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%.
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.
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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Demanda energía - SIN
5.200
6%
5.000
5%
4.800
4%
GWh
4.600
3%
4.400 2%
4.200
1%
4.000
Demanda del SIN
dic-11
nov-11
oct-11
sep-11
ago-11
jul-11
jun-11
abr-11
may-11
mar-11
feb-11
ene-11
dic-10
nov-10
oct-10
sep-10
jul-10
ago-10
jun-10
may-10
abr-10
-1%
feb-10
3.600
mar-10
0% ene-10
3.800
Variación acumulada (%)
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. Aportes hídricos - SIN 12.000 10.000
GWh
8.000 6.000
4.000
Promedio histórico
dic-11
nov-11
oct-11
sep-11
ago-11
jul-11
jun-11
may-11
abr-11
mar-11
feb-11
ene-11
dic-10
nov-10
oct-10
sep-10
ago-10
jul-10
jun-10
abr-10
mar-10
feb-10
ene-10
-
may-10
2.000
Real
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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. Precios de la energía SIN 250
COP / /kWh
200
150 100 50
Ene
Feb
Mar
Bolsa 2010
Abr
May
Bolsa 2011
Jun
Jul
Ago
Contratos 2010
Sep
Oct
Nov
Dic
Contratos 2011
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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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. Generación consolidada EPSA
600 500
GWh
400 300
200 100
Alto y Bajo Anchicayá
Calima
Prado
Salvajina
dic-11
nov-11
oct-11
sep-11
ago-11
jul-11
jun-11
may-11
abr-11
mar-11
feb-11
ene-11
dic-10
nov-10
oct-10
sep-10
ago-10
jul-10
jun-10
may-10
abr-10
mar-10
feb-10
ene-10
0
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%.
Ventas de energía EPSA - CETSA 2.800 2.700
2.600 GWh
2.500
2.400 2.300
2.709
2.661
2.200 2.100
2.259
2.319
2.000 a Dic 2010
Ventas en contratos
a Dic 2011
Ventas en Bolsa
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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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.
Comportamiento anual demanda - Operador de Red 10,0% 6,0% 5,0%
4,5% 3,6%
0,0% -5,0%
CETSA
EPSA
dic-11
nov-11
oct-11
sep-11
ago-11
jul-11
jun-11
may-11
abr-11
mar-11
feb-11
ene-11
dic-10
oct-10
-15,0%
nov-10
-10,0%
SIN
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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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 Generación y ventas en Bolsa Cargo por Confiabilidad Comercialización Uso y conexión de redes Otros servicios operacionales
Ene - Dic 2010
Ene - Dic 2011
Variación
435.913 63.628 454.642 163.012 19.293
423.195 66.077 465.409 188.944
-3% 4% 2% 16% -19%
1.136.488
15.575 1.159.200
620.065
671.695
8%
63.711
45.852
-28%
UTILIDAD OPERACIONAL
452.712
441.653
-2%
EBITDA MARGEN EBITDA
581.098 51%
528.743 46%
-9% -11%
Ingresos Financieros Ingresos por las actividades de inversión Ingresos no operacionales Gastos financieros Otros gastos no operacionales Diferencia en cambio neta
15.304 15.123 20.514 (63.944) (20.208) 9.590
15.153 13.868 6.139 (82.500) (96.414) 1.815
-1% -8% -70% 29% <-200% -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%
TOTAL INGRESOS OPERACIONALES COSTOS DE OPERACIÓN Y VENTA GASTOS OPERACIONALES DE ADMINISTRACIÓN
2%
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 Inversiones permanentes, neto
559.588 110.676
522.360 105.617
-7% -5%
2.027.820
2.135.375
5%
43.166
55.124
28%
212.698
125.489
-41%
0
29.320
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%
23.835
25.569
7%
221.515
249.962
13%
72.862
43.428
-40%
5.090
5.309
4%
47.648
90.009
89%
6.900
8.152
18%
377.850 692.027
422.429 740.486
12% 7%
Pasivos estimados y provisiones
73.717
76.020
3%
Pasivos diferidos
41.991
40.965
-2%
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%
Propiedades y equipo, neto Cargos diferidos, neto Intangibles, neto Bienes adquiridos en leasing financiero, neto Otros activos
Obligaciones financieras Cuentas por pagar Impuestos, gravámenes y tasas Obligaciones laborales Pasivos estimados y provisiones Otros pasivos TOTAL PASIVO CORRIENTE Obligaciones financieras
TOTAL PASIVO NO CORRIENTE
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