 573.075 0,2%

Costo de ventas (303.176) (280.530) 8,1%

Depreciación y amortizaciones (39.871) (37.666) 5,9%

COSTO DE VENTAS (343.047) (318.196) 7,8%

Administración (16.635) (14.212) 17,0%

Depreciación y amortizaciones (4.952) (5.410) -8,5%

GASTOS OPERACIONALES (21.587) (19.622) 10,0%

UTILIDAD OPERACIONAL 209.320 235.257 -11,0%

EBITDA 254.143 278.333 -8,7% MARGEN EBITDA 44% 49%

Ingresos financieros 12.675 7.011 80,8%

Ingreso método de participación 7.135 6.408 11,3%

Otros Ingresos no operacionales 12.696 6.280 102,2%

Gastos financieros (32.593) (41.011) -20,5%

Otros gastos no operacionales (28.779) (28.073) 2,5%

Diferencia en cambio neta 7.532 9.083 -17,1%

TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO OPERACIONALES, NETO (21.335) (40.302) -47,1%

UTILIDAD NETA ANTES DE PROVISIÓN PARA IMPUESTO SOBRE LA RENTA 187.985 194.955 -3,6%

Provisión para impuesto sobre la renta (66.667) (57.335) 16,3% UTILIDAD NETA 121.318 137.620 -11,8%



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Balance General Al 31 de diciembre de 2011 y al 30 de junio de 2012

Millones de pesos Junio - 12 Diciembre - 11 Variación

Disponible 73.913 173.578 -57%

Inversiones temporales 175.707 139.355 26%

Deudores, neto 263.413 195.522 35%

Inventarios 10.665 7.613 40%

Gastos pagados por anticipado 2.665 6.292 -58% TOTAL ACTIVO CORRIENTE 526.363 522.360 1%

Deudores, neto 20.253 21.979 -8%

Inversiones permanentes, neto 101.164 105.617 -4%

Propiedades, planta y equipo, neto 2.147.447 2.135.375 1%

Cargos diferidos, neto 55.823 55.124 1%

Bienes adquiridos en leasing financiero, neto 42.280 29.320 44%

Intangibles, neto 110.268 125.489 -12%

Valorizaciones y desvalorizaciones, neto 1.156.984 1.158.144 0% TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 3.634.219 3.631.048 0%

TOTAL ACTIVO 4.160.582 4.153.408 0,2%

Obligaciones financieras 12.335 14.931 -17%

Bonos y papeles comerciales 10.211 10.638 -4%

Cuentas por pagar 330.713 249.657 32%

Impuestos, gravámenes y tasas 17.613 43.733 -60%

Obligaciones laborales y de seguridad social integral

6.532 7.247 -10%

Pasivos estimados y provisiones 159.263 88.071 81%

Otros pasivos 7.554 8.152 -7% TOTAL PASIVO CORRIENTE 544.221 422.429 29%

Obligaciones financieras 146.067 140.486 4%

Bonos y papeles comerciales 600.000 600.000 0%

Pensiones de jubilación 77.734 76.020 2%

Otros pasivos 40.656 40.965 -1% TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 864.457 857.471 1%

TOTAL PASIVO 1.408.678 1.279.900 10%

PATRIMONIO 2.751.903 2.873.509 -4%

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 4.160.582 4.153.408 0%



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