INFORME TRIMESTRAL A marzo de 2012
1. EPSA en cifras 1.1.
Resultados financieros EPSA Resultados financieros Ingresos operacionales Utilidad operacional Ebitda Margen Ebitda Utilidad neta
1.2.
Unidades COP mm COP mm COP mm % COP mm
1T2012 310.705 118.383 140.766 45,31% 61.334
Negocio de generación EPSA – CETSA Generación Unidades Energía producida Hidráulica Comercialización mayorista Venta de energía en contratos Venta de energía en Bolsa
1.3.
1T2011 289.716 120.190 141.670 48,90% 46.135
1T2011
1T2012
GWh GWh
1.170 1.170
1.299 1.299
GWh
1.404
1.566
GWh
675
591
GWh
729
976
1T2011 9,67% 97,7% 4,7 5,7 1,0 1,9
1T2012 9,75% 98,6% 4,2 5,5 1,9 3,4
Negocio de distribución: EPSA – CETSA Distribución Unidades % % Horas Veces Horas Veces
Pérdida de energía Recaudo SAIDI - EPSA SAIFI - EPSA SAIDI - CETSA SAIFI - CETSA
Comercialización minorista Venta en el mercado regulado Venta en el mercado no regulado Usuarios
Unidades
1T2011
1T2012
GWh
253
256
GWh
144
135
Número
500.530
516.622
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2. Informe del mercado eléctrico 2.1.
Comportamiento de la demanda nacional
La demanda de energía acumulada del Sistema Interconectado Nacional – SIN, durante el primer trimestre de 2012 fue de 14.472 GWh, lo que corresponde a un incremento del 4,7% con respecto al mismo período de 2011. Es importante destacar que este crecimiento estuvo influenciado por la recuperación en el consumo de energía de Cerromatoso el cual había disminuido durante 2011 debido al mantenimiento realizado en uno de sus hornos. La demanda del mercado regulado fue de 9.510 GWh, superior en un 2,5% a la del primer trimestre de 2011, mientras que la demanda del mercado no regulado creció un 9,1%, alcanzando los 4.857 GWh. Demanda energía - SIN
6.000
6% 5%
5.000
4%
GWh
4.000
3% 3.000 2% 2.000
1%
1.000
0%
Demanda del SIN
2.2.
mar-12
feb-12
ene-12
dic-11
nov-11
oct-11
sep-11
ago-11
jul-11
jun-11
may-11
abr-11
mar-11
feb-11
-1% ene-11
-
Variación acumulada (%)
Comportamiento hidrológico
Los aportes hidrológicos durante el primer trimestre de 2012 fueron de 10.421 GWh, inferiores en un 11% a los presentados en el mismo período del año anterior, cuando estaba en su momento más crítico el fenómeno de “La Niña”. Sin embargo, fueron superiores en un 34% al promedio histórico.
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Aportes hídricos - SIN 12.000 10.000 GWh
8.000 6.000 4.000 2.000
Promedio histórico
2.3.
mar-12
feb-12
ene-12
dic-11
nov-11
oct-11
sep-11
ago-11
jul-11
jun-11
may-11
abr-11
mar-11
feb-11
ene-11
-
Real
Producción de energía SIN
La energía total producida en el Sistema Interconectado Nacional – SIN, en los primeros tres meses de 2012, fue de 14.375 GWh, la cual fue suministrada en un 79% por las plantas hidroeléctricas, en un 15% por las térmicas y en un 6% por las plantas menores y de cogeneración, similar a 2011, cuando la relación fue del 77%, 17% y 6%, respectivamente. En este sentido, la generación hidroeléctrica en el sistema se incrementó en un 5%, con respecto al primer trimestre de 2011. Es importante destacar que ante las limitaciones evidenciadas en el transporte de gas natural en el área caribe durante enero, parte de la generación por restricciones presentada en esta zona en ese mes se dio con combustibles líquidos, de tal forma que se produjeron 74,59 GWh que equivalen a un 10% del total de la energía térmica producida en el SIN.
GWh
Generación por tecnologías SIN 6.000
60%
5.000
50%
4.000
40%
3.000
30%
2.000
20%
1.000
10%
Hidro.
Térmo.
Cogen.
Menores
mar-12
feb-12
ene-12
dic-11
nov-11
oct-11
sep-11
ago-11
jul-11
jun-11
may-11
abr-11
mar-11
feb-11
0% ene-11
-
Participación térmicas (%)
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2.4.
Comportamiento del precio de la energía
Las condiciones hidrológicas permitieron una importante participación de las centrales hidroeléctricas en la oferta de energía, haciendo que el precio de Bolsa promedio del primer trimestre se situara en niveles inferiores a los de 2011, debido a los precios presentados en enero y febrero que fueron inferiores a los de los mismos meses de 2011 por los altos aportes hidrológicos evidenciados. El precio promedio de la energía en Bolsa, entre enero y marzo de 2012, fue de 84,2 $/kWh, lo que significa una disminución del 9% con respecto al precio promedio del mismo período del año anterior, el cual fue de 92,5 $/kWh; mientras que el precio promedio de la energía en contratos fue de 122 $/kWh, un 4,3% superior al presentado en el primer trimestre de 2011. En marzo, el precio promedio en Bolsa se recuperó alcanzando niveles cercanos a los 120 $/kWh, el mayor desde octubre de 2010. Precios de la energía SIN 140
COP / /kWh
120 100 80 60 40 20 Ene
Feb
Mar
Bolsa 2011
Abr
May
Bolsa 2012
Jun
Jul
Ago
Contratos 2011
Sep
Oct
Nov
Dic
Contratos 2012
3. Informe de operaciones 3.1 Negocio de generación La energía generada en el primer trimestre de 2012 por las centrales de EPSA y CETSA, fue de 1.299 GWh, superior un 11% a la generada en el mismo período de 2011, debido a la alta hidrología que se presentó en el primer trimestre de este año y a la alta disponibilidad del 95,8% obtenida por el parque de generación de las dos empresas.
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Generación consolidada EPSA 600 500
GWh
400 300 200 100 0 ene-11
mar-11
may-11
Alto y Bajo Anchicayá
jul-11 Calima
sep-11 Prado
nov-11 Salvajina
ene-12
mar-12
Menores
Las ventas al mercado mayorista fueron de 1.566 GWh, superiores en volumen en un 12% respecto del mismo trimestre del año anterior, el 62,3% se comercializó en Bolsa y el 37,7% a través de contratos. Las ventas en Bolsa presentaron un incremento en volumen del 34% debido, principalmente, a la mayor producción de energía por las altas condiciones de hidrología mencionadas. Por su parte, las ventas en contratos al mercado mayorista se redujeron un 12%.
3.2 Negocio de distribución En el primer trimestre del año la demanda de energía de EPSA como operador de red, creció un 1,55% frente a igual período de 2011, principalmente por el uso de los sistemas de riego con agua proveniente de los pozos, y la normalización del
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consumo de clientes industriales que en el primer trimestre de 2011 se redujo debido a que sus plantas se vieron afectadas con las inundaciones presentadas. La gráfica siguiente permite apreciar la pendiente positiva del comportamiento de la demanda tanto para el conjunto del Sistema Integrado Nacional como para EPSA y CETSA. Comportamiento anual demanda - Operador de Red 10,0% 5,0%
4,9% 3,2%
0,0%
1,7%
-5,0% -10,0%
CETSA
EPSA
mar-12
feb-12
ene-12
dic-11
nov-11
oct-11
sep-11
ago-11
jul-11
jun-11
may-11
abr-11
mar-11
feb-11
ene-11
-15,0%
SIN
La gráfica muestra el crecimiento del mes actual comparado con el mismo mes del año anterior.
Por otra parte, las ventas de energía en la comercialización minorista fueron de 391 GWh en el período, un 1,5% inferiores a las de 2011; las ventas al mercado regulado aumentaron un 1,1%, para un total de 255,8 GWh, principalmente por el ingreso de nuevos proyectos de vivienda y un leve crecimiento de la demanda residencial e industrial; mientras que las ventas del mercado no regulado fueron de 135,4 GWh, decreciendo un 6% por efecto de reducción del consumo de clientes importantes y dado que proyectos de ampliación de algunas plantas industriales no han finalizado.
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4. Inversión y plan de expansión El plan de inversión de EPSA y CETSA para el año 2012 contiene proyectos por valor superior a $210.000 millones: En los proyectos que conforman el plan de expansión se invertirán cerca de $123.300 millones, repartidos entre la culminación de la cadena Tuluá y la continuación de la construcción de la central hidroeléctrica Cucuana. En el primer trimestre del año se invirtieron recursos superiores a $11.600 millones:
El Alto Tuluá (19,9 MW) presenta un avance de obra del 99,96% y se continúa con las pruebas de funcionamiento y eficiencia de las dos unidades de generación, como paso previo para la entrada en operación de esta central.
Por su parte, el proyecto Bajo Tuluá (19,9 MW) presenta una ejecución del 93%, se iniciaron obras de revestimiento del túnel de conducción y se encuentran en desarrollo las actividades para las labores del montaje electromecánico.
En relación con el proyecto Cucuana (55 MW), se inició el montaje de los inyectores para trabajos de ingeniería, se avanza en la construcción de los equipos principales y se dio apertura a la construcción de los túneles de conducción. Al cierre de marzo se alcanzó un avance del 19,1%.
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En los negocios de generación y distribución, y para las demás actividades desarrolladas por la empresa, las inversiones previstas suman más de $87.000 millones, destinados a la modernización y/o reposición de equipos de las plantas mayores y menores, para la construcción y modernización de subestaciones, para desarrollar los planes de arquitectura de red y continuar con la reposición de redes en el nivel de tensión 13,2 kV, para adelantar los planes de provisión de servicio, el control de pérdidas de energía, la modernización de oficinas de atención al cliente y realizar mejoras tecnológicas, para cumplir con requisitos regulatorios, incrementar la seguridad para los activos de la Empresa y avanzar con el georeferenciamiento de los activos de nivel de tensión uno. En este sentido, durante el primer trimestre del año se ejecutaron recursos superiores a $6.000 millones, resaltando los siguientes proyectos:
Los planes de arquitectura de red y provisión de servicio, principalmente en los circuitos 13,2 kV del sector Sur.
La modernización de las subestaciones Tuluá y Buga 115 kV, y diseño y construcción subestación Palmaseca 115 kV.
La construcción de la subestación San Isidro 34,5 kV.
En proyectos de control de pérdidas, se instalaron equipos de telemedida a clientes industriales y macromediciones.
La adquisición de equipos para la modernización de las centrales mayores de generación.
Se ejecutaron obras civiles en la sede comercial de Buenaventura, y se avanzó en el proyecto de desarrollo tecnológico para la optimización de caudales.
5. Resultados financieros Estado de Resultados Los ingresos operacionales de la compañía fueron de $310.705 millones durante el primer trimestre del 2012, lo que significa un incremento del 7% en comparación con el mismo período en 2011; de estos, $132.995 millones corresponden a ingresos por generación; $120.684 millones a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $52.581 millones a uso y conexión
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de redes; y $4.445 millones a otros ingresos por prestación de servicios de energía. Los ingresos obtenidos por ventas de energía eléctrica en el negocio de generación, presentaron un incremento del 1% frente al 2011. Pese a los menores precios spot presentados durante el período, que en promedio estuvieron un 15% por debajo de los registrados en 2011, los ingresos por ventas de energía en Bolsa crecieron un 13%, alcanzando un total de $78.623 millones, por el incremento en un 34% de la cantidad de energía vendida. Por su parte, los ingresos provenientes de ventas en contratos fueron inferiores en un 18%, para un total de $37.424 millones, debido fundamentalmente a la reducción del 12% en la cantidad de energía vendida. Los ingresos del cargo por confiabilidad, por su parte, permanecieron en los mismos niveles del año anterior. Así mismo, debido principalmente, a la recuperación del sector residencial por el ingreso de nuevos servicios de proyectos de vivienda y al aumento en el consumo medio, al igual que a una ligera recuperación de la demanda industrial, en el negocio de comercialización, se obtuvieron ingresos superiores en 10,5% comparados con el primer trimestre del año anterior, las ventas al mercado regulado crecieron en un 12,9% y al mercado no regulado en un 4,6%. Por otro lado, los ingresos recibidos por uso y conexión de redes alcanzaron un total de $52.581 millones, superiores en un 16,7% a los registrados en el mismo período del año anterior, principalmente por una recuperación de la demanda del operador de red, la cual se ha incrementado en 6,98 GWh con relación a igual período de 2011. En esta recuperación influyen la disminución de las lluvias y la normalización del consumo de grandes clientes industriales. Los costos y gastos de la operación fueron de $181.934 millones, superiores un 14% a los del año anterior, debido a mayores compras de energía para atender el mercado regulado propio y a mayores costos variables asociados a la mayor. El margen bruto pasó del 44,9% en marzo de 2011, al 41,4% en marzo de 2012. Los bajos precios de Bolsa presentados, respecto del mismo período de otros años, fueron compensados gracias a los excelentes niveles de disponibilidad de los activos de los negocios de generación y distribución y a las estrategias de mercado adelantadas por la Empresa, obteniendo una utilidad operacional de $118.383 millones ligeramente inferior, en un 1,5% respecto al mismo período de 2011. El Ebitda por su parte fue de $140.766 millones y el margen Ebitda del 45,3% al cierre del trimestre.
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Los ingresos financieros fueron superiores en $6.642 millones, debido principalmente a los rendimientos financieros generados por el portafolio de inversiones temporales. Por su parte, los otros ingresos no operacionales se incrementaron en $8.458 millones respecto a marzo de 2011, principalmente por los ingresos producto de la venta del proyecto Miel II al Instituto de Financiamiento Promoción y Desarrollo de Caldas - Inficaldas. La cuenta de otros gastos no operacionales presentó un incremento de $1.128 millones, debido principalmente, al aumento en el impuesto al patrimonio en el primer trimestres de 2012 frente al mismo período de 2011. De otro lado, el crecimiento de $5.371 millones en la diferencia en cambio neta, se debe a una tasa de revaluación superior del período en comparación con la obtenida en el primer trimestre de 2011 (7,75% vs 1,8%). Como resultado de lo anterior, la utilidad neta a marzo de 2012 fue de $61.334 millones, superior en $15.199 millones a la de igual período del año anterior; lo que significa un margen neto del 19,7%. Balance General Los activos totales ascendieron a $4,22 billones, de estos, $598.293 millones corresponden a activos corrientes y $3,62 billones a activos no corrientes. Dentro de los activos corrientes se destacan, deudores por $220.013 millones, que se incrementa por los dividendos decretados donde EPSA tiene inversiones y por la venta del Proyecto Miel II a Inficaldas, y disponible e inversiones temporales por $364.114 millones, las cuales aumentan en un 16% respecto del 2011, principalmente por los rendimientos obtenidos en el portafolio de tesorería y la inversión en cuentas de ahorros. En los activos no corrientes se resalta la cuenta de propiedades, planta y equipo, que permanece en $2,13 billones. Dentro del activo fijo cabe mencionar, en las construcciones en curso, la inversión en las centrales hidroeléctricas del Alto Tuluá y Bajo Tuluá por $220.427 millones, y las realizadas para la modernización en los sistemas de distribución. También se resalta dentro de estos activos no corrientes los bienes adquiridos por arrendamiento financiero para la construcción de la central hidroeléctrica Cucuana, por $33.053 millones. El intangible neto por $117.359 millones se reduce en 6,5%, debido a amortización de activos intangibles. Los pasivos totales fueron de $1,52 billones, de los cuales $669.914 millones corresponden a pasivos corrientes y $854.333 millones a pasivos no corrientes. Para mayor información, visite nuestra página Web www.epsa.com.co e ingrese al link Informes Trimestrales de la Oficina para Inversionistas, o comuníquese con nosotros a través del correo azuluaga@epsa.com.co Calle 15 No. 29B -30. Autopista Cali – Yumbo. Teléfono (572) 321 01 89 – Cali, Colombia. ara
Dentro de los pasivos corrientes, las cuentas por pagar por $453.423 millones, se incrementan 81% por los dividendos por pagar a los accionistas decretados en la Asamblea General de Accionistas realizada en marzo de 2012; los pasivos estimados y las provisiones que alcanzaron $135.260 millones se incrementaron en un 50%, principalmente por la provisión del impuesto de renta y complementarios. Los pasivos no corrientes se mantuvieron en $854.333 millones, donde se destacan $736.556 millones registrados en obligaciones financieras, las cuales se reducen en 0,5%, por el efecto positivo de la diferencia en cambio sobre pasivos en dólares. Finalmente, el patrimonio alcanzó los $2,69 billones frente a $2,87 del cierre a diciembre 2011, disminuyendo 6,2% por la distribución de utilidades a los accionistas.
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Estado de Resultados Por el período entre el 01 de enero y el 31 de marzo de 2012 Trimestre 1 2012
Trimestre 1 2011
Variación
Generación de energía eléctrica
132.995
131.762
0,9%
Comercialización minorista
120.684
109.247
10,5%
52.581
45.056
16,7%
Otros servicios operacionales
4.445
3.651
21,8%
Total ingresos operacionales
310.705
289.716
7,2%
(167.809)
(146.058)
14,9%
(14.125)
(13.536)
4,4%
Costo de ventas
(181.934)
(159.594)
14,0%
Administración
(3.469)
(3.573)
-2,9%
Depreciación y amortizaciones
(6.919)
(6.359)
8,8%
Gastos operacionales
(10.388)
(9.932)
4,6%
Utilidad operacional
118.383
120.190
-1,5%
EBITDA
140.766
141.670
-0,6%
45%
49%
Ingresos financieros
7.668
1.026
647,1%
Ingreso método de participación
3.560
4.056
-12,2%
Otros Ingresos no operacionales
Millones de pesos
Uso y conexión de redes
Costo de ventas Depreciación y amortizaciones
Margen EBITDA
11.187
2.729
309,9%
Gastos financieros
(17.554)
(17.568)
-0,1%
Otros gastos no operacionales
(27.405)
(26.276)
4,3%
Diferencia en cambio neta
7.120
1.749
307,2%
Total ingresos y gastos no operacionales, neto
(15.423)
(34.283)
-55,0%
Utilidad neta antes de provisión para impuesto sobre la renta
102.960
85.907
19,9%
(41.626)
(39.772)
4,7%
61.334
46.135
32,9%
Provisión para impuesto sobre la renta Utilidad neta
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Balance General Al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de marzo de 2012 Millones de pesos
Trimestre 1 2012 diciembre-11
Variación
Disponible
180.689
173.578
Inversiones temporales
183.424
139.355
Deudores, neto
220.013
195.522
Inventarios
9.768
7.613
Gastos pagados por anticipado
4.399
6.292
598.292
522.360
Deudores, neto
21.315
21.979
Inversiones permanentes, neto
98.063
105.617
2.135.901
2.135.375
Cargos diferidos, neto
55.673
55.124
Bienes adquiridos en leasing financiero, neto
33.053
29.320
117.359
125.489
1.158.516
1.158.144
Total activo no corriente
3.619.880
3.631.048
0% 0%
Total activo
4.218.172
4.153.408
1,6%
Obligaciones financieras
13.199
14.931
Bonos y papeles comerciales
10.338
10.638
453.423
249.657
46.514
43.733
6.739
7.247
131.411
88.071
8.290
8.152
669.914
422.429
Obligaciones financieras
136.556
140.486
Bonos y papeles comerciales
600.000
600.000
Pensiones de jubilación
76.967
76.020
Otros pasivos
40.810
40.965
854.333
857.471
0% 0%
Total pasivo
1.524.248
1.279.900
19%
Patrimonio
2.693.924
2.873.509
-6%
Total pasivo y patrimonio
4.218.172
4.153.408
2%
Total activo corriente
Propiedades, planta y equipo, neto
Intangibles, neto Valorizaciones y desvalorizaciones, neto
Cuentas por pagar Impuestos, gravámenes y tasas Obligaciones laborales y de seguridad social integral Pasivos estimados y provisiones Otros pasivos Total pasivo corriente
Total pasivo no corriente
4% 32% 13% 28% -30% 15% -3% -7% 0% 1% 13% -6%
-12% -3% 82% 6% -7% 49% 2% 59% -3% 0% 1%
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