Informe para Inversionistas Segundo trimestre de 2010

Transcripción

1 1 Bogotá D.C., Agosto de 2010 Índice Resumen ejecutivo y hechos relevantes. Evolución del mercado del gas natural en Colombia. Desempeño operacional. Desempeño comercial. Desempeño financiero. Anexo 1: Nota legal y aclaraciones Anexo 2: Estados financieros consolidados Anexo 3: Panorámica del accionista mayoritario (EEB). Anexo 4: Panorámica de TGI. Anexo 5: Términos técnicos y regulatorios. Anexo 6: Notas al pie de las tablas. Resumen ejecutivo y hechos relevantes Tabla Nº 1 - Indicadores seleccionados de TGI 1S 10 1S 09 Var % F 09 Ingresos operacionales (cop Mm) 277, ,020 0,6 545,246 Utilidad operacional (cop Mm) 168, , ,073 Utilidad neta (cop Mm) 179, , ,663 EBITDA UDM (cop Mm) 418, , ,242 Volumen transportado (Mmpcd) Capacidad contratada en firme (Mmpcd) Calificación crediticia S&P (Jun 10) Fitch (Feb 10) BB BB Los resultados No operacionales le dieron un fuerte impulso a la Utilidad neta de la compañía que cerró el primer semestre de 2010 con un crecimiento cercano al 50% (interanual). La revaluación del Cop tuvo muna incidencia importante en los buenos resultados No operacionales por su impacto en el valor de la financiera (100% contratada en dólares) y en la reducción de los gatos financieros. El volumen transportado también registró un fuerte crecimiento (+13%) que, sin embargo, no se reflejó en la Utilidad operacional y el EBITDA. La explicación también está relacionada con la revaluación del Cop pues cerca del 60% de las ventas de la compañía estuvieron indexadas al dólar durante el primer semestre de este año. En el marco de su plan estratégico, la compañía adelanta tres proyectos de expansión de su sistema de transporte (Guajira y Cusiana I y II) que aumentarán su capacidad actual en cerca del 50% y le darán mayor confiabilidad al mercado de gas natural colombiano. A finales del primer semestre entró en operación el 50% de la nueva capacidad del sistema de Guajira (35 mmpcd de un total de 70 mmpcd). Se espera que el 100% de la capacidad adicional de este sistema este en operación antes de cerrar el tercer trimestre de este año.

2 2 La expansión en Colombia será apoyada con un proceso privado de capitalización sin que ello implique una cesión del control de EEB. Varios inversionistas han manifestado su interés en comprar un paquete de acciones de TGI y están realizando la debida diligencia. Tabla Nº 2 - Estado de los proyectos de expansión en Colombia Guajira (Ballena Barranca) Cusiana Fase I Cusiana Fase II Capex (Usd Mm) Esquema de financiación Caja de la compañía Préstamo EEB / Capitalización TGI Préstamo EEB / Capitalización TGI Ampliación capacidad en (Mmpcd) Nueva capacidad nominal Capacidad contratada (a ) 99% 94% 84% Ejecución (2T 10) 84.01% 85.50% 46.87% En operación en: 3 T 10 3 T 10 2 T 11 Se registraron avances en los tres proyectos de expansión (Guajira, Cusiana I y Cusiana II) que incrementarán en más de un 50% la capacidad de transporte de TGI. Antes de finalizar el 1S 10 entró en operación parte de la expansión de Guajira (35 mmpcd de los 70 mmpcd planeados). Se espera que la expansión total de este sistema entre en operación antes de finalizar el 3 T 10. Igualmente, la compañía espera que Cusiana I y II entren en operación antes de finalizar el 3T 10 y el 2 T 11, respectivamente. Los proyectos tienen retrasos frente a lo programado lo que llevó a la compañía a implementar planes de mitigación. Tabla Nº 3 - Estado del proyecto de Congas Perú (cifras estimadas) Gasoducto regional de ICA Capex (usd Mm) 287 Estructura de financiación 30% capital / 70% deuda Longitud (km) 280 Capacidad (Mmpcd) 284 Inicio construcción: 2 S 10 Inició operación: 4 T 12 Duración concesión (años) 30 Congas Perú (75% EEB; 25% TGI) está finalizando la ingeniería detallada del Gasoducto Regional de Ica e iniciando el proceso de contratación de la tubería y las obras civiles. De otra parte, la empresa finalizó el proceso de audiencias públicas relacionadas con el Estudio de Impacto Ambiental y está a la espera de la aprobación respectiva por parte del Ministerio de Energía y Minas del Perú. Adicionalmente, suscribió el contrato de suministro con el productor de gas, espera cerrar pronto las negociaciones del contrato de transporte y los contratos comerciales con los clientes finales y continúa trabajando en el plan para desarrollar la red de distribución. El proyecto se planea financiar con un aporte de capital del 30% de (75% EEB y 25% TGI) y el 70% restante a través de deuda (banca multilateral, créditos intercompañía y financiación local). Congas contrató a un banco estructurador para apoyar a la compañía en la consecución de la deuda. A finales de 2009, las asambleas de TGI y Transcogas (ambas compañías controladas por EEB) acordaron fusionar las dos compañías. La fusión fue aprobada por la Superintendencia de Sociedades en abril de este año y se formalizó en mayo. Transcogas, en su calidad de sociedad absorbida, se disolverá sin liquidarse y TGI, en su calidad de absorbente, adquirirá sus bienes, derechos y obligaciones así como su pasivo interno y

3 3 externo. Trasncogas era una compañía controlada por EEB que atendía el mercado de Bogotá a través de un pequeño gasoducto (150 km) que en la práctica era una extensión del sistema de TGI. En grandes rubros, las cifras de TCG incorporadas a los estados financieros de TGI fueron: Activos Cop mm, Pasivos Cop mm, Patrimonio Cop mm, Ingresos Cop mm, Costos Cop 5.350mm, Gastos Cop mm. TGI continúa esperando la definición de la nueva metodología para remunerar los activos de transporte. En julio de 2010 TGI contrató coberturas cambiarias por un monto nocional de US 100 mm. La operación de cobertura reduce la exposición cambiaria del principal de la deuda de TGI, por cuanto le permite fijar el precio futuro al que la compañía comprará dólares para el pago del principal del bono emitido en el mercado internacional de capitales (USD $750 millones; Octubre 2017; 9,75%). Con la operación, la compañía avanzó en la ejecución de su estrategia de cobertura de riesgo cambiario completando a la fecha operaciones por un monto nocional de US$300 millones. Evolución del mercado del gas natural en Colombia Tabla N 4 - Demanda de gas natural en Colombia- GBTU/d 1S 10 1S 09 Var. % F 09 Termoeléctrico Residencial - comercial Industrial - Refinería Vehicular (GNV) Petroquímico Demanda interna 1, Exportación Total 1, Fuente: CNO Gas * Información a abril El consumo del sector termoeléctrico le dio un fuerte impulso a la demanda interna durante los cuatros primeros meses del año. El mayor consumo de gas en este sector se explica por la reducción en la capacidad de generación hídrica (fenómeno de El Niño) y por el crecimiento de la demanda interna de electricidad (reactivación económica). La necesidad de atender el incremento en la demanda de gas para generación eléctrica llevó al Minminas a tomar medidas para priorizar el suministro. Las medidas adoptadas explican la reducción de las exportaciones a Venezuela y también, en alguna medida, la reducción en los consumos de los sectores industrial y GNV. No obstante, el Ministerio de Minas y Energía expidió recientemente resoluciones en las cuales se eliminaron algunas de las restricciones para la asignación del gas, por lo se espera que las exportaciones y el consumo de algunos sectores retomen su comportamiento tradicional.

4 4 Desempeño operacional Tabla Nº 5 - Indicadores operacionales seleccionados 1S 10 1S 09 Var % F 09 Unidad Capacidad total (1) Mpcd Volumen transportado (2) Mpcd Capacidad contratada en firme (3) Mpcd Factor de uso (4) % Disponibilidad (5) % Pérdidas (en 2010 a abril) (6) % Longitud gasoductos 3,679 3, ,529 Km Longitud gasoductos 2,286 2, ,193 Mi Nota: Pies de página en anexo 6 * Pérdidas en 2010 a abril Chuchupa RIOHACHA STA. MARTA BARRANQUILLA VALLEDUPAR CARTAGENA SINCELEJO Curumaní Cúcuta Cerromatoso Barrancabermeja MEDELLIN Mariquita MANIZALES cogua PEREIRA BOGOTA CALI Bucaramanga Belén YOPAL Tunja Ballena Cusiana Pitalito Hobo NEIVA TGI Transcogas Promigas Centros de Producción La capacidad de transporte aumentó por el ingreso parcial de la ampliación del sistema de la Guajira (35 mmpcd de un total de 70 mmpcd). El crecimiento en el volumen transportado se explica, principalmente, por el mayor consumo de las termoeléctricas cuya producción aumentó por el fenómeno de El Niño. Las mayores pérdidas son el resultado de fallas en algunos sistemas de medición por los altos niveles de gas transportando. Las fallas más significativas se presentan en el BOMT de Transgas de Occidente. La compañía acordó con el operador de este BOMT acciones para solucionar los inconvenientes en los puntos de medición. Es bueno recordar que el nivel de pérdidas es sustancialmente menor al reconocido por el regulador en la tarifa (1%). La longitud de los gasoductos varió por un canje de activos entre TGI y Promigas (dic. 09) y por la fusión de TGI con Trasncogas (may. 09). TGI poseía pequeños tramos de gasoductos embebidos en el sistema de Promigas (209 km). A su vez, está última compañía tenía también pequeños tramos de gasoductos embebidos en el sistema de TGI (39 km). Con el objetivo de racionalizar el sistema, las dos compañías acordaron canjear estos activos. Adicionalmente, el 31 de mayo de este año se formalizó la fusión de TGI y Transcogas (ambas compañías controladas por EEB) con lo que la longitud del sistema aumentó en 150 Km.

5 5 Desempeño comercial Tabla Nº 6 - Volumen por transportador - Mmpcd 2010 Ene - Abr Participación % 2009 Ene - Abr Participación % TGI Promigas Otros Total 1, Fuente: TGI La participación de mercado cae en cerca de 8 puntos porcentuales a pesar del crecimiento en el volumen transportado por TGI (17% interanual en los primeros cuatro meses de 2010). Esto se explica porque la mayor parte de las plantas térmicas, cuyo consumo explica la mayor parte del crecimiento de la demanda, están ubicadas en la zona de influencia de Promigas. Ventas por cliente F 09 Total 1S 10: Usd 134,080 miles Total 1S 09: Usd 113,977 miles Isagen 5% Otros 22% Gas Natural 21% EPM Ecopetrol 9% 26% Gases de Occidente 17% Isagen 6% Otros 19% EPM 8% Gases de Occidente 17% Gas Natural 25% Ecopetrol 25% Tabla Nº 7 Resumen de los clientes más importantes de TGI Compañía Panorámica Resumen Financiero 2009 (Cop mm) Empresa integrada del sector de hidrocarburos con operaciones en crudo, gas natural y combustibles. Pertenece al grupo de las 39 compañías petroleras más grandes del mundo. Listada en el mercado públicos de valores Calificación BB+ (144A) El distribuidor y comercializador de gas natural más grande de Colombia con más de 1,500,000 clientes. Controlada por Gas Natural de España. Calificación local AAA Distribuidora y comercializadora de gas natural con presencia en el suroccidente colombiano. Presta sus servicios a más de usuarios. Calificación local AAA La segunda empresa de generación de energía eléctrica en tamaño. Calificación: BBB- La tercera empresa de generación de energía eléctrica en tamaño. Calificación: BB+ Ventas 2009: 30,400,000 Ebitda 2009: 11,400,000 Utilidad neta 2009: 5,130,000 Ventas 2009: 1,013,349 Ebitda 2009: 375,189 Utilidad neta 2009: 271,436 Ventas 2009: N.D. Ebitda 2009: N.D. Utilidad neta 2009: N.D. Ventas 2009: 4,368,791 Ebitda 2009: 1,994,300 Utilidad neta 2009: 1,697,812 Ventas 2009: 1,410,552 Ebitda 2009: 622,413 Utilidad neta 2009: 385,752

6 6 Al finalizar el primer semestre de 2010, TGI contaba con 46 clientes. El 78% de sus ventas están concentradas en cinco clientes considerados empresas financieramente sólidas en el ámbito local e internacional. Tabla N 8 - Estructura contractual A junio 2010 A junio de 2009 No Volumen Vida remanente No Volumen Vida remanente Tipo de contrato Mmpcd (promedio años) Mmpcd (promedio años) Firmes (1) Interrumpibles (2) Firmes ampliación Guajira * Firmes ampliación Cusiana Nota: Pies de página en anexo 6 * Este volumen aún no ha entrado en firme debido a que no ha finalizado la ampliación de Guajira En los últimos doce meses a junio de 2010, expiraron cuatro contratos en firme lo que explica la reducción en 3 mmpcd en el volumen contratado bajo esta modalidad. Parte del volumen de estos contratos se está atendiendo a través de contratos interrumpibles y el resto a través de nuevos contratos en firme. Como se mencionó, prácticamente la mitad de la capacidad adicional del sistema de Guajira, entró en operación antes de finalizar el primer semestre de La compañía espera que la ampliación este plenamente operativa antes de finalizar el tercer trimestre de este año, con lo cual se adicionarán 64 mmpcd al volumen contratado en firme. La ampliación de Guajira está respaldada con contratos de largo plazo que vencen en 2020.

7 7 Desempeño financiero Tabla N 9 - Estructura de los ingresos F 09 Cop mm Ventas totales 545,246 Desagregación por tipo de moneda Ventas indexadas al USD (1) 338,094 Ventas en COP (1) 207,152 Desagregación por tipo de cargo Ventas cargos capacidad (2) 387,024 Ventas cargos variables (3) 100,490 Ventas cargos ocasionales (4) 40,320 Otros ingresos (5) 17,411 Nota: Pies de página en anexo 6 En Cop 39% Cargos ocasionales 6% Desagregación ventas por tipo de moneda Index. al USD 61% Totales Ene - Jun: 2009: Cop 276,020 mm 2010: Cop 277,682 mm En Cop 37% Index. al USD 63% Desagregación ventas por tipo de cargo Otros 3% Totales Ene - Jun: 2009: Cop 276,020 mm 2010: Cop 277,682 mm Cargos ocasionales Otros 9% 2% Cargos variables 22% Cargos x capacidad 69% Cargos variables 16% Cargos x capacidad 73% Las ventas totales de la compañía se mantuvieron estables a pesar del incremento en el volumen transportado (+13.4%) y de la consolidación de los ingresos de TCG (por su fusión con TGI). La revaluación del Cop explica este comportamiento pues alrededor del 60% de las ventas de la compañía estuvieron indexadas al dólar durante el primer semestre de este año. La tasa promedio de facturación en 1S 09 fue de Cop 2,354 / usd mientras que en el mismo período de 2010 fue de Cop 1,951 / Usd (una disminución del 17%). El impacto negativo de la revaluación del Cop sobre los Ingresos operacionales se compensa con su impacto positivo sobre los resultados No operacionales. Tabla Nº 10 - Indicadores financieros seleccionados Mm COP Variación Mm COP Mm USD 1S 10 1S 09 COP % F 09 1S 10 1S 09 Ventas 277, ,020 1, , Utilidad operacional 168, ,605-6, , Margen operacional % EBITDA UDM (1) 418, ,373-5, , Margen EBITDA % Utilidad neta 179, ,575 59, , Nota: Pies de página en anexo 6 Desagregacion Ebitda UDM 93,446 95,169 92,019 90, ,05 331, , , , , , ,385 Jun Final Jun Jun Depreciaciones, amortizaciones y provisiones U Operacional

8 8 Tabla Nº 11 - Resultados operacionales Mm COP Variación Mm COP Mm USD 1S 10 1S 09 COP % F 09 1S 10 1S 09 Ingresos operacionales 277, ,020 1, , Costos operacionales 92,050 85,720 6, , Operación y mantenimiento 51,168 42,782 8, , Provisiones, depreciaciones y 40,882 42,938-2, , amortizaciones Utilidad bruta 185, ,299-4, , Gastos admon. y operativos 17,051 15,695 1, , Personal y servicios generales 13,445 14,422 1, , Provisiones, depreciaciones y 3,606 3, , amortizaciones Utilidad operacional 168, ,605-6, , La Utilidad operacional se redujo debido a que los ingresos se mantuvieron prácticamente estables mientras que los Costos operacionales y los Gastos administrativos aumentaron. La estabilidad de los ingresos se explica porque la revaluación del Cop neutralizó el incremento en el volumen transportado (cerca del 60% de los ingresos de la compañía en 1S 10 estuvieron indexados al dólar). El aumento en los costos de Operación y mantenimiento (+ Cop 8,386 mm) se explica, principalmente, por ( ) el mayor consumo de gas en las estaciones compresoras (+ Cop 3,784 mm) como resultado del aumento en el volumen transportado y; ( ) y por el costo de los arrendamientos operativos (+ Cop 2,314 millones) absorbidos por TGI tras su fusión con Transcogas. El aumento en los gastos administrativos (+ Cop 1,356 mm) se explica, principalmente, por el incremento de los honorarios (+ Cop 917 mm) debido, fundamentalmente, al acuerdo de servicios entre TGI y EEB para apoyar a la primera en la evaluación de proyectos, temas legales, administrativos, tecnológicos, entre otros. Tabla Nº 12 - Resultados no operacionales Mm COP Variación Mm COP Mm USD 1S 10 1S 09 COP % F 09 1S 10 1S 09 Utilidad Operacional 168, ,605-6, % 331, Ingresos no operacionales 152, ,498 45, % 254, Financieros (1) 2,572 9,045-6, % 14, Diferencia en cambio (2) 146,350 96,127 50, % 223, Valoración coberturas (3) N.A Otros 3,641 2,326 1, % 16, Gastos no operacionales 130, ,909-22, % 315, Financieros (4) 107, ,743-14, % 226, Diferencia en cambio (5) N.A Valoración coberturas (6) 21,064 28,419-7, % 86, Otros 1,482 1, % 2, Utilidad antes de impuesto de renta 190, ,194 61, % 269, Impuesto de renta 11,613 9,619 1, % 21, Utilidad neta 179, ,575 59, % 247, Nota: Pies de página en anexo 6 A pesar de la reducción en la Utilidad operacional (-3.4%), la utilidad neta creció en forma importante gracias a: ( ) Un aumento en los Ingresos no operacionales por el impacto de la revaluación del Cop en la valoración de la deuda en moneda extranjera; ( ) una reducción de los gastos financieros consecuencia también de la revaluación del Cop (el 100% de la deuda financiera de la compañía está contratad en dólares)

9 9 y; ( ) una reducción de los gastos relacionados con la valoración de las coberturas. A junio de 2010 TGI tenía contratadas coberturas cambiarias con entidades financieras internacionales y con vencimiento en el 2017 por un valor equivalente a los Usd 300 millones. Se trata de de cubrir el pago del principal de los bonos contra una devaluación del peso. Tabla Nº 13- Indicadores de deuda A jun 10 A Jun 09 Unidad Deuda neta (1) / EBITDA UDM (2) Veces OM: < 4,8 EBITDA UDM (2) / Intereses UDM (3) OM: > 1, Veces Estructura de la deuda Tasa Vencimiento Senior (4) M USD 9.50% 03-Oct-2017 S&P: BB ( ) F.R.: BB ( ) Subordinada (5) M USD 8.75% 10-Oct-2017 Nota: Pies de página en anexo 6 Tabla Nº 14 - Desagregación - Cop mm Jun 10 Jun 09 EBITDA UDM 418, ,373 Deuda Bruta 1.437,345 1,619,003 Efectivo e inver. temporales 159, ,236 Deuda Neta 1,278,187 1,404,767 Intereses UDM 201, ,124 4,08 3,67 3,32 3,05 Jun 08 Jun 09 Jun 10 2,08 2,01 1,97 OM < Deuda neta / EBITDA OM > 1,7 EBITDA / Intereses Jun 08 Jun 09 Jun 10 El indicador de apalancamiento (deuda neta / EBITDA UDM) se redujo gracias a que la revaluación del Cop disminuyó el saldo de la deuda en un valor superior a lo reducción del Ebitda como consecuencia de la revaluación del Cop. El indicador de cobertura (EBITDA / intereses) aumentó gracias a que la reducción de los intereses de la deuda por efecto de la revaluación del Cop fue superior a la reducción del Ebitda. Tabla Nº 15 - Capex Mm COP Variación Mm USD 1S 10 1S 09 COP Var % 1S 10 1S 09 Inversión (1) 180,234 34, , Mantenimiento (2) 2,900 2, Nota: Pies de página en anexo 6 El incremento en el capex de inversión refleja, fundamentalmente, las inversiones realizadas en la expansión del sistema de la Guajira (+ Cop 95,000 mm) y los mayores activos relacionados con la fusión de Transcogas (+ Cop 65,000 mm).

10 10 Anexo 1: Nota Legal y aclaraciones Este documento contiene palabras tales como anticipar, creer, esperar, estimar, y otras de similar significado. Cualquier información diferente a la información histórica incluida en este documento, incluyendo y sin limitación, a aquella que haga referencia a la situación financiera de la Compañía, su estrategia de negocios, los planes y objetivos de la administración para las operaciones futuras (incluyendo el desarrollo de planes y objetivos relacionados con los productos y servicios de la Compañía) corresponde a proyecciones. Dichas proyecciones implican riesgos conocidos y desconocidos, incertidumbres y otros factores importantes que puedan causar que los resultados, el desempeño o los logros reales de la Compañía sean materialmente diferentes de los resultados, el desempeño o los logros futuros expresados o implícitos en las proyecciones. Dichas proyecciones están basadas en numerosos supuestos respecto a la estrategia de negocio de la Compañía y al entorno en el cual la Compañía operará en el futuro. La Compañía expresamente se declara exenta de cualquier obligación o compromiso de distribuir actualizaciones o revisiones de cualquier proyección contenida en esta presentación para reflejar cualquier cambio en las expectativas de la Compañía respecto a ellas o cualquier cambio en los eventos, condiciones o circunstancias sobre los cuales se pueden basar dichas proyecciones. Las proyecciones financieras y otras estimaciones contenidas en este informe se realizaron bajos supuestos y consideraciones inherentes a incertidumbres respecto al entorno económico, competitivo, regulatorio y operacional del negocio, así como las condiciones y riesgos que están fuera del control de la Compañía. Las proyecciones financieras son inevitablemente especulativas y se puede esperar que uno o varios de los supuestos bajo los cuales se hacen dichas proyecciones y otras estimaciones contenidas en este informe resulten inválidos. También se puede esperar que ocurran eventos o haya circunstancias inesperadas. Los resultados reales pueden variar de las proyecciones financieras y las variaciones pueden ser materialmente adversas. En consecuencia, este informe no debe ser considerado por parte de la Compañía ni de cualquier otra persona como un hecho cierto de que las proyecciones financieras serán alcanzadas. Potenciales inversionistas no deben tener en cuenta las proyecciones y estimaciones aquí contenidas ni basarse en ellas para tomar decisiones de inversión. El desempeño pasado de la Compañía no puede considerarse como un patrón del desempeño futuro de la misma. Aclaraciones al informe Solo con propósitos informativos, hemos convertido algunas de las cifras de este informe a su equivalente en dólares de los Estados Unidos utilizando la TRM de fin de período publicada por la Superintendencia Financiera de Colombia. Las tasas de cambio utilizadas en la conversión son las siguientes: 1S 09: 2,158.7 COP/USD 1S 10: 1,916.5 COP/USD En las cifras presentadas se utiliza la coma (,) para separar los miles y el punto (.) para separar los decimales.

11 11 El EBITDA no es un indicador reconocido bajo las normas contables de Colombia o de los Estados Unidos y puede presentar dificultades como herramienta analítica. Por esta razón, no debería tenerse en cuenta en forma aislada como un indicador de la generación de caja de la compañía. El Ebitda para un período determinado se calculó tomando la Utilidad operacional (o pérdida), agregándole la amortización de intangibles y la depreciación de activos fijos, para dicho período.

12 12 Anexo 2: Estados financieros consolidados.

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16 16 Anexo 3: Panorámica de la compañía controlante EEB EEB es una compañía integrada del sector de la energía con intereses en electricidad y gas natural, y con operaciones en Colombia, Perú y Guatemala; EEB opera directamente o a través de compañías controladas activos de transmisión de electricidad y transporte de gas natural; EEB participa en los sectores de generación y distribución de electricidad y de distribución de gas natural a través de inversiones sin control; EEB tiene una estrategia de expansión focalizada en el transporte y distribución de energía en Colombia y en otros países de la región americana. EEB es contralada por el distrito de Bogotá (81.5%) y cuenta dentro de sus accionistas a empresas como Ecopetrol (7.3%), Corficolombiana (3.8%), los fondos de pensiones colombianos, entre otros.

17 17 Anexo 4: Panorámica de TGI TGI es una pieza central en la estrategia de crecimiento de EEB; Es el transportador de gas natural más grande de Colombia y opera un monopolio natural en un sector con alto potencial de crecimiento y cuyo desarrollo es de especial interés para el estado colombiano; TGI es el único transportador de gas natural en Colombia que conecta las principales fuentes de abastecimiento (Guajira y Cusiana) con los principales centros de consumo (la zona de operaciones de TGI representa, aprox., el 60% del consumo total del país). TGI está sujeta a la regulación del Ministerio de Minas y Energía y de la CREG. La CREG define las tarifas máximas que TGI puede cobrar a sus usuarios con base en los principios de viabilidad financiera y eficiencia económica. El esquema tarifario está diseñado para que el inversionista obtenga un retorno adecuado sobre el capital invertido y recupere los costos de operación y mantenimiento. La parte de la tarifa que retribuye las inversiones está indexada a la tasa de cambio (peso / dólar) lo que le da a la compañía una cobertura natural frente a sus obligaciones en moneda extranjera. Casi la totalidad de las ventas de la compañía están soportadas en contratos en firme y de largo plazo suscritos con sólidas empresas que operan en Colombia. TGI está ejecutando los dos proyectos más ambiciosos de expansión de la infraestructura de transporte de gas natural en Colombia: la ampliación de los gasoductos de Guajira y Cusiana cuyo costo aproximado es de Usd 550 m. TGI tiene una participación del 25% en la compañía peruana Congas (el otro 75% es propiedad de EEB). Congas es la adjudicataria de una concesión para la construcción de una red de transporte y distribución de gas natural en el sur del Perú (departamento de ICA). Este es un proyecto con un valor estimado de Usd 290 m. Las proyecciones oficiales indican que la demanda de gas de la zona de ICA será la de mayor crecimiento en Perú durante los próximos años.

18 18 Anexo 5: Términos y definiciones ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos. Entidad colombiana responsable de la definición de la política de hidrocarburos. BR: Banco de la República. Banco Central de Colombia responsable de la política monetaria y cambiaria del país. Bln o bln: Billones de los Estados Unidos de América. Factor 10 9 BOMT: Por sus cifras en Inglés: Build, Operate, Maintain and Transfer Contract. Es un contrato mediante el cual un tercero se compromete a construir, operar, mantener y transferir un activo. COP / Cop: Pesos colombianos. CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia. Entidad estatal colombiana encargada de la regulación de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas natural. Cuota de Fomento: Corresponde a recursos que Ecogas recaudaba de sus usuarios para ejecutar nuevos proyectos de infraestructura de gas natural. DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística. Es la entidad responsable de la planeación, levantamiento, procesamiento, análisis y difusión de las estadísticas oficiales de Colombia. DNP: Departamento Nacional de Planeación. Entidad encargada de la Planeación Económica de Colombia. EEB: Empresa de Energía de Bogotá. Es el accionista controlante de TGI. GNV: Gas natural vehicular. GPC: Giga pies cúbicos. Factor 10 9 IED: Inversión extranjera directa. IPC: Índice de precios al consumidor de Colombia. Km: Kilómetros MEM: Ministerio de Energía y Minas del Perú. Mi: Millas de los Estados Unidos. Mm/mm: millones. Mlm / Mlm: millardos Pcd o pcd: pies cúbicos día. SF: Superintendencia Financiera. Entidad estatal encargada de la regulación, vigilancia y control del sector financiero colombiano. TGI: Transportadora de Gas del Interior. Tpc / tpc: Tera pies cúbicos. Factor TRM: Tasa representativa del mercado; es un promedio de los precios de las transacciones peso dólar que se calcula diariamente por la SF. R/P: Relación reservas producción. Estima la duración de las reservas dado el nivel de producción en un momento determinado. UDM: Ultimos doce meses. UPME: Entidad estatal encargada de la planeación de los sectores de minas y energía en Colombia. USD: Dólares de los Estados Unidos de América.

19 19 Anexo 6: Notas al pie de los cuadros Pies de página tabla Nº 5: Indicadores Operacionales Seleccionados (1) Es la capacidad nominal de transporte del sistema. (2) Es el promedio del volumen real transportado. (3) Es una modalidad de contratación que obliga a TGI a mantener disponible un volumen determinado de su capacidad de transporte para cuando el cliente lo requiera. (4) Es el porcentaje de utilización del gasoducto y se obtiene como la relación entre la nominación y la capacidad de transporte. (5) Es la capacidad real de transporte de gas en un período determinado en relación con la capacidad nominal. (6) Es la diferencia entre el volumen de gas recibido menos el volumen de gas entregado teniendo en cuenta el cambio en inventarios. Se mide en términos porcentuales en relación con el volumen recibido por los clientes. La CREG reconoce a través de las tarifas perdidas máximas del 1%. Regresar a la Tabla Pies de página tabla Nº 8: Estructura contractual (1) Modalidad contractual que garantiza el transporte de un volumen máximo de gas durante un período de tiempo determinado. La remuneración de este tipo de contratos puede ser fija y/o variable. (2) Modalidad contractual en la que el servicio de transporte puede ser interrumpido por cualquiera de las Partes por cualquier motivo sin dar lugar a ningún tipo de compensación de la parte que suspende el servicio. Regresar a la Tabla Pies de página tabla Nº 9: Estructura de los ingresos (1) La regulación para el transporte de gas en Colombia divide la tarifa a los usuarios en una parte que reconoce las inversiones y otra que reconoce los gastos y costos de administración, operación y mantenimiento - AOM. La porción que reconoce las inversiones está indexada al dólar y se ajusta anualmente con el IPP Equipos de Capital de EEUU y se paga en pesos a la TRM de final de cada mes. La porción que reconoce los AOM está definida en pesos y es indexada anualmente con el IPC colombiano. (2) Los cargos por capacidad o cargos fijos obligan al transportador a mantener una capacidad de transporte disponible para el momento en que el cliente lo requiera. Por su parte, el cliente se compromete a pagar por dicha capacidad con independencia del volumen transportado. (3) Los cargos variables obligan al transportador a mantener una capacidad disponible en el momento en que el cliente lo requiera. Sin embargo, y a diferencia del esquema descrito anteriormente, el cliente solo paga lo efectivamente transportado aunque a una tarifa mayor. En general los clientes de TGI mantienen esquemas de contratación que combinan cargos fijos con variables.

20 20 (4) Los cargos ocasionales corresponden a un esquema que no genera la obligación de firmeza para el transportador. En otras palabras, el transportador tiene el derecho de interrumpirlos cuando, por ejemplo, ello sea necesario para atender contratos en firme. (5) Servicios adicionales prestados por la compañía como por ejemplo nuevas conexiones u odorización. Regresar a la Tabla Pies de página tabla Nº 10: Indicadores financieros seleccionados (1) Es la sumatoria de la utilidad operacional, las amortizaciones, las depreciaciones y las provisiones. UDM: Últimos doce meses. Regresar a la Tabla Pies de página tabla Nº 12: Resultados no operacionales (1) Incluye los rendimientos financieros por inversiones temporales. (2) Refleja el impacto de la revaluación del peso sobre la valoración en pesos de los activos y pasivos en moneda extranjera. (3) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por la compañía para el reducir el riesgo en el pago del principal de la deuda en moneda extranjera. (4) Son los gastos financieros relacionados con la deuda de la compañía. (5) Refleja el impacto de la devaluación sobre la valoración en pesos de los activos y pasivos en moneda extranjera (6) Refleja la valoración de las coberturas contratadas por la compañía para reducir el riesgo del pago del principal de su deuda en moneda extranjera por la devaluación del peso. Regresar a la Tabla Pies de página tabla Nº 13: Indicadores de deuda UDM: Últimos doce meses (1) De acuerdo con el contrato de los bonos, la deuda neta de la compañía únicamente tiene en cuenta la deuda senior de TGI menos el valor del efectivo y las inversiones temporales. (2) Es la sumatoria de la utilidad operacional, las amortizaciones, las depreciaciones y las provisiones.. (3) Son los intereses causados derivados de la deuda financiera de TGI. (4) Corresponde al valor de los bonos emitidos por TGI Internacional y garantizados por TGI. (5) Corresponde a la deuda intercompañía entre de TGI con EEB. Regresar a la Tabla

21 21 Pies de página tabla Nº 15: Capex (1) Corresponde a todas aquellas inversiones destinadas a incrementar la capacidad de transporte de la compañía. (2) Corresponde a todas aquellas inversiones destinadas a mantener en estado adecuado los activos de la compañía para permitir su funcionamiento normal y mantener la capacidad de transporte en sus actuales niveles. Regresar a la Tabla