INFORME TRIMESTRAL A septiembre de 2011
Al cierre de septiembre, EPSA registró ingresos operacionales por $856.600 millones
El Ebitda fue de $403.187 millones, equivalente a un margen Ebitda del 47%, y la utilidad neta ascendió a $185.323 millones. La generación de EPSA se incrementó en un 37% con respecto a septiembre de 2010 para un total de 3.007 GWh, lo que representa un 7% de la demanda nacional.
La calificadora Fitch Ratings ratificó la calificación AAA y F1+ del programa de emisión y colocación de papeles comerciales y bonos ordinarios de EPSA.
Los ingresos operacionales de Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P., EPSA, fueron de $856.600 millones durante lo corrido de 2011; de estos, $359.308 millones corresponden a ingresos por generación; $347.177 millones, a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $138.582 millones, a uso y conexión de redes, y $11.533 millones a otros servicios. Por su parte, el Ebitda ascendió a $403.187 millones, para un margen del 47%, mientras que la utilidad neta fue de $185.323 millones. EPSA, junto con la Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P., Cetsa, generó 3.007 GWh durante los primeros nueve meses del año, un 37% más que en el mismo período de 2010, equivalentes a un 7% de la demanda nacional. En cuanto al negocio de distribución, las ventas consolidadas de energía en la comercialización minorista fueron de 1.204 GWh durante lo corrido del año, de los cuales 770,7 GWh fueron entregados al mercado regulado y 433,1 GWh al mercado no regulado, con un nivel de pérdidas del 10% y un recaudo del 99,2%. Plan de expansión EPSA continuó avanzando en la ejecución de su plan de expansión en el negocio de generación, compuesto por tres centrales hidroeléctricas (Alto Tuluá, Bajo Tuluá y Cucuana) que representan un total de 95 MW y que permitirán incrementar su capacidad instalada en un 9%. La construcción de la cadena Tuluá, que aporta 40 MW, alcanzó al cierre de septiembre un avance de obra del 97% para el Alto Tuluá y del 83% para el Bajo Tuluá. Por su parte, el proyecto Cucuana, de 55 MW, presentó una ejecución del 13,12%.
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Por su parte, 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 continúa adelantando los planes de modernización, reposición y ampliación de redes y subestaciones. La subestación Jamundí de 2 x 25 MVA y que atiende las necesidades de la zona sur del Valle del Cauca, entró su primera fase en servicio en agosto y quedará totalmente concluida en noviembre. 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 en noviembre de 2011 y febrero de 2012, respectivamente. Finalmente, la compañía continúa avanzando en los trabajos de modernización de las subestaciones Buga y Tuluá, los trabajos de arquitectura de red en niveles 34,5 kV y 13,2 kV, además de los estudios de impacto ambiental y el diseño de la línea Calima – Buenaventura a 115 kV. Calificación crediticia Fitch Ratings renovó la calificación AAA y F1+ al programa de emisión y colocación de papeles comerciales y bonos ordinarios de EPSA. Resaltando los siguientes aspectos: la estrategia de inversión enfocada en mantener la competitividad, la consistente generación de efectivo y amplio acceso a crédito y las sólidas métricas crediticias de la Empresa. -
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Informe del mercado eléctrico Comportamiento de la demanda nacional La demanda de energía del SIN acumulada a septiembre fue de 42.582 GWh, lo que corresponde a un incremento del 1,4% con respecto al mismo período de 2010. La demanda del mercado regulado fue de 28.563 GWh, la cual creció un 0,9% durante el trimestre, mientras que la demanda del mercado no regulado creció un 2,2%. Es importante destacar que la demanda de energía proveniente de la explotación de minas y canteras se vio afectada principalmenre por actividades de mantenimiento realizadas en Cerromatoso, presentando una disminución del 9%. 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
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
-1% mar-10
3.600 feb-10
0% ene-10
3.800
Variación acumulada (%)
Comportamiento hidrológico Las condiciones hidrológicas presentadas durante el 2011 han estado influenciadas por el fenómeno de La Niña que se registró durante el primer semestre, al igual que las prolongadas condiciones de lluvia evidenciadas en los siguientes meses. Los aportes hídricos en este período fueron de 52.448 GWh, superiores en un 54% a los del mismo período del año pasado, cuando estuvo presente el fenómeno de El Niño. En abril se alcanzó el nivel máximo de aportes mensuales, cuando se ubicaron 139% por encima de los niveles históricos; por su parte en septiembre, se ubicaron un 4% por debajo.
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Aportes hídricos - SIN 12.000 10.000 GWh
8.000 6.000 4.000 2.000
Promedio histórico
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
-
Real
Comportamiento del precio de la energía Las condiciones hidrológicas evidenciadas durante lo corrido del año permitieron una mayor participación de las centrales hidroeléctricas en la oferta de energía, haciendo que el precio de Bolsa se situara en niveles inferiores a los del 2010, cuando las plantas térmicas produjeron una importante cantidad de la energía del SIN. El precio promedio de Bolsa hasta septiembre de 2011 fue de 79,2 $/kWh, lo que significa una disminución del 44% con respecto al precio promedio del mismo período del año anterior, el cual fue de 141 $/kWh. El precio promedio de contratos, por su parte, se ubicó en 118 $/kWh, un 7% superior al presentado durante el mismo período de 2010. Precios de la energía SIN
250
COP / /kWh
200 150 100 50 Ene
Feb
Bolsa 2010
Mar
Abr
May
Jun
Bolsa 2011
Jul
Contratos 2010
4
Ago
Sep
Oct
Contratos 2011
Nov
Dic
Producción de energía SIN La energía total producida en el sistema a septiembre fue de 43.577 GWh, la cual fue suministrada en un 78% por las plantas hidroeléctricas, en un 16% por las térmicas y en un 6% por las plantas menores y de cogeneración, a diferencia del 2010, cuando la relación fue del 64%, 30% y 6%, respectivamente. En este mismo sentido, el cambio de las condiciones hidrológicas del fenómeno de El Niño al fenómeno de La Niña permitieron que la generación hidráulica del sistema se incrementara en un 25% de un año al otro.
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
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
0% ene-10
-
Participación térmicas (%)
Informe de operaciones Negocio de generación
La energía hidráulica generada en el tercer trimestre de 2011 por las plantas de EPSA y CETSA fue de 813 GWh, inferior en un 7% a la generada en el mismo período de 2010, debido a las condiciones hidrológicas presentadas en el período.
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Generación consolidada EPSA
600 500
GWh
400 300 200 100
Alto y Bajo Anchicayá
Calima
Prado
Salvajina
Sep-11
Ago-11
Jul-11
Jun-11
May-11
Abr-11
Feb-11
Mar-11
Ene-11
Dic-10
Nov-10
Oct-10
Sep-10
Ago-10
Jul-10
Jun-10
May-10
Abr-10
Feb-10
Ene-10
Mar-10
0
Menores
En el período enero – septiembre de 2011 se presenta una generación de 3.007 GWh, un 37% superior a la del mismo período de 2010. En comercialización mayorista se vendieron un total de 4.053 GWh durante el período, de estos, el 49% fue vendido en contratos, y el 51% en Bolsa. Las ventas en Bolsa presentaron un incremento del 33%, debido, principalmente, a la mayor producción de energía obtenida durante este período. Por su parte, las ventas en contratos se incrementaron en un 18%. En el período enero - septiembre, la tarifa media de venta en el mercado spot ha sido inferior en $72 /kWh en 2011 respecto de 2010.
Ventas de energía Grupo EPSA 2.500
GWh
2.000
1.500 1.000 500
1.703
2.002
2051
1543
0
a Sept 2010
a Sept 2011
Ventas en contratos
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Ventas en Bolsa
Negocio de distribución En el tercer trimestre del año, la demanda de energía de EPSA, como operador de red, se mantuvo estable con respecto al comportamiento del mismo período de 2010; sin embargo, la variación de la demanda acumulada a septiembre 2011 es negativa en un 3,8%, lo cual se explica principalmente por los efectos de los fenómenos de El Niño durante 2010 y La Niña durante el primer semestre de 2011. Como consecuencia se ha presentado un menor uso de los sistemas de riego y drenaje y una disminución en las actividades operativas de algunas industrias que se vieron afectadas por los efectos del intenso invierno y menor consumo en el sector residencial por menor uso de electrodomésticos y sistemas de refrigeración.
Comportamiento anual demanda - Operador de Red 3,8%
CETSA
EPSA
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
2,2%
jul-10
6,0% 4,0% 2,0% 0,0% -2,0% -4,0% -6,0% -8,0% -10,0% -12,0% -14,0% -16,0%
SIN
Por otra parte, las ventas de energía en la comercialización minorista fueron de 1.204 GWh durante lo corrido del año, un 0,8% inferiores al mismo período del año pasado. Las ventas al mercado regulado disminuyeron un 1,8%, para un total de 770,7 GWh, mientras que las del mercado no regulado fueron de 433,1 GWh, incrementando un 1,1%. La tarifa media de venta para el mercado regulado durante 2011 ha sido prácticamente igual a la observada durante el mismo período de 2010, para el mercado no regulado ha sido un 6,2% más alta.
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Mercado Regulado
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
GWh
Ventas de energía
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Mercado No Regulado
Plan de expansión En el plan de expansión en generación se invirtieron recursos, en el trimestre julio septiembre, por $5.407 millones. •
Alto Tuluá (19,9 MW), que está previsto para entrar en operación a principios de 2012, alcanzó al cierre de septiembre un avance de obra del 96,9%. La casa de máquinas y la tubería de carga presentaron una ejecución del 100% y 96%, respectivamente.
•
Por su parte, el proyecto Bajo Tuluá (19,9 MW) presentó una ejecución del 83,3% y la excavación del túnel de conducción alcanzó un 86,7%; mientras que la instalación de la tubería de carga obtuvo un 75% de ejecución. De acuerdo con el cronograma del proyecto, esta central entrará en operación en el segundo semestre de 2012.
•
En relación con el proyecto Cucuana (55 MW), programado para empezar a operar en 2014, se logró una ejecución del 13,12%. Durante el trimestre se alcanzó un 25% de la adquisición y fabricación de los equipos electromecánicos y se rehabilitó la vía Rovira a Roncesvalles.
•
A pesar de que el proyecto Miel II no se va a realizar en el corto plazo EPSA continúa evaluando su portafolio de proyectos de expansión con el fin de identificar alternativas que le permitan continuar creciendo con rentabilidad.
Las inversiones del tercer trimestre realizadas en el negocio de distribución fueron de $8.285 millones, básicamente en proyectos para operar y mantener la red, principalmente en 34,5 – 13,2 kV, proyectos de construcción y modernización de
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subestaciones de 115 kV, y equipos y materiales para alquiler por nuevos suministros. •
La construcción de la Subestación Jamundí lleva una ejecución del 98%, la primera fase (transformador 115/34,5 kV y circuitos asociados) está en servicio desde agosto. Actualmente se están realizando pruebas al transformador 115/13,2 kV de 25 MVA, la obra quedará totalmente concluida la segunda semana de noviembre.
•
La Subestación Palmaseca lleva un 90% en la gestión de trámites legales y técnicos, se dispone de la licencia de construcción, permisos del INCO, diseños aprobados de la subestación y línea de 115 kV; se encuentra pendiente la expedición de la licencia ambiental, que deberá ser expedida a más tardar la segunda semana de noviembre. Una vez recibida la licencia ambiental se iniciará la construcción de la obra.
•
La modernización de las subestaciones Tuluá y Buga 115 kV se encuentra en un avance del 50% y 30%, respectivamente. Estas obras deben entrar en servicio afínales de 2011 y principios de 2012.
•
Igualmente avanzan los planes de arquitectura de red a 34,5 kV y 13,2 kV para las estructuras planificadas para el presente año.
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Resultados financieros Estado de Resultados Los ingresos operacionales de la compañía fueron de $856.600 millones durante lo corrido del 2011, lo que significa un incremento del 1% en comparación con 2010; de estos, $359.308 millones corresponden a ingresos por generación; $347.177 millones a comercialización de energía eléctrica en el mercado regulado y no regulado; $138.582 millones, a uso y conexión de redes, y $11.533 millones a otros servicios. Los ingresos obtenidos por ventas de energía en el negocio de generación presentaron una disminución del 3%, frente al 2010. Estos estuvieron influenciados por los menores precios spot presentados durante el período, los cuales hicieron que los ingresos por ventas de energía en Bolsa descendieran un 38%, alcanzando un total de $174.249 millones, a pesar del incremento en la cantidad de energía vendida. Por su parte, los ingresos provenientes de ventas en contratos se incrementaron en un 211%, para un total de $135.895 millones, debido a mayores compromisos asumidos en contratos con otros comercializadores; en 2010 el generador EPSA atendió el 100% de la demanda de energía del comercializador, y en el presente período atiende el 60% de la misma. En cuanto al negocio de comercialización, se obtuvieron ingresos inferiores en un 0.5% comparados con lo corrido del año anterior, producto principalmente de las menores ventas al mercado regulado, por la disminución de la demanda ocasionada por los efectos del fenómeno de La Niña. Por otro lado, los ingresos recibidos por uso y conexión de redes alcanzaron un total de $138.582 millones, superiores en un 19% a los registrados en el mismo período del año anterior, principalmente, por la modificación regulatoria realizada para ajustar las tarifas por la transición a las Áreas de Distribución (ADD). Los costos y gastos de la operación, fueron de $488.840 millones, superiores en un 13% a los del año anterior, debido a mayores compras de energía para atender el mercado regulado y compras a cogeneradores por $57.495 millones. El Margen Bruto pasó del 49% en septiembre de 2010 al 43%. Los gastos operacionales de administración son un 44% más bajo en comparación al mismo período de 2010, principalmente, por la reclasificación de algunos gastos a costos de ventas, por $12.894 millones, y por algunas provisiones de cartera y de contingencias que se tenían en 2010, por $6.292 millones. 10
Por su parte, la Utilidad Operacional fue de $338.520 millones, inferior en 7% respecto al mismo período de 2010. Los efectos explicados, igualmente impactan los resultados del EBITDA, inferior respecto a 2010 en un 9%, y del Margen EBITDA, que pasa del 52% al 47% a septiembre de 2011. Los ingresos financieros son inferiores en $544 millones, debido principalmente a los rendimientos financieros generados por el portafolio de inversiones temporales. Por su parte, los gastos financieros se incrementaron en $12.428 millones, un 26% respecto a septiembre de 2010, principalmente por los intereses de los bonos que en 2010 se causaron a partir de mayo, y en el presente año, durante todo el periodo. La cuenta de otros gastos no operacionales presenta un incremento de $21.900 millones, explicado principalmente, por la causación de la totalidad del impuesto al patrimonio que se pagará en 2011, a septiembre el mayor valor es de $14.048 millones. Adicionalmente se incluyen $4.877 millones que corresponden a la ejecución de la garantía bancaria que respaldaba el cargo por confiabilidad del proyecto Miel II y el excedente se explica por los mayores pagos por concepto del impuesto a las transacciones financieras. Como resultado de lo anterior, la utilidad neta a septiembre de 2011 fue de $185.323 millones, lo que significa un margen neto del 21.6%.
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ESTADO DE RESULTADOS Por el período entre el 01 de enero y el 30 de septiembre de 2011 En millones de pesos
Acumulado a septiembre Var 2011 Vs 2010 2011 2010
INGRESOS OPERACIONALES Generación
370.615
359.308
-3%
279.221
174.249
-38%
Ventas de energía en contratos
43.749
135.895
>200%
Ingresos cargo por confiabilidad
47.645
49.164
3%
348.869
347.177
0%
255.111
246.483
-3%
93.758
100.694
7%
129.120
150.115
16%
116.620
138.582
19%
12.499
11.533
-8%
848.604
856.600
1%
Compras de Energía
(177.470)
(234.965)
32%
Costos de Producción
(159.860)
(190.368)
19%
(96.812)
(63.507)
-34%
(434.142)
(488.840)
13%
MARGEN BRUTO
414.462
367.759
-11%
Gastos operacionales de administración
(51.857)
(29.229)
-44%
UTILIDAD OPERACIONAL
362.605
338.530
-7%
EBITDA
442.735
403.187
-9%
52%
47%
-10%
Ingresos Financieros
12.653
12.109
-4%
Ingresos Actividades de Inversión
11.995
11.348
-5%
Ingresos No Operacionales
18.018
1.796
-90%
Gastos Financieros
(47.538)
(59.966)
26%
Otros Gastos No Operacionales
(14.742)
(36.653)
149%
16.001
3.109
-81%
(3.614)
(68.258)
<-200%
358.991
270.273
-25%
(115.148)
(84.950)
-26%
243.843
185.323
-24%
Generación y ventas en bolsa
Comercialización
Mercado regulado Mercado no regulado Otros servicios de Energía
Uso y Conexión de Redes Ingresos Otros Servicios Operacionales INGRESOS OPERACIONALES
Otros Costos Bienes y Servicios COSTOS DE OPERACION Y VENTAS
MARGEN EBITDA
Diferencia en Cambio Neta OTROS INGRESOS Y GASTOS NETO UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS IMPUESTO DE RENTA UTILIDAD NETA
Para efectos de presentación de los Estados Financieros a junio 30 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 Al 31 de diciembre de 2010 y al 30 de septiembre de 2011 diciembre 2010
septiembre 2011
5.300 344.455 200.758 8.600 475 559.588
95.371 145.845 283.004 11.427 8.180 543.827
>200% -58% 41% 33% >200% -3%
110.676 1.398 2.027.820 43.166
105.498 23.147 2.090.351 43.314
-5% >200% 3% 0%
212.698 1.159.257 3.555.015 4.114.603
205.429 1.158.286 3.626.025 4.169.852
-3% 0% 2% 1%
14.515 9.321 76.277 145.094 72.862 5.090 47.648 143 6.900 377.849
14.960 10.060 85.556 145.712 3.875 1.270 185.592 169 9.615 456.808
3% 8% 12% 0% -95% -75% >200% 18% 39% 21%
92.027 600.000 73.717 41.991 807.735 1.185.585
127.868 600.000 74.480 41.528 843.876 1.300.684
39% 0% 1% -1% 4% 10%
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO
1.128.166 0,17 327.184 1.417 289.004 1.182.954 293 2.929.018 4.114.603
1.128.166 0,17 373.497 1.417 185.323 1.180.472 293 2.869.168 4.169.852
0% 1% 14% 0% -36% 0% 0% -2% 1%
Valor intrinseco (Valor en Pesos)
8.448,25 8.275,62
Activo Activo Corriente Disponible Inversiones temporales Deudores, neto Inventarios Gastos pagados por anticipado Total Activo Corriente Activo No Corriente Inversiones permanentes, neto Deudores, neto Propiedades, planta y equipo, neto Cargos diferidos, neto Intangibles, neto Valorizaciones y desvalorizaciones, neto Total Activo No Corriente Total Activo
Pasivo y Patrimonio de los Accionistas Pasivo Corriente Obligaciones financieras Bonos y papeles comerciales Proveedores Cuentas por pagar Impuestos, grav谩menes y tasas Obligaciones laborales y de seguridad social Pasivos estimados y provisiones Accionistas Otros pasivos Total Pasivo Corriente Pasivo No Corriente Obligaciones financieras Bonos y papeles comerciales Pensiones de jubilaci贸n Otros pasivos Total Pasivo No Corriente Total Pasivo
Patrimonio Capital suscrito y pagado Prima en colocaci贸n de acciones Reservas Resultados de ejercicios anteriores Resultado del ejercicio Superavit Revalorizaci贸n del patrimonio Total Patrimonio
13
Var. %