Informe de resultados al cuarto trimestre de T14 Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. (EPSA)

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1 19 de febrero de 2015 Informe de resultados al cuarto trimestre de T14 Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. (EPSA) 1. Principales cifras consolidadas de EPSA 1 Trimestre 4 Acumulado a Diciembre Unidades 4T14 4T Resultados financieros Ingresos operacionales COP MM Utilidad operacional COP MM Ebitda COP MM Margen ebitda % 43,24% 43,95% 49,05% 46,43% Utilidad neta COP MM Generación Energía producida hidráulica GWh Comercialización mayorista GWh Ventas en contratos GWh Ventas en Bolsa GWh Distribución Pérdidas de energía - promedio móvil % 8,85% 8,91% 8,85% 8,91% Recaudo % 99,6% 99,7% 99,6% 99,7% SAIDI Horas 3,8 3,4 13,3 14,9 SAIFI Veces 4,5 4,5 16,7 18,0 Comercialización minorista Comercialización minorista GWh Ventas mercado regulado GWh Ventas mercado no regulado GWh Usuarios Número EPSA consolida con Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. CETSA, compañía en la que tiene una participación accionaria del 87,2%. Página 1 de 10

2 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic Informe del mercado eléctrico Demanda Sistema Interconectado Nacional - SIN El mejor desempeño de la demanda en el cuarto trimestre está asociado principalmente a la conexión de una carga especial en el campo Rubiales al sistema este año y el incremento en el consumo de Cerrejón. Unid. 4T2014 4T Demanda - SIN GWh Demanda comercial regulada GWh Demanda comercial no regulada GWh La demanda del mercado regulado creció un 4,9%, mientras que la del no regulado lo hizo en un 2%. Las regiones más representativas y de mayor crecimiento en el trimestre frente al año anterior fueron Atlántico, con 5,3%, y Tolima-Huila-Caquetá, con 3,3%. El Valle del Cauca creció un 1,6%. Demanda por regiones - SIN (Crecimiento anual) 15% 10% 5% 0% -5% -10% Demanda - Costa Atlántica GWh Demanda - Valle del Cauca GWh Demanda - Antioquia GWh Demanda - Oriente GWh Demanda - Centro GWh Comportamiento hidrológico SIN La hidrología durante el trimestre se comportó al 87% del promedio histórico, influenciada en parte por las condiciones cálidas que se mantuvieron en el océano Pacífico en la mayor parte del año Unid. 4T2014 4T Aportes hidrológicos - SIN GWh % de la media histórica % 87% 92% 91% 91% Aportes EPSA GWh % de la media histórica - EPSA % 84% 97% 96% 96% Página 2 de 10

3 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 GWh Aportes hidrológicos Aportes reales SIN Precios Bolsa Producción de energía SIN Las centrales de generación térmica en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, participaron con el 27% de la energía despachada, mientras las hídricas participaron con el 72%, siendo ésta última un 4,6% superior a la presentada en el mismo período de La producción total de energía del mercado colombiano fue, en el cuarto trimestre, de GWh, un 4,2% superior a la presentada en el En lo corrido del año se tienen GWh producidos. La mayor demanda de energía, dada la entrada de cargas especiales al sistema y el crecimiento en la costa Atlántica, justifica el buen comportamiento de este indicador. Generación por tecnologías - SIN % 15% 22% 27% 30% 27% 27% 28% 29% 35% 28% 27% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Generación hidráulica SIN (GWh) Generación Cogeneradores SIN (GWh) Generación térmica SIN (GWh) Generación térmica SIN % Página 3 de 10

4 Precio de la energía SIN El precio promedio de la Bolsa de Energía se ubicó en 183 $/kwh, un 6% inferior a los 195 $/kwh del cuarto trimestre de Este menor nivel de precios frente al año anterior se explica en gran medida por una recuperación hidrológica, sumado a la entrada, en diciembre, de la central Hidrosogamoso. El precio promedio de contratos con destino al Mercado Regulado o Precio de contratos Mc del mercado, se ubicó en 146 $/kwh. Unid. 4T2014 4T Precios Bolsa corrientes - SIN $/kwh Precios contratos Mc corrientes - SIN (para atender al mercado regulado) $/kwh Precios SPOT - SIN Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Precio spot - año 2013 ($/kwh) Precio spot - año 2014 ($/kwh) Precios contratos Mc - SIN Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Precio contratos Mc - año 2013 ($/kwh) Precio contratos Mc - año 2014 ($/kwh) Página 4 de 10

5 3. Resultados operativos y financieros Estado de Resultados Ingresos operacionales consolidados EPSA ($ millones) T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 Generación de energía eléctrica Comercialización minorista Comercialización de gas y de transporte Uso y conexión de redes Otros servicios operacionales Total Ingresos Operacionales En el cuarto trimestre de 2014 se presentó un aumento de los ingresos del 2,1% frente al mismo período de 2013, debido principalmente a la actividad de comercialización minorista y los servicios de uso y conexión de redes. Generación consolidada EPSA (GWh) T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 Alto y Bajo Anchicayá Salvajina Calima Prado Menores Total Página 5 de 10

6 Ventas de energía mercado mayorista consolidado EPSA (GWh) T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 Ventas en contratos Ventas en Bolsa Total Durante 2014, no se presentaron ingresos de comercialización y transporte de gas. Ventas de energía comercialización minorista consolidado EPSA (GWh) T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 Mercado Regulado Mercado No Regulado Total El mayor volumen de ventas de energía en los mercados Regulado y No Regulado de 22 GWh, favoreció los ingresos de comercialización minorista por valor de $ millones, superiores en un 14,5% a los del cuarto trimestre del año anterior. Los ingresos recibidos por uso y conexión de redes tuvieron un crecimiento del 9% frente a los registrados el último trimestre del año anterior, generado por el incremento en los ingresos del Sistema de Transmisión Regional por la entrada en operación de la subestación Alférez II, y al reembolso que en 2013 debió realizar EPSA a otros operadores de red por concepto de las Áreas de Distribución. Página 6 de 10

7 Los costos de ventas fueron inferiores en un 0,5% frente a igual período en 2013, debido a (i) las menores compras en Bolsa de Energía Eléctrica por precios promedios más bajos; e (ii) inferiores depreciaciones y amortizaciones. El ebitda en el cuarto trimestre de 2014 por valor de $ millones, creció un 0.5% al obtenido en igual período de Los ingresos financieros y no operacionales, incluida la diferencia en cambio, aumentaron un 41,9% respecto del cuarto trimestre de 2013, debido a las indemnizaciones de seguros recibidas por los atentados a los proyectos de las centrales hidroeléctricas Alto y Bajo Tuluá ocurridos en Los gastos financieros y no operacionales del trimestre fueron superiores en un 173,3%, debido a la baja en Propiedad Planta y Equipo, que debió registrarse por el siniestro de la central del Bajo Tuluá en 2012, por valor de $ millones; y a la provisión, por valor de $ millones, realizada con ocasión del proceso ejecutivo instaurado por el municipio de Tuluá en contra de CETSA, derivado de la terminación y liquidación unilateral del contrato de concesión de alumbrado público que se tenía con dicho ente territorial. La utilidad neta del cuarto trimestre, alcanzó $ millones, y fue menor en un 8,3% a la obtenida en igual periodo de Balance General En los activos corrientes se destaca el incremento del disponible e inversiones temporales en un 10,60%, por el mayor flujo generado por la operación; igualmente fueron superiores en $ millones los gastos pagados por anticipado, debido a la renovación de las pólizas de seguros realizada en diciembre de 2014 que para el año 2013 la renovación quedó en enero de En los activos no corrientes, la propiedad, planta y equipo neto se incrementó en un 4,26%, principalmente por el plan de inversión realizado para la expansión, modernización y mantenimiento de los activos de los negocios. Los bienes adquiridos en arrendamiento financiero se incrementaron en un 45,54% debido al avance del proyecto de la central hidroeléctrica de Cucuana, en Tolima. Los pasivos totales consolidados fueron de $1,37 billones. En los pasivos corrientes, las obligaciones financieras fueron mayores en $ millones principalmente por la porción que va a ser cancelada en 2015 del contrato de arrendamiento financiero para la construcción de la central hidroeléctrica Cucuana; los impuestos, gravámenes y tasas fueron superiores en un 50,15%, por la mayor provisión impuesto de renta y complementarios por la superior utilidad alcanzada en el año; los proveedores y cuentas por pagar se incrementaron $ millones por registro de pólizas de seguros, pasivo asociado a la ejecución proyectos de inversión y pasivo con vinculados económicos correspondiente a energía y honorarios. Finalmente, el patrimonio alcanzó los $3,33 billones frente a $3,21 billones del cierre a diciembre de 2013, con un incremento del 3,65%. Página 7 de 10

8 4. Inversión y plan de expansión Al cierre de 2014, se ejecutaron inversiones consolidadas por $ millones, de las cuales $ millones corresponden al negocio de generación y el valor restante, se destinó al negocio de distribución, inversiones en tecnología, áreas de apoyo y proyectos de innovación. Proyecto Bajo Tuluá de 19,9 MW: A diciembre el proyecto presentaba un avance total del 99,55% y registró una inversión total de $ millones. El 28 de enero de 2015 se formalizó ante el mercado mayorista la operación comercial de la central, de la cual se espera una producción de 117 GWh/año. Proyecto Cucuana de 55 MW: Registró un avance total del 96,94% al cuarto trimestre de 2014, con una ejecución total de $ millones. Se proyecta que la central inicie operación comercial en el segundo trimestre de En el negocio de distribución, al cierre del 2014, se realizaron inversiones por $ millones, principalmente en (i) la reposición de equipos y elementos en subestaciones y redes de media y baja tensión; (ii) la ampliación de la subestación Cartago; (iii) la compra de equipos de medida centralizada para el plan de pérdidas; (iv) el proyecto de Conexión Aguadulce; y (v) la instalación de nuevos servicios de energía. Página 8 de 10

9 Estados financieros consolidados EPSA 2 Cifras en millones de pesos Trimestre 4 Acumulado a Diciembre ESTADO DE RESULTADOS 4T14 4T13 % % Generación de energía eléctrica % % Comercialización minorista % % Comercialización de gas y de transporte % Uso y conexión de redes % % Otros servicios operacionales % % TOTAL INGRESOS OPERACIONALES ,1% ,5% Costos variables ( ) ( ) -3% ( ) ( ) 4% Costos fijos (60.452) (49.030) 23% ( ) ( ) 13% Depreciación y amortizaciones (15.223) (23.705) -36% (67.388) (70.262) -4% COSTO DE VENTAS ( ) ( ) -0,5% ( ) ( ) 5% Administración (12.920) (14.174) -9% (42.427) (42.434) 0% Depreciación y amortizaciones (2.133) (2.006) 6% (7.660) (8.505) -10% GASTOS OPERACIONALES (15.053) (16.180) -7% (50.087) (50.939) -2% UTILIDAD OPERACIONAL % % EBITDA ,5% ,7% MARGEN EBITDA 43% 44% -2% 49% 46% 6% Ingresos financieros % % Otros Ingresos no operacionales % % Gastos financieros (15.444) (14.796) 4% (60.840) (57.639) 6% Otros gastos no operacionales (26.694) (622) 4195% (59.471) (34.397) 73% Diferencia en cambio neta % % TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO OPERACIONALES, NETO (22.681) (1.701) 1233% (78.496) (58.542) 34% UTILIDAD NETA ANTES DE PROVISIÓN PARA IMPUESTO SOBRE LA RENTA % % Provisión para impuesto sobre la renta (38.941) (43.386) -10% ( ) ( ) 16% Participación de terceros (282) -512% (121) (1.613) -93% UTILIDAD NETA ,3% ,2% 2 EPSA consolida con Compañía de Electricidad de Tuluá S.A. E.S.P. CETSA, compañía en la que tiene una participación accionaria del 87,2%. Página 9 de 10

10 Cifras en millones de pesos BALANCE GENERAL Dic-2014 Dic-2013 % Disponible Inversiones temporales Deudores, neto Inventarios Gastos pagados por anticipado Total activo corriente Deudores, neto Inversiones permanentes, neto Propiedades, planta y equipo, neto Cargos diferidos, neto Bienes adquiridos en leasing financiero, neto Intangibles, neto Valorizaciones y desvalorizaciones, neto Total activo no corriente Total activo Obligaciones financieras Bonos y papeles comerciales Proveedores y Cuentas por pagar Impuestos, gravámenes y tasas Obligaciones laborales y de seguridad social integral Pasivos estimados y provisiones Otros pasivos Total pasivo corriente Obligaciones financieras Bonos y papeles comerciales Pasivos estimados y provisiones Pensiones de jubilación Otros pasivos Total pasivo no corriente Total pasivo Interés minoritario Patrimonio Total pasivo y patrimonio ,17% ,29% ,58% ,44% ,61% ,40% ,63% ,75% ,26% ,49% ,54% ,46% ,67% ,12% ,68% ,92% ,63% ,99% ,15% ,54% ,04% ,61% ,45% ,51% ,00% ,47% ,89% ,13% ,32% ,45% ,76% ,65% ,68% Página 10 de 10

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