Octubre, 2011 CON CORTE A JUNIO 30 DE presentaciónendesacolombiari

Transcripción

1 Octubre, 2011 Endesa Colombia RI CON CORTE A JUNIO 30 DE 2011

2 Quién es Endesa Colombia? Relación de largo plazo con Colombia Principal inversionista privado en el sector eléctrico colombiano Grupo líder en generación, distribución y comercialización de energía eléctrica en Colombia Presente en Colombia desde 1996 mediante Betania, y desde 1997 a través de Codensa y Emgesa, como resultado del proceso de reestructuración de la Empresa de Energía de Bogotá (EEB) Más de $13 billones (USD$7.4 billones) en activos administrados en Colombia Enel, la principal compañía italiana de energía, con presencia en 23 países en el mundo posee el 92% de Endesa. Endesa Colombia 10 Plantas Hidroeléctricas 2 Plantas Térmicas +2.4 millones de clientes en el negocio de distribución de energía eléctrica en Bogotá y la región central de Colombia (Cundinamarca, Boyacá y Tolima) 2

3 Quién es Endesa Colombia? Estructura Accionaria Emgesa y Codensa 92% % Total Endesa S.A. (España) 100% % Total Chilectra 9% Endesa 27% Enersis 13% América Latina Endesa 21% Endesa Chile 27% % Total % Total Contrato de asistencia técnica 49 % 51 % DECSA 82,34 % 7,66 % Otros 3

4 Quién es Endesa Colombia? Activo relevante para el Grupo Endesa a nivel global Resultados EBITDA Consolidado para el Grupo Endesa: 3,493 MM España, Portugal y Otros (-9.2 % vs. IS* 2010) 2,064 MM Generación Distribución Chile (-35%) 252 MM Brasil (+5%) América Latina Chile Brasil 108 MM (-9.4% vs. IS* 2010) (+42%) (-4%) 1,429 MM 119 MM 355 MM Colombia (-12%) ** 174 MM Generación y Transmisión 751 MM Distribución 702 MM Otros -24 MM Argentina (+9%) 69 MM Perú (+34%) 131 MM En el IS* de 2011 Colombia generó 23% del EBITDA de Endesa Latinoamérica, y 9% del EBITDA consolidado del Grupo Endesa. Descontando el impuesto sobre el patrimonio, el EBITDA en Colombia habría crecido un 21% en generación y un 11 % en distribución. Argentina (N/A) -1 MM Perú (+16%) 73 MM Colombia (-13%)** 156 MM *IS: Primer semestre ** Efecto IFRS del impuesto al patrimonio 4

5 Quién es Endesa Colombia? Resultados netos positivos a pesar de un escenario hidrológico adverso en 2010 Cifras agregadas para Codensa y Emgesa EBITDA Ajustado* IS 2011 Millones de pesos 2009 IS 2010 IS 2011 Ingresos Operacionales EBITDA Ajustado* $4.701 $ % variación IS 10 vs IS 11 $4.674 $2.096 $2.348 $992 $2.336 $ ,5% +8,9% Emgesa 56% Codensa 44% Utilidad Neta Activos Totales $1.046 $ $1.052 $ $494 $ $523 $ ,9% +2,2% -4.92% -3.7% Activos Totales IS 2011 Patrimonio Total Calificación de Riesgo $9.094 $7.881 $8.116 $ ,0% Local: AAA / F1+ Internacional: BBB- /BBB- Codensa y Emgesa Emgesa Emgesa 63% Codensa 37% IS: Primer semestre * El EBITDA ajustado se calcula adicionando la depreciación y amortización (incluidas en el costo de ventas y gastos administrativos) a la utilidad operacional (la cual se estima de sustraer el costo de ventas y los gastos administrativos de los ingresos operativos). 5

6 Situación Sector Energético Colombiano Brecha creciente entre crecimiento de la demanda y la generación Demanda Anual de Energía Eléctrica (TWh) Crecimiento promedio anual del PIB ( 05-10): 4.4% Generación Anual (TWh) Crecimiento promedio anual del PIB ( 05-10): 4.4% +1.78% +2.67% +2.80% 49,3 51,1 52,4 53,9 54,7 56,1 15,6 16,5 16,8 17,2 16,9 18,0 33,7 34,6 35,6 36,6 37,8 38, % +2.94% +1.58% 50,4 52,4 53,6 54, ,3 2,6 2,8 3,2 3,4 3,5 9,2 9,5 9,0 7,7 7,8 7,9 38,9 40,3 41,8 43,5 44,8 45, No Regulado Regulado Otros Termo Hidro Fuente: XM La demanda de energía nacional tuvo un crecimiento de 2,7% en 2010 con respecto al 2009, resultado de la recuperación económica y de la mayor demanda del sector industrial. La generación de energía creció 1,6% en 2010 debido al incremento en la demanda y a mayores exportaciones a Ecuador. La UPME proyecta que la demanda crezca en 2.13% en 2011 llegando a GWh (escenario medio). 6

7 Perspectivas Sector Energético Colombiano Perspectivas positivas de la industria para los próximos años Demanda de Energía per Cápita vs. PIB per Cápita Demanda de Energía (TWh) ta Gwh GWH Electric a city de Electricidad Demand per cápita capi Demanda Brazil Peru Finland Sweden Russia Slovakia France Spain Germany Italy Denmark Chile Portugal Greece United Kingdom Argentina Mexico Colombia GDP per capita (K) USD PIB per cápita Miles de Dólares United States TWh Demanda Electricidad Crecimiento PIB Crecimiento demanda de Electricidad 70 6,0% 60 5,0% ,0% 30 3,0% 20 2,0% 10 1,0% 0 0,0% * 2012* 2013* 2014* 2015* Fuentes: World Factbook CIA. Cifras de PIB per cápita disponibles ibl con corte a 2009 y demanda de energía per cápita con corte a (*) Estimado. Fuentes: XM. UPME últimas proyecciones (Julio de 2011) y proyecciones del DANE Capacidad instalada (GW) Mix 2011 Mix Fuente: XM. UPME Última Proyección (Noviembre 2010) 7

8 Quién es Emgesa? Activo estratégico en el sector de generación de energía en Colombia Participación de Mercado por Capacidad Instalada (MW) - SIN Segunda compañía de generación en Colombia en términos de capacidad instalada con MW (20% de la participación del sistema del país con corte a junio 30 de 2011). Chivor 6% Gecelca 8% Colinver 11% Otros 15% Emgesa 20% EPM 26% Total SIN: 15,446 MW Segunda compañía de generación en Colombia, medida por generación total de energía con GWh producidos con corte a junio 30 de 2011 (20% de participación de mercado). Fuente: XM. Con corte a junio 30 de 2011 Energía Producida Isagen 15% EMGESA Capacidad Instalada GWh producidos en 2010, Termo 5% representando un 20% de participación de mercado. Termo 15% Hidro 95% Hidro 85% Fuente: XM. Con corte a junio 30 de 2011 Fuente: XM. Con corte a junio 30 de

9 Activos de Generación Portafolio de generación diversificado Hídrica= 2,471 MW (85%) (incluye plantas menores) Guavio 1,213 MW Betania 541 MW Pagua Paraíso 277 MW La Guaca 325 MW Plantas Menores El Charquito 20 MW Tequendama 20 MW Capacidad Total Instalada 2,914 MW* Limonar 18 MW La Tinta 20 MW La Junca 20 MW San Antonio 20 MW En Desarrollo El Quimbo 400 MW * Con corte a junio 30 de 2011 Térmicas= 444 MW (15%) Termozipa 236 MW Cartagena 208 MW 9

10 Estrategia Comercial Emgesa Mezcla óptima de contratos y ventas spot que minimiza el margen de volatilidad Modelo Gestión de Riesgo Ventas por Tipo (GWh) Margen Variable +X% -X% Nivel Óptimo de Contratación con metodología max-min Nivel de Contratación Escenarios múltiples de márgenes variables que consideran diferentes escenarios hidrológicos posibles Contratos 16,368 16,807 5,199 4,847 32% 29% *Mercado Spot 14,817 3,871 26% 11,169 9,687 10,946 68% 71% 74% 7,224 2,144 30% 5,080 70% IS 2011 *Las ventas en el mercado Spot incluyen ventas AGC Demanda Contratada ( )* %Ni % Nivel nivel lde de Contratación contratación t 120% 1, % % Contrata ación 80% 60% 40% GW Wh 20% % 0 Según objetivos de la Política Comercial Con corte a junio 30 de 2011 ene 11 mar 11 may 11 jul 11 sep 11 nov 11 ene 12 mar 12 may 12 jul 12 sep 12 nov 12 Energía Contratada GWh ene 13 mar 13 may 13 jul 13 sep 13 nov 13 % nivel de contratación ene 14 mar 14 may 14 jul 14 sep 14 nov 14 10

11 Estrategia Comercial Emgesa Sólida base de clientes en ventas por contratos Principales Clientes Mercado Mayorista ( IS 2011) (% de ventas al mercado mayorista en términos de GWh) Principales Clientes Mercado no Regulado ( IS 2011) (% de ventas al mercado no regulado en términos de GWh) Otros 66,1% Cemex 4,8% Carrefour 4,8% Triple A 4,6% EAAB 4,6% Ecopetrol 3,4% Hilanderias Universal 2,6% Brinsa 2,6% ETB 2,3% Familia 2,1% Alpina 2,1% * Con corte a junio 30 de 2011 Total: GWh Total: GWh 50.3% del total de ventas 20.0% del total de ventas 11

12 2,0 Resultados Financieros Emgesa Efectividad de las políticas comerciales demostrada con mejores márgenes durante IS 2011 Resultados Financieros y Márgenes (miles de millones de pesos) $ $ $ ,4% 59,0% 66,5% 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0% 0,0% $ El alto componente de ventas por contratos, 61,5% 15 1,5 contribuye a estabilizar el margen sin limitar $ 929 $ $ $ las oportunidades de negociación en el 30,3% 34,4% mercado spot. 1,0,5,0 30,1% 27,9% $ 454 $ 538 $ 572 $ UDM Junio 2011 Ingresos Operacionales EBITDA Ajustado Utilidad Neta Margen EDITDA Ajustado Margen Neto Ingresos operacionales estables y mejora en el Contratos margen EBITDA en 2010, a pesar de baja MNR generación, incremento en los costos de 17% combustibles y bajos precios del mercado spot. En IS de 2011 margen EBITDA ha incrementado por mejora en resultados operativos, dada la reducción en gasto en combustibles, producto de la mayor generación hidrológica, y menores compras de energía en mercado spot. Contratos 47% Ingresos Operacionales IS 2011 Spot 21% Cargo por Confiabilidad 15% Ingreso Variable * El EBITDA ajustado se calcula adicionando la depreciación y amortización (incluidas en el costo de ventas y gastos administrativos) a la utilidad operacional (la cual se estima de sustraer el costo de ventas y los gastos administrativos de los ingresos operativos). 12

13 Perfil de Deuda Emgesa Perfil de amortizaciones conservador Calendario Amortizaciones de Deuda (miles de millones de pesos) con corte a junio 2011 EBITDA (2010) ~ $1.1 billones s de millones de pesos Mile Vida Media 5.76 Años Costo Medio 8.55% Bonos Locales Bono Internacional Bancos Papeles Comerciales Composición de Deuda Financiera (miles de pesos) con corte a junio

14 Indicadores Financieros Emgesa Fortaleza en indicadores financieros bajo condiciones hidrológicas extremas Deuda/ EBITDA Ajustado* EBITDA Ajustado* / Gasto Intereses 1,7 x 1,6 x 1,5 x 1,8 x 5,3 x 5,7 x 8,5 x 8,7 x UDM Junio UDM Junio 2011 Millones de pesos Deuda Financiera Neta Apalancamiento Ef t b Efecto Reducción Capital Efecto inversión en Quimbo ,0% 19,3% 30,1% Efecto reducción de capital 21,9% 21,8% 33,1% Efecto bono internacional + Quimbo 25,8% 42,3% Jun Jun-11 Deuda Fin./ Activos Deuda Fin. / Patrimonio * El EBITDA ajustado se calcula adicionando la depreciación y amortización (incluidas en el costo de ventas y gastos administrativos) a la utilidad operacional (la cual se estima de sustraer el costo de ventas y los gastos administrativos de los ingresos operativos). 14

15 Planes de Expansión Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo En junio de 2008, el Gobierno asignó a Emgesa el cargo por confiabilidad asociado a la construcción de la Planta Hidroeléctrica El Quimbo: Embalse unipropósito, localizado en el Río Magdalena, ubicado a 2 km de Betania. Capacidad instalada: 400 MW (Francis, 2x200). Generación anual promedio esperada: GWh (60% factor de carga). Obligación de energía en firme: Dic Nov.2015 Dic Nov Dic Nov Dic Nov Dic Nov Obligación Energía en Firme (GWh / año) 400,00 852, , , , ,00 Precio US$ / MWh Millones de Dólares Vida útil estimada: 50 años. Área total del proyecto: Ha. (6 municipios). Periodo de construcción: Oct.2010 Dic Inversión estimada: US$ 837 millones. Compensación Ambiental y Social Restauración de Ha en ecosistemas forestales tropicales, considerados estratégicos en la política ambiental nacional para restauración de flora y fauna Emgesa desea tener el 100% de la población reubicada con una calidad de vida equivalente o mejor que la que tenían antes de la reubicación Junto con Betania, El Quimbo proveerá cerca del 8% de la demanda de energía Colombiana La construcción de El Quimbo está alineada con el propósito central y la estrategia de crecimiento de Emgesa: Aportar la energía para impulsar el desarrollo y el bienestar de Colombia, de nuestros clientes y de las personas a quienes llegamos 15

16 Estrategia de Financiación de El Quimbo Asegurar los recursos para el proyecto de la forma más eficiente Objetivos del Plan Financiero Certeza en la disponibilidad de los fondos Minimizar la exposición cambiaria Mantener la calificación local AAA e internacional en Grado de Inversión Instrumentos Analizados Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs) Agencias Multilaterales and Bilaterales Préstamos con bancos locales e internacionales Mantener distribución de dividendos a los accionistas Bonos en el mercado internacional de Minimizar los costos financieros capitales local e internacional Estrategia de Financiación El Quimbo Prefinanciamiento (oct ene2011) Préstamos intercompañía con Codensa Préstamos de corto plazo con bancos locales Financiación Estructural Financiación hasta por el 80% del valor del proyecto Financiación i ió en el balance de la compañía Emisión de bonos en los mercados locales e internacionales Facilidades de Liquidez Líneas comprometidas con bancos locales: $ mill (USD$180 mill) Disponible por 4 años; plazos a 5, 7 y 10 años (4-años periodo de gracia) Facilidad de préstamos intercompañía con Codensa hasta por USD$300 millones 16

17 El Quimbo en Cifras 1905 personas trabajando para el proyecto a cierre de julio de 2011 $ millones de pesos invertidos en la región 120 familias de la vereda La Escalereta con acuerdo de reasentamiento t 38 proyectos aprobados por un monto superior a los $ millones, incluidos en planes de desarrollo municipales beneficiando a más de personas Más de atenciones realizadas en las oficinas de Gigante y Garzón desde 2009 Cerca de 600 reuniones realizadas con comunidades y autoridades desde el 2007 Entrada al Túnel de Desviación 17

18 Desarrollos Recientes de El Quimbo Ejecución integral del proyecto según cronograma Gestión Social La comunidad de Domingo Arias de Paicol, conformada por 9 familias, fue reasentada en su totalidad A cierre del mes de julio, se han invertido más de $ millones en la región con el fin de dinamizar la economía del departamento, en lo referente a servicios y compras locales. Con corte a agosto de 2011, 161 personas trabajan como mano de obra no calificada (100% fue contratado en el área de influencia), 818 corresponden a mano de obra semicalificada (90% contratado en el área de influencia) y 900 como mano de obra calificada (42% contratado en el área de influencia Constitución de una fiducia para aprobar proyectos previstos en los planes de desarrollo municipales para cumplir con el compromiso de aporte por una sola vez de $ millones. En junio de 2011 el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y la CAM (Corporación Autónoma Regional del Alto Magdalena) impusieron medidas preventivas a actividades del proyecto. Emgesa adoptó estas medidas como oportunidades de mejora continua, implementando correctivos necesarios para mejorar las actividades que fueron suspendidas transitoriamente por las entidades. El 12 de septiembre se levantaron las medidas proferidas por las autoridades ambientales posterior a algunas visitas de seguimiento. Las medidas preventivas referentes a la compra de predios y la construcción del terraplén en sector de ventana 1 y 2 siguen vigentes. Con una inversión superior a los $970 millones se realizará un estudio relacionado con comunidades de peces en el Río Magdalena, el cual facilitará un adecuado proceso de decisión durante la construcción del embalse. A la fecha se han evaluado 621 individuos que corresponden a 8 familias y 26 especies. Gestión Ambiental g g p p p y Avance de Obras Túnel de Desviación Las excavaciones subterráneas del túnel de desvío llegaron al 100% de ejecución, así como el sostenimiento i t de seguridad; d actualmente t seadelanta laetapa derevestimiento i t en lazona depiso del túnel y se inició la colocación del acero de refuerzo para el portal de entrada. Así mismo se ha obtenido un importante desarrollo en lo referente a túneles de carga por cuanto se lleva a cabo la excavación a corte abierto en zona de captación, que está ligada a la estabilización de taludes y protección de la superficie en los taludes en zona de captación. Se avanza en la puesta en funcionamiento de la línea de energía a 34,5kV que abastecerá, durante toda su etapa de construcción, la zona de obras ubicada en la Finca Finlandía, situada en inmediaciones i del municipio de Gigante. 18

19 Quién es Codensa? Compañía líder en el sector de distribución de energía eléctrica en Colombia Crecimiento Demanda Energía 3,50% Principal compañía de distribución en Colombia, con una demanda de energía cumulada a junio de 2011 de GWh en su área de influencia (24% del mercado). Cre ecimiento 12meses s (%) 3,00% 2,50% 2,00% 1,50% 1,00% 0,50% 0,00% Crecimiento demanda área Codensa Crecimiento demanda nacional 2,81% 0,52% Más de Km de red de media y baja tensión en Colombia. oct-10 nov-10 dic-10 ene-11 feb-11 Fuente: XM. Con corte a 30 de junio de 2011 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 Más de 2,4 millones de clientes que Crecimiento Número de Clientes representan el 24% de la demanda nacional (a junio 30 de 2011), posicionando a Codensa +1.30% como la mayor compañía de distribución por +2.92% número de clientes en Colombia*. 25 2,5 2,46 *Estimado por Codensa Millones de Cliente es 2,5 2,4 2,4 2,3 2,3 2,2 2, % % 31% jun-11 Fuente: XM. Con corte a junio 30 de

20 Activos de Distribución Amplia cobertura en el negocio de distribución Cobertura Área de Bogotá y 103 municipios en tres Departamentos diferentes Transformadores de Potencia AT: 213 Unidades MVA MT: 93 Unidades MVA Red de Media y Baja Tensión Km Área de Servicio Km 2 Subestaciones 121 SSEE de Potencia y Centros de Distribución *Con corte a junio 30 de

21 Demanda de Energía Demanda de energía creciente en el área de influencia de Codensa Demanda de Energía en el Área de Codensa (GWh) +2.52% GW Wh jun-11 Otra Demanda y Pérdidas Peajes a comercializadores Ventas de Energía La demanda por el uso de la red de Codensa por otras compañías de comercialización alcanzó los GWh (32% de la demanda total). A junio de 2011 el 90% de las ventas fueron favorecidas por energía adquirida mediante contratos en años previos, asegurando estabilidad en los precios. 21

22 Índice de Pérdidas La inversión se ha enfocado en mantener niveles óptimos de pérdidas Índice de Pérdidas TAM 22,30 19,50 % 13,50 11,70 11,30 10,20 %10, , , ,90 8,70 8,08 8,13 8,19 7, IS 2011 Fuente: Codensa Codensa ha reinventado sus estrategias de control de pérdidas mediante la selección de clientes a través de la macro medición, el seguimiento intensivo a focos de hurto, mejoras en equipos y tiempo de la operación y procesos de actualización tecnológica para monitoreo de clientes, para contrarrestar la tecnificación del hurto y la imposibilidad de aplicar sanciones. Los planes de control de pérdidas han mejorando la efectividad de las inspecciones y han logrado el quiebre de la tendencia hacia niveles de 7,98% para Junio de

23 Evolución de Ingresos Operacionales (miles de millones de pesos) $2.772 $2.537 $2.787 $ ,3% 36,5% 35,3% 17,1% 1% 18,3% 17,2% Resultados Financieros Codensa Crecimiento en ingresos operacionales y estabilidad en márgenes 34,4% 16,1% $948 $1.012 $984 $984 $435 $507 $480 $ UDM Junio 2011 Ingresos Operacionales EBITDA Ajustado Utilidad Neta Margen EBITDA Ajustado Margen Neto Durante IS de 2011 los ingresos 60,0% operacionales crecieron en línea con la 40,0% dinámica de la demanda del área de Codensa 20,0% En el mismo período, el margen EBITDA 0,0% disminuyó debido a las mayores -20,0% compensaciones por calidad del servicio -40,0%(costos variables) por efectos de la ola -60,0% 0% invernal extendida durante el primer semestre -80,0% de 2011 y a mayores restricciones (costos asociados a las compras de energía), incluidas en la tarifa. Composición de las Ventas Acumuladas a junio 2011 (%) Las ventas a clientes residenciales y comerciales representaron más del 80% de los ingresos operacionales Residencial 58% Comercial 26% Industrial 10% Público 3% Alumbrado Público 3% 23

24 Perfil de Deuda Codensa Calendario Amortizaciones de Deuda (miles de millones de pesos) con corte a junio 2011 Perfil de deuda conservador EBITDA (2010) ~ $984 Mil Millones 392 Vida Media 4.39 Años Costo Medio 8.31% Bonos Locales Composición de Deuda Financiera (miles de pesos) con corte a junio 2011 Por Moneda Por Clase Por Tasa de Interés COP % Bonos Locales % DTF 119 9% IPC % 24

25 Indicadores Financieros Codensa Alta calidad crediticia y perfil de riesgo conservador consistentes con la calificación local AAA Deuda/ EBITDA Ajustado* EBITDA Ajustado* / Intereses 1,7 x 1,4 x 1,4 x 1,2 x 7,2 x 9,5 x 9,9 x 10,6 x UDM Junio UDM Junio UDM Junio 2011 Miles de Millon nes de Pesos Deuda Financiera Neta jun ,4% 52,9% Apalancamiento 46,0% 48,8% Pago deuda sin rollover 26,4% 25,3% 23,2% 2% 42,3% Jun-11 Deuda Fin./ Activos Deuda Fin./ Patrimonio * El EBITDA ajustado se calcula adicionando la depreciación y amortización (incluidas en el costo de ventas y gastos administrativos) a la utilidad operacional (la cual se estima de sustraer el costo de ventas y los gastos administrativos de los ingresos operativos). 25

26 Cuál es Nuestra Estrategia? Modelo de negocio y objetivos Tres Componentes, un Objetivo Crecimiento 1,5 MM nuevos clientes Gwh distribuidos MW generados Ser el grupo empresarial más admirado de Colombia y el más grande en energía eléctrica en el año 2018 Competitividad Optimización de Procesos Mejora en Disponibilidad Mejora en Calidad Plan Zenith Sostenibilidad Gestión Ambiental Fundación Endesa Desarrollo RRHH Estándares de Emisión ió Convención de Estocolmo 26

27 Pipeline de Generación de Endesa Fuerte crecimiento orgánico en América Latina Sólido pipeline de proyectos de generación en desarrollo (más de 12 GW) 27

28 Portafolio de Proyectos en Colombia Portafolio de proyectos en estudio para mantener posición de liderazgo en Colombia 28

29 Retos 2011 Metas concretas para alcanzar los objetivos de la organización Plan de Acción para 2011 G: Maximizar ingresos de cargo por confiabilidad G: Optimizar i disponibilidad ibilid d de centrales de generación Operacional D: Mejorar calidad del servicio en distribución (NIEPI y TIEPI) D: Mejorar control de pérdidas en Bogotá y Cundinamarca G: Avanzar en la construcción de El Quimbo dentro del cronograma G + D: Mantener senda positiva en resultados financieros G: Obtener financiación para El Quimbo de manera oportuna y óptima G: Refinanciación vencimientos de Emgesa Financiero i G+D:Distribuir Distribuir dividendos provenientes de la utilidad oct-dic 2010 G + D: Minimizar el gasto financiero mediante gestión activa de pasivos financieros G + D: Mantener AAA local en Emgesa y Codensa y grado de inversión en Emgesa G + D: Internacionalización de la Oficina de Relación con Inversionistas 29

30 Juan Manuel Pardo Gómez Gerente Financiero jmpardo@endesacolombia.com.co Carolina Bermúdez Rueda Subgerente de Finanzas cbermudez@endesacolombia.com.co Contáctenos Equipo de Relación con Inversionistas Patricia Moreno Moyano Jefe División Gestión Deuda y Relación con Inversionistas Ext mmorenom@endesacolombia.com.co Lina María Contreras Mora Profesional Experto Gestión Deuda y Relación con Inversionistas lcontrerasm@endesacolombia.com.co Para obtener información adicional visite nuestras páginas web: / 30

31 Condiciones de Uso Esta presentación contiene una actualización de cifras relevantes del Grupo Endesa en Colombia y sus compañías Emgesa S.A. E.S.P. ( Emgesa ) y Codensa S.A. E.S.P. ( Codensa ). Ambas compañías son emisoras de títulos de renta fija en el mercado de capitales colombiano. Emgesa ha sido autorizada por la Superintendencia i Financierai de Colombia para emitir bonos ordinarios en Colombia mediante la Resolución No. 833 de fecha enero 16 de 2009 y a emitir papeles p comerciales en Colombia mediante Resolución No de fecha diciembre 17 de De igual forma, Codensa ha sido autorizada por la Superintendencia Financiera de Colombia para emitir bonos ordinarios en Colombia mediante Resolución No. 194 de enero 29 de Los estados financieros de Emgesa y Codensa con corte a septiembre 30 de 2010 y diciembre 31 de 2010, han sido auditados por Deloitte & Touche Ltda. y han sido aprobados en las Asambleas Generales de Accionistas i de cada compañía. La presentación incluye estados financieros de períodos intermedios no auditados. 31

32 Anexos

33 Quién es Endesa Colombia? Estructura accionaria de Emgesa Grupo Controlante t Sólido y Confiable Enel Energy Europe S.R.L(Italia) 92.1% Endesa S.A. (España) 21.6% 100% América Latina Endesa Latam (España) Empresa Nacional de Electricidad S.A. (Endesa Chile) 26.9% 60% 60.6% Enersis S.A. (Chile) Empresa de Energía de Bogotá Otros Accionistas Minoritarios Económico: 21.6% Voto: 25.1% Grupo Endesa Económico: 26.9% Voto: 31.3% Poder Económico: 48.5% Poder Votación: 56.4% Económico: 51.5% Voto: 43.6% Económico: 0.005% Voto: 0.006% 33

34 Quién es Endesa Colombia? Estructura accionaria de Codensa Grupo Controlante Sólido y Confiable Enel Energy Europe S.R.L(Italia) 92.1% Endesa S.A. (España) 26.66% 100% América Latina Endesa Latam (España) 99.08% 60.6% Chilectra (Chile) 9.35% 12.5% Enersis S.A. (Chile) Empresa de Energía de Bogotá Otros Accionistas Minoritarios Económico: 26.6% Voto: 31.4% Grupo Endesa Económico: 9.35% Voto: 11.02% Económico: 12.5% Voto: 14.7% Poder Económico: 48.5% Poder votación: 57.14% Económico: 51.5% Voto: 42.8% Económico: 0.02% Voto: 0.024% 49% 51% DECSA 82.3% Otros 7.7% 34

35 Resultados Financieros Emgesa Cifras en miles de millones de pesos Caja e Inversiones Temporales Balance General 2010 Junio Junio % Emisión Bono Internacional (Enero 2011) Propiedad, Planta y Equipo Activos Totales ,7% ,3% Anticipos de imporrenta y proveedores Quimbo Obligaciones Financieras Totales Obligaciones Financieras de Largo Plazo ,2% +13,2% Emisiones bono internacional + papeles comerciales vencimiento bonos Betania nov/2011 = $647 mil millones Causación Intereses = $34 mil millones Pasivos Totales ,3% Patrimonio Total ,3% * Incluye la causación de los intereses por pagar a la fecha de corte -Impuesto I t al Patrimonio i + Sobretasa del 25% (GAAP Colombiano): disminución cuenta de revalorización de l patrimonio y aumento de cuentas por pagar = $196 mil millones 1ra cuota Mayo 2011 = $ mm (pagado) 2da cuota Sept = $ mm (estimado) - Dividendos por pagar 35

36 Resultados Financieros Emgesa Estado de Resultados Cifras en miles de millones de pesos Junio 2010 Junio 2011 Ingresos Operacionales % variación IS 10 vs IS 11 $ $ $ 979 $ 897-8,4% EBITDA Ajustado * , % Gastos Financieros ,4% Utilidad Operacional ,5% Utilidad Neta ,7% * El EBITDA ajustado se calcula adicionando la depreciación y amortización (incluidas en el costo de ventas y gastos administrativos) a la utilidad operacional (la cual se estima de sustraer el costo de ventas y los gastos administrativos de los ingresos operativos). 36

37 Resultados Financieros Emgesa Estado de Resultados - Márgenes Cifras en miles de millones de pesos Junio 2010 Junio 2011 Ingresos Operacionales $ $ $ 979 $ 897 EBITDA Ajustado * 57,38% 58,96% 52,81% 67,45% Gastos Financieros 10,42% 7,32% 7,05% 8,36% Utilidad Operacional 49,35% 51,42% 44,84% 59,42% Utilidad Neta 27,89% 30,33% 33% 29,97% 97% 34,89% * El EBITDA ajustado se calcula adicionando la depreciación y amortización (incluidas en el costo de ventas y gastos administrativos) a la utilidad operacional (la cual se estima de sustraer el costo de ventas y los gastos administrativos de los ingresos operativos). 37

38 Instrumentos Locales Deuda Financiera Emgesa Obligaciones Financieras Vigentes con Corte a Junio 30 de 2011 Miles de millones de Pesos Instrumentos Locales Cupón Tasa de Colocación Vencimiento Monto Vida Media Bonos Betania Serie B7: IPC % Bonos Tercera Emisión (Primer Lote) Bonos Cuarta Emisión (Primera Emisión Bajo el Programa) IPC % $ 180 Noviembre 10, 2011 IPC % $ 60 IPC % $ 210 Serie A7: IPC % Febrero 23, ,65 IPC % $ 40 Serie B10: IPC % IPC % Febrero 20, 2017 $ 170 5,65 Bonos Quinta Emisión Serie A5: DTF TA % DTF TA % Febrero 11, 2014 $ 49 2,62 (Segunda Emisión Bajo el Serie B10: IPC % IPC % Febrero 11, 2019 $ 160 7,62 Programa) Serie B15: IPC % IPC % Febrero 11, 2024 $ 56 12,63 Bonos Sexta Emisión Serie E-5: 9.27% 9,27% Julio 2, 2014 $ 92 3,01 (Tercera Emisión Bajo el Serie B-9: IPC % IPC % Julio 2, 2018 $ 218 7,01 Programa) Serie B-12: IPC % IPC % Julio 2, 2021 $ 90 10,01 Papeles Comerciales Serie E-353: 4.20% EA 4,20% Noviembre 7,2011 $ 70 0,36 Total $ ,71 Bono Internacional Bono Cupón Tasa de Colocación Vencimiento Monto Vida Media Bono 144A/Reg S 8.75% 8.75% Enero 25, 2021 $ 737 9,58 Total $ 737 9,58 Club Deal Prestamista Vencimiento Tasa Vida Media Monto Bancolombia Agosto, 2012 DTF TA + 2,80% 1,121 $23 Bancolombia Abril, 2012 DTF TA + 2,80% 0,786 $74 BBVA Colombia Abril, 2012 DTF TA + 2,80% 0,786 $83 Davivienda Abril, 2012 DTF TA + 2,80% 0,786 $32 Santander Abril, 2012 DTF TA + 2,80% 0,786 $94 Total 0,81 $305 0,36 Total Emgesa $

39 Resultados Financieros Codensa Cifras en miles de millones de pesos Caja e Inversiones Temporales Propiedad, Planta y Equipos Balance General Junio 2010 Junio 2011 Pago de % +1,9% dividendos utilidades 2010 (enero y abril 2011) Activos Totales ,6% Obligaciones Financieras Totales* Obligaciones Financieras de Largo Plazo ,3% -17,6% Amortización Deuda Financiera (Bonos) = $309 mil millones -Impuesto al Patrimonio Pasivos Totales Sobretasa del 25% ,2% (GAAP Colombiano): disminución cuenta de revalorización de l Patrimonio Total ,2% patrimonio y aumento de cuentas por pagar = $ 130 mil millones 1ra cuota Mayo 2011 = * Incluye la causación del principal y los intereses a la fecha de corte $ mm (pagado) 2da cuota Sept = $ mm (estimado) 39

40 Resultados Financieros Codensa Estado de Resultados Cifras en miles de millones de pesos Junio 2010 Junio 2011 Ingresos Operacionales $ $ $1.369 $ ,1% EBITDA Ajustado * ,2% Gastos Financieros ,8% Utilidad Operativa ,1% Utilidad Neta ,9% 89% * El EBITDA ajustado se calcula adicionando la depreciación y amortización (incluidas en el costo de ventas y gastos administrativos) a la utilidad operacional (la cual se estima de sustraer el costo de ventas y los gastos administrativos de los ingresos operativos). 40

41 Resultados Financieros Codensa Estado de Resultados Márgenes Cifras en miles de millones de pesos Junio 2010 Junio 2011 Ingresos $ $ $1.369 $ Operacionales EBITDA Ajustado * 36,51% 35,31% 31% 34,70% 33,08% Gastos Financieros 4,11% 3,73% 3,80% 3,12% Utilidad Operativa 27,74% 26,62% 25,93% 24,39% Utilidad Neta 18,29% 17,22% 16,80% 14,59% * El EBITDA ajustado se calcula adicionando la depreciación y amortización (incluidas en el costo de ventas y gastos administrativos) a la utilidad operacional (la cual se estima de sustraer el costo de ventas y los gastos administrativos de los ingresos operativos). 41

42 Deuda Financiera Codensa Obligaciones Financieras Vigentes con Corte Junio 30 de 2011 Millones de Pesos Bono Cupón Tasa de colocación Vencimiento Monto Vida Media Bonos Primera Emisión Serie A10: IPC % IPC % Marzo 11, 2014 $ 250 2,70 Bonos Segunda Emisión Bonos Tercera Emisión Bonos Cuarta Emisión (Primer Tramo Programa) Serie A10: IPC % IPC % Marzo 14, 2017 $ 147 5,71 Serie A10: IPC % IPC % Marzo 14, 2017 $ 245 5,71 Serie B5: DTF TA % DTF TA % Marzo 14, 2012 $ 34 0,71 Serie A5: IPC % IPC % Diciembre 11, 2013 $ ,45 Serie B5: DTF % DTF TA % Diciembre 11, 2013 $ 86 2,45 Serie A10: IPC % IPC % Diciembre 11, 2018 $ 80 7,45 Serie B3: IPC % IPC % Febrero 17, 2013 $ 80 1,64 Serie B6: IPC % IPC % Febrero 17, 2016 $ 145 4,64 Total $ ,14 Total Codensa $

43 Industria Energía Eléctrica en Colombia Generación Transmisión Libre competencia Sectores regulados Marco regulatorio transparente t y pro mercado La reforma del sector energético colombiano es vista como un benchmark para otros mercados emergentes que desean incorporar reformas amigables al mercado en la regulación del sector de servicios públicos y así atraer inversión privada Transparencia, perspectiva de crecimiento, señales claras al mercado y un nuevo esquema de cargo por confiabilidad, posicionan al sector energético colombiano como uno de losmásatractivosentresuspares latinoamericanos i Las políticas macroeconómicas estables y perspectivas de crecimiento, junto con la reforma del sector han generado un creciente interés por parte de inversionistas estratégicos y financieros de talla mundial Distribución Comercialización Libre competencia Comisión ió de Regulación de Energía y Gas (CREG) Ministerio de Minas y Energía (MME) Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) Consejo Nacional de Operación (CNO) Superintendencia de Servicios Administrador y Operador Públicos Domiciliarios del Sistema (XM) Actividades donde Opera Emgesa 43

44 Estructura del Mercado Eléctrico Estructura del Mercado Generadores Precio Spot Mercado Mayorista Contratos Bilateral es / Contratos Bilateral es / Precio Spot Precio Spot Mercado No Regulado Distribución / Comercialización Tarifa Regulada Commercialization Mercado Regulado 44

45 Modelos de Precio y Despacho El sector eléctrico colombiano sigue las bases del modelo de Reino Unido y Chile SD/Mwh) Costos Variables ( U Estructura del Mercado Hidro Demnada (Mwh) Costo Marginal= Precio Spot Carbón del interior Carbón de la costa Gas del interior Ciclo Combinado de la costa o Combinado Gas Cicl Combustible Ga as del interior Ciclo Simple Resultado de Generación de las Plantas (MWh) Gas de la costa Ciclo Simple Combustible Gaso olina Modelo de Precio y Despacho Mercado Spot Con un día de anticipación, i ió los generadores ofrecen proveer energía a una tarifa determinada por cada bloque por hora y el cupo se llena con la tarifa más baja que coincida con la demanda esperada. Todos los generadores que son despachado a esa hora reciben la tarifa más alta cotizada por el generador menos eficiente despachado. Contratos Libremente Negociados Los generadores pueden libremente adoptar contratos negociados con clientes no regulados o con distribuidores o compañías de negociación Como en el mercado Spot, todos los generadores que son despachados en esa hora reciben la tarifa más alta cotizada por el generador menos eficiente despachado Despacho Plantas Ingresos del Pago por Confiabilidad Spread Recibido (Precio Spot Costo Variable) Back Up Pago cargo por confiabilidad El método compensa a cada planta de generación eléctrica por su compromiso en firme de proveer generación de energía al SIN durante periodos de escases con el fin de evitar racionamientos de energía Motiva nuevas inversiones en plantas de generación 45

46 Composición de la Tarifa de Distribución Sector de Distribución de Energía Colombiano Costo Unitario Generación Transmisión Distribución Comercialización Pérdidas Restricciones Cargo por uso C = Costo por Factura Consumo promedio facturado $/ Kwh = Inversión + AOM (Administración. & Mantenimiento) Demanda Costo Fijo Cuf m = Cf m Generación: Costo de las compras de energía Transmisión: Costo del uso del sistema de interconexión para transmisión de energía Distribución: Costo del uso del sistema local de distribución y del sistema de transmisión regional Comercialización: Costo de la intermediación entre el usuario final y los comercializadores Pérdidas: Pérdidas reconocidas, incluyendo costos de las plantas para administrar las pérdidas Restricciones: Costo de las restricciones y servicios asociados a la generación Costo Unitario: Costo unitario, parte costo variable Costo Fijo: Costo fijo de comercialización 46

47 Comportamiento Precio Spot Caída constante en el precio spot y tendencia creciente en los precios de los contratos Evolución Precio Promedio Spot y Precio Promedio de los Contratos h COP$ / kw Precio Spot Precio Contratos Mercado No Regulado Precio Contratos Mercado Regulado 2011 Precio spot diario Max $129 / KWh Min $ 60 / KWh Promedio $ 90 / KWh 131,65 97, ,69 Dec-08 Jan-09 Feb-09 Mar-09 Apr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Aug-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dec-09 Jan-10 Feb-10 Mar-10 Apr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Aug-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dec-10 Jan-11 Feb-11 Mar-11 Apr-11 May-11 Jun-11 Fuente: XM. Precios promedio mensaules. Con corte a junio 30 de

48 125 % 100 % 75 % 50 % 25 % Balance Plantas Hidroeléctricas de Emgesa Volumen Embalses de Emgesa Volumen de Embalses 0 % jun-09 jul-09 ago-09 sep-09 oct-09 nov-09 dic-09 ene-1feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 ene-1feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 Fuente: XM Con corte a junio 30 de 2011 MUÑA GUAVIO BETANIA 48

49 Obligaciones Energía en Firme Asigandas Distribución de las Obligaciones de Energía en Firme (OEF) asignada Obligación de Energía en Firme Emgesa (GWh / Año) Dic Nov Dic Nov Dic Nov Dic Nov Guavio Pagua Betania Cartagena Termozipa Quimbo 400 Total Precio US$ / MWh 13,85 14,4 14,4 13,998 Participación por agente en la OEF (GWh / Año) TOTAL GWh/año EMGESA 21% EPM 18% ISAGEN 13% GECELCA 14% EPSA 5% TOTAL GWh/año EMGESA 20% TOTAL TOTAL GWh/año GWh/año TOTAL EMGESA GWh/año 19% EMGESA 19% EMGESA 18% EPM EPM 21% EPM EPM 21% 17% 21% ISAGEN 12% ISAGEN 12% GECELCA GECELCA 14% 13% EPSA 5% EPSA 5% EPSA 4% ISAGEN 12% ISAGEN 12% GECELCA 14% GECELCA 14% EPSA 4% OTROS 29% OTROS 32% OTROS 30% OTROS 30% OTROS 30%

50