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3T-2013
19 de febrero de 2015
Informe de resultados al cuarto trimestre de 2014 – 4T14
Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. (EPSA)
1.
Principales cifras consolidadas de EPSA1
Trimestre 4
Unidades
Resultados financieros
Ingresos operacionales
Utilidad operacional
Ebitda
Margen ebitda
Utilidad neta
COP MM
COP MM
COP MM
%
COP MM
4T14
Acumulado a Diciembre
4T13
2014
2013
334.195
127.165
144.522
43,24%
66.705
327.314
118.133
143.844
43,95%
72.764
1.412.200
617.583
692.632
49,05%
341.495
1.267.024
509.496
588.263
46,43%
279.518
Generación
Energía producida hidráulica
Comercialización mayorista
Ventas en contratos
Ventas en Bolsa
GWh
GWh
GWh
GWh
817
1.089
761
328
876
1.146
711
434
3.332
4.357
2.859
1.498
3.190
4.258
2.689
1.569
Distribución
Pérdidas de energía - promedio móvil
Recaudo
SAIDI
SAIFI
%
%
Horas
Veces
8,85%
99,6%
3,8
4,5
8,91%
99,7%
3,4
4,5
8,85%
99,6%
13,3
16,7
8,91%
99,7%
14,9
18,0
481
274
207
553.671
459
265
194
544.383
1.930
1.095
835
553.671
1.821
1.072
748
544.383
Comercialización minorista
Comercialización minorista
Ventas mercado regulado
Ventas mercado no regulado
Usuarios
1
GWh
GWh
GWh
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%.
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2.
Informe del mercado eléctrico
3T-2013
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.
Acum. Año Acum. Año
Unid.
4T2014 4T2013
2014
2013
Demanda - SIN
GWh
16.109
15.506
63.570
60.886
Demanda comercial regulada
GWh
10.777
10.275
42.323
40.282
Demanda comercial no regulada
GWh
5.235
5.132
20.864
20.237
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%
Demanda - Costa Atlántica GWh
Demanda - Valle del Cauca GWh
Demanda - Antioquia GWh
dic-14
oct-14
nov-14
sep-14
ago-14
jul-14
jun-14
abr-14
may-14
feb-14
mar-14
ene-14
dic-13
oct-13
nov-13
sep-13
jul-13
ago-13
jun-13
abr-13
may-13
feb-13
mar-13
ene-13
-10%
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
2014.
Aportes hidrológicos - SIN
% de la media histórica
Aportes EPSA
% de la media histórica - EPSA
Acum. Año Acum. Año
2014
2013
Unid.
4T2014 4T2013
GWh
13.183
13.686
50.317
49.589
%
87%
92%
91%
91%
GWh
949
1.109
3.393
3.352
%
84%
97%
96%
96%
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Aportes hidrológicos
500
GWh
8.000
3T-2013
400
6.000
300
4.000
200
2.000
100
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
-
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 2013. La producción total de energía del
mercado colombiano fue, en el cuarto trimestre, de 16.434 GWh, un 4,2% superior a la presentada
en el 2013. En lo corrido del año se tienen 64.328 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
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
16%
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 térmica SIN (GWh)
Generación Cogeneradores SIN (GWh)
Generación térmica SIN
%
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Precio de la energía SIN
3T-2013
El precio promedio de la Bolsa de Energía se ubicó en 183 $/kWh, un 6% inferior a los 195 $/kWh
del cuarto trimestre de 2013. 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.
Acum. Año Acum. Año
Unid.
4T2014 4T2013
2014
2013
Precios Bolsa corrientes - SIN
$/kWh
183
196
225
177
Precios contratos Mc corrientes - SIN
(para atender al mercado regulado)
$/kWh
146
139
144
140
Precios SPOT - SIN
374
382
335
184
232
188
151
161
Ene
230
Feb
Mar
Abr
140
143
May
Jun
Jul
151
144
Ago
Sep
167
164
Nov
Dic
Oct
Precio spot - año 2014 ($/kWh)
147
Precios contratos Mc - SIN
146
175
212
Precio spot - año 2013 ($/kWh)
146
210
207
177
185
181
138
200
145
143
143
146
145
144
144
139
139
139
139
Ago
Sep
Oct
Nov
141
140
139
Ene
140
Feb
140
Mar
141
Abr
141
139
139
May
Jun
Precio contratos Mc - año 2013 ($/kWh)
Jul
140
Dic
Precio contratos Mc - año 2014 ($/kWh)
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3.
Resultados operativos y financieros
3T-2013
Estado de Resultados
Ingresos operacionales consolidados EPSA ($ millones)
440.935
306.637
317.146
315.927
327.314
328.824
50.024
50.350
49.097
47.937
52.526
146.849
145.558
139.275
138.585
146.467
51.704
308.246
156.670
334.195
52.243
53.216
159.534
165.339
216.572
109.440
107.694
108.502
1T13
2T13
3T13
Generación de energía eléctrica
Uso y conexión de redes
132.273
4T13
123.259
1T14
114.942
83.377
2T14
Comercialización minorista
Otros servicios operacionales
3T14
4T14
Comercialización de gas y de transporte
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)
1.039
876
801
892
803
817
711
583
1T13
2T13
3T13
Alto y Bajo Anchicayá
4T13
Salvajina
1T14
Calima
2T14
Prado
3T14
Menores
4T14
Total
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Ventas de energía mercado mayorista
consolidado EPSA (GWh)
1.146
1.057
1.024
1.198
1.118
1.032
1.089
952
506
434
3T-2013
328
424
383
340
412
674
684
620
711
692
694
712
761
1T13
2T13
3T13
4T13
1T14
2T14
3T14
4T14
Ventas en contratos
Ventas en Bolsa
241
Total
Durante 2014, no se presentaron ingresos de comercialización y transporte de gas.
Ventas de energía comercialización minorista
consolidado EPSA (GWh)
508
481
219
207
270
290
274
2T14
3T14
4T14
475
459
461
479
198
194
199
210
262
278
265
262
2T13
3T13
4T13
1T14
445
442
176
180
268
1T13
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 $159.534 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.
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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.
3T-2013
El ebitda en el cuarto trimestre de 2014 por valor de $144.522 millones, creció un 0.5% al obtenido
en igual período de 2013.
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 2012.
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 $13.891 millones; y a la provisión, por valor de $12.520 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 $66.705 millones, y fue menor en un 8,3% a la obtenida
en igual periodo de 2013.
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 $17.502
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 2014.
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 $21.153 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 $36.735 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%.
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4.
Inversión y plan de expansión
3T-2013
Al cierre de 2014, se ejecutaron inversiones consolidadas por $253.446 millones, de las cuales
$158.991 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 $151.891 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 $290.184 millones. Se proyecta que la central inicie operación comercial en el
segundo trimestre de 2015.
En el negocio de distribución, al cierre del 2014, se realizaron inversiones por $79.134 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.
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Estados financieros consolidados EPSA2
3T-2013
Cifras en millones de pesos
Trimestre 4
Acumulado a Diciembre
ESTADO DE RESULTADOS
Generación de energía eléctrica
Comercialización minorista
Comercialización de gas y de transporte
Uso y conexión de redes
Otros servicios operacionales
4T14
114.942
159.534
52.243
7.476
4T13
132.273
139.275
47.937
7.829
∆%
-13%
15%
9%
-5%
2014
538.149
628.011
209.689
36.352
2013
457.909
570.267
14.572
197.408
26.868
∆%
18%
10%
-100%
6%
35%
TOTAL INGRESOS OPERACIONALES
334.195
327.314
2,1%
1.412.200
1.267.024
11,5%
Costos variables
Costos fijos
Depreciación y amortizaciones
(116.302)
(60.452)
(15.223)
(120.266)
(49.030)
(23.705)
-3%
23%
-36%
(471.089)
(206.052)
(67.388)
(454.469)
(181.857)
(70.262)
4%
13%
-4%
COSTO DE VENTAS
(191.977)
(193.001)
-0,5%
(744.530)
(706.589)
5%
Administración
Depreciación y amortizaciones
GASTOS OPERACIONALES
(12.920)
(2.133)
(15.053)
(14.174)
(2.006)
(16.180)
-9%
6%
-7%
(42.427)
(7.660)
(50.087)
(42.434)
(8.505)
(50.939)
0%
-10%
-2%
UTILIDAD OPERACIONAL
127.165
118.133
8%
617.583
509.496
21%
EBITDA
MARGEN EBITDA
144.522
43%
143.844
44%
0,5%
-2%
692.632
49%
588.263
46%
17,7%
6%
Ingresos financieros
4.302
5.477
-21%
16.004
19.239
-17%
14.162
8.076
75%
23.872
14.208
68%
Gastos financieros
Otros gastos no operacionales
Diferencia en cambio neta
TOTAL INGRESOS Y GASTOS NO
OPERACIONALES, NETO
UTILIDAD NETA ANTES DE PROVISIÓN
PARA IMPUESTO SOBRE LA RENTA
(15.444)
(26.694)
993
(14.796)
(622)
163
4%
4195%
511%
(60.840)
(59.471)
1.939
(57.639)
6%
(34.397)
73%
46 4097%
(22.681)
(1.701)
1233%
(78.496)
(58.542)
34%
104.485
116.432
-10%
539.087
450.954
20%
Provisión para impuesto sobre la renta
(38.941)
(43.386)
-10%
(197.471)
(169.822)
16%
1.161
66.705
(282)
72.764
-512%
-8,3%
(121)
341.495
(1.613)
279.518
-93%
22,2%
Otros Ingresos no operacionales
Participación de terceros
UTILIDAD NETA
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%.
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Cifras en millones de pesos
BALANCE GENERAL
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
3T-2013
Dic-2014
Dic-2013
∆%
174.682
101.459
72,17%
185.267
223.998
-17,29%
139.711
147.973
-5,58%
9.017
7.425
21,44%
18.778
1.276 1371,61%
527.455
482.131
9,40%
5.082
12.285
-58,63%
10.675
11.448
-6,75%
2.468.520
2.367.704
4,26%
22.558
20.603
9,49%
237.687
163.309
45,54%
16.190
10.217
58,46%
1.426.072
1.435.739
-0,67%
4.186.784
4.021.305
4,12%
4.714.239
4.503.436
4,68%
22.223
1.070 1976,92%
9.634
8.951
7,63%
148.072
111.337
32,99%
84.499
56.278
50,15%
10.144
9.346
8,54%
43.115
31.927
35,04%
11.512
12.196
-5,61%
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42,45%
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-4,51%
600.000
600.000
0,00%
156.502
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3,47%
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-4,13%
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-6,76%
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3,65%
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4,68%
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